Ключевые слова: крепление скважин, тампонажный раствор, вечная мерзлота, бурение, цемент.

Одной из проблем строительства скважин в зонах знакопеременных температурных воздействий является обеспечение качественного крепления скважин. Этому зачастую мешает свободная вода в тампонажном камне в условиях многолетнемерзлых почв (ММП), а также пластовая вода, которая со временем разрушает цементный камень.

Одной из причин недоподъема тампонажного раствора до устья в скважинах, проходящих через криолитозону, является кавернообразование, которое возникает вследствие растепления пород, что приводит к неправильному расчету потребного количества цементной смеси. Полное замещение бурового раствора буфером в образовавшихся кавернах практически невозможно, даже если цементный раствор достигает устья. Со временем тампонажный раствор оседает в нижней части каверны, а промывочная жидкость поднимается, образуя каналы в цементном камне [1, 2, 3].

Низкая адсорбционная способность вводимых добавок приводит к ускорению седиментационных процессов, которые негативно влияют на качество цементирования скважин в многолетнемерзлых породах.

Низкое сцепление тампонажного камня с обсадной колонной и горной породой в большей степени вызвано усадкой цементного раствора при затвердевании, величина которой может составлять до 0,3 % [4, 5].

Процесс крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород имеет свои технологические особенности:

- Низкие температуры в криолитозоне могут привести к замерзанию жидкости в скважине. Это особенно критично, если потребуется сделать даже кратковременный перерыв в освоении, и далее могут возникнуть соответствующие проблемы.

- Физико-механические свойства замерзших пород, обладающих идентичным минеральным составом, способны существенно варьироваться. Такие показатели, как температурный режим, плотность, водопроницаемость, теплопроводность и электропроводность, изменяются вследствие перехода влаги из жидкой фазы в твердую (лед).

- Криолитозона обладает высокой чувствительностью к тепловому воздействию, что может привести к осложнениям в скважине. Их ликвидация потребует значительных временных и материальных затрат.

В условиях низкотемпературных скважин можно выделить несколько характерных осложнений:

· Растепление криолитозоны.

· Образование каналов в цементном камне, обусловленное присутствием свободной жидкости затворения, не вступившей в реакцию гидратации с клинкерным материалом.

· Примерзание инструмента к стенкам скважины.

· Неполное поднятие тампонажного раствора до устья скважины из-за образования каверн.

· Деформация обсадных труб в результате обратного промерзания горных пород, когда давление в заколонном пространстве превышает предел прочности обсадных труб.

· Нарушение герметичности крепи скважины, вызванное слабым сцеплением цементного камня с породой и обсадной трубой [6].

В условиях криолитозоны на цементный камень воздействуют противоположно направленные тепловые потоки: с одной стороны – тепло технологической жидкости, передающееся через обсадную колонну, с другой – холод от мерзлых пород. Такое температурное воздействие приводит к сложным теплообменным процессам, которые необходимо тщательно учитывать при креплении скважин [30].

Грамотный расчет и контроль предельно допустимых значений температурного воздействия и физико-химических характеристик цементного раствора позволяет существенно повысить долговечность крепи скважины. Это, в свою очередь, снижает необходимость проведения капитальных ремонтов и предотвращает возникновение простоев в процессе бурения.

Сведения о качестве цементирования скважин на Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении представлены в виде диаграмм на рисунках 1.1–1.2 (составлено авторами).

Анализ диаграмм, представленных на рисунках, свидетельствует о недостаточной прочности сцепления цементного камня как с обсадной колонной, так и с породами стенок скважины, что становится причиной негерметичности заколонного пространства [7]. Обеспечить надежную изоляцию в таких условиях возможно за счет использования тампонажных растворов, обладающих повышенной устойчивостью к седиментации. Особенно это актуально для районов с многолетнемерзлыми породами (ММП), где природные и геологические особенности рассматриваемого горного массива провоцируют активное водоотделение в тампонажной системе [8, 9].

Одним из наиболее опасных осложнений при строительстве скважин в мерзлых грунтах является их термическое разрушение. Это явление возникает вследствие высокой теплопроводности технологических жидкостей, нарушающих естественный температурный режим многолетнемерзлых пород [10, 11].

Оттаивание грунтов может инициировать развитие неблагоприятных геокриологических процессов – просадок, термокарстов, оползней, а также вызвать деформации наземной инфраструктуры. Кроме того, значительно возрастает вероятность образования циркуляционного канала в затрубном пространстве, по которому пластовый флюид способен достичь поверхности, нарушив приустьевую зону [12, 13, 14].

Однако есть некоторые особенности твердения тампонажных растворов в ММП. Увеличение удельной поверхности цемента способствует ускорению гидратационных процессов за счет увеличения площади взаимодействия с водой. Это, в свою очередь, обеспечивает более раннее формирование гидратных соединений. При неизменном водоцементном отношении сокращение расстояния между частицами цемента ускоряет образование плотных коагуляционных и кристаллических структур. Данный принцип лежит в основе действия быстротвердеющих портландцементов, удельная поверхность которых превышает стандартную в 1,5–2 раза. Напротив, слежавшийся или комковатый цемент характеризуется замедленным темпом твердения. Снижение активной удельной поверхности также приводит к замедлению гидратации при введении двуводного гипса в клинкер.

Давление оказывает незначительное влияние на свойства цементного раствора, тем не менее оно способствует более интенсивному проникновению воды в частицы вяжущего вещества, что ускоряет процесс гидратации. Это приводит к росту вязкости раствора и сокращению времени его загустевания и начала твердения.

Снижение водоцементного отношения ускоряет схватывание за счет быстрого перенасыщения раствора и образования плотной структуры. Этот эффект выражен только при низких В/Ц (~0,3), в диапазоне 0,45–0,55, характерном для скважинного цементирования, влияние В/Ц на сроки схватывания менее заметно. При высоком В/Ц увеличивается вероятность образования льда в цементном камне [15].

Температура оказывает решающее влияние на твердение. При понижении температуры снижается скорость растворения и гидратации, что ведет к недобору прочности и образованию пористой структуры [16–18].

В условиях многолетнемерзлых пород тампонажный раствор подвержен замерзанию на разных этапах твердения. При замерзании до начала схватывания (В/Ц = 0,50, t = –5 °C) в цементе образуются ледяные прожилки шириной 0,001–1,0 мм и длиной до 40 мм. Объем увеличивается до 5 %, нарушается контакт между частицами и прочность на изгиб снижается до 10–15 % от нормированных значений [19]. При медленном замерзании ускоряется седиментация: вода поднимается вверх, формируя фильтрационные потоки. Это вызывает образование каналов и трещин в цементном камне, а также скопление воды за обсадной колонной – так называемые «водяные пояса» [21, 22].

Таким образом, при отрицательных температурах резко снижается скорость гидратации, усиливается седиментация, нарушается структура цементного кольца, снижается его сплошность и герметичность.

Характеристики тампонажного раствора и цементного камня, необходимые для эксплуатации скважин в условиях низких температур

В данном разделе представлен технические требования к тампонажным материалам, предназначенным для цементирования обсадных колонн в условиях криолитозоны. Ключевые из них включают:

1. Быстрое схватывание и развитие прочности при низких температурах. Материалы должны схватываться в течение ограниченного времени (не более 10 часов) и обеспечивать необходимую прочность в температурных условиях межтрубного пространства без подогрева жидкости затворения. Это критически важно для оперативного создания прочного цементного камня.

2. Низкое водоцементное отношение. Уменьшение соотношения вода/цемент способствует сохранению прочностных характеристик материала при охлаждении и изменении водного баланса.

3. Продолжительный срок прокачиваемости. Тампонажные растворы должны сохранять текучесть не менее двух часов, что необходимо для равномерного заполнения кольцевого пространства при ускоренном процессе схватывания.

4. Седиментационная устойчивость и высокая скорость формирования структуры. Смеси должны эффективно удерживать твердые частицы во взвешенном состоянии и быстро формировать структуру, предотвращая образование водяных прослоев, способных замерзать и вызывать деформации обсадной колонны.

5. Отсутствие усадки и обеспечение плотного контакта с колонной и горной породой. Материал должен обеспечивать герметичное сцепление с обсадной трубой и стенками скважины без образования пустот и трещин.

6. Низкая теплопроводность и минимальное тепловыделение. Тампонажные составы должны обладать пониженной теплопроводностью (в 3–4 раза ниже стандартных цементных растворов) и выделять минимальное количество тепла при твердении, чтобы избежать разрушения мерзлых пород.

7. Повышенная стойкость к механическим воздействиям при замерзании. Сформировавшийся цементный камень должен выдерживать как механические, так и температурные нагрузки, возникающие при обратном промерзании.

Соблюдение указанных требований позволит обеспечить надежное, долговечное и герметичное состояние обсадных колонн во времени, необходимом для безопасности и устойчивости скважин в криолитозоне [23, 24, 25].

Нарушение герметичности цементного кольца может быть вызвано различными факторами, такими как несоответствие рецептуры тампонажного раствора, конструкция обсадных колонн, технология цементирования и ошибки в оценке горно-геологических условий. Также разгерметизация возможна из-за термических воздействий на колонну во время освоения и эксплуатации скважины.

Возникновение микрозазоров в зоне контакта «цементный камень – обсадная колонна» может быть обусловлено рядом механических воздействий, сопровождающих углубление скважины. К числу таких воздействий относятся бурение из-под башмака ранее спущенной колонны, проведение опрессовочных работ, перфорация обсадной трубы, а также осуществление гидроразрыва пласта. Кроме того, динамические нагрузки, возникающие в результате гидроударов, оказывающих влияние на внутренние стенки обсадной колонны, могут способствовать локальному разрушению цементного камня и ухудшению герметичности заколонного пространства.

Из-за особенностей структуры портландцемента (средний размер частиц от 5 до 40 микрометров) в затвердевшем цементном камне образуются поры меньшего размера, которые не способны пропускать жидкие и газообразные вещества. Однако тампонажные растворы с определенным водосодержанием (В/Ц = 0,44–0,50) создают капиллярные поры, снижающие изоляционные свойства цементного камня.

Согласно методике, разработанной ОАО «НПО «Бурение» (ВНИИКРнефть), оценка коэффициента качества цементирования (ККЦ) осуществляется по четырехуровневой шкале:

• 1,00 ≥ K > 0,80 – уровень считается высоким;
• 0,80 ≥ K > 0,63 – показатель расценивается как удовлетворительный;
• 0,63 ≥ K > 0,20 – характеризуется как неудовлетворительный;
• 0,20 ≥ K > 0 – свидетельствует о крайне низком качестве.

Анализ производственных данных и накопленного практического опыта показывает, что скважины с коэффициентом ниже 0,63 склонны к формированию межколонного давления. Это, как правило, ведет к ускоренному процессу обводнения и требует проведения сложных и финансово затратных ремонтно-изоляционных мероприятий. В случае с газовыми скважинами расходы на данные работы превышают 2,5 % от совокупной стоимости добычи.

На российском рынке наблюдается устойчивая тенденция к росту объемов ремонтно-изоляционных операций. Уровень обводненности эксплуатируемых нефтегазовых скважин остается высоким, а на отдельных месторождениях достигает 80 % и выше [27].

Для контроля за перемещением пластовых и заколонных флюидов разработан ряд специализированных устройств, позволяющих фиксировать характеристики потоков с различной степенью детализации. Среди них особенно выделяется трехкомпонентный геоакустический каротаж (ТК ГАК), предоставляющий наиболее полную и достоверную информацию о пространственной структуре потоков. Этот метод способен регистрировать как вертикальное, так и горизонтальное направление движения флюидов [28, 29]. Методика ТК ГАК позволяет решать следующие задачи:

1. Выявление заколонной и межколонной миграции флюидов;
2. Определение зон накопления флюида в пустотах и микроканалах цементного кольца;
3. Локализация источников газовых и газожидкостных проявлений внутри обсадной колонны;
4. Установление положения границы раздела фаз «газ – жидкость»;
5. Идентификация типа флюида;
6. Выявление зон поглощения промывочной жидкости в процессе бурения.

На рисунке 2 можно увидеть негерметичность колонны, выявленную при помощи ТК ГАК.

Проблема межколонных давлений остается актуальной при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Под межколонным давлением понимается избыточное давление, создаваемое флюидом, находящимся в межколонном пространстве, и проявляющееся на устье скважины. Причинами нарушения герметичности скважинной крепи могут выступать дефекты в резьбовых соединениях обсадных колонн, несоответствующее качество цементного кольца в затрубном интервале, неполный подъем цементного раствора до устья, а также разгерметизация уплотнительных элементов скважинного оборудования.

Состав межколонного флюида может включать в себя как жидкие, так и газообразные углеводороды, а также пластовые воды.

Заключение

Оптимизация технологии крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород (ММП) требует детального изучения влияния геологических и термодинамических факторов на свойства цементного камня. В частности, низкие температуры, кавернообразование, низкие градиенты гидроразрыва и возможное замерзание жидкости в скважине существенно осложняют процесс цементирования. Для минимизации этих рисков необходимо разрабатывать и применять специализированные тампонажные составы, обладающие повышенной прочностью, седиментационной устойчивостью и адгезией к стенкам скважины.

Особую значимость приобретает использование цементных растворов с минимальным водоцементным отношением, исключающих усадку при твердении и обеспечивающих герметичность заколонного пространства. При этом следует учитывать влияние температурных градиентов на скорость гидратации цемента: низкие температуры замедляют процесс твердения, способствуя образованию капиллярных пор и снижению прочности цементного камня.

Для повышения надежности крепления скважин необходимо проводить комплексные лабораторные исследования, включая моделирование теплового взаимодействия цементного раствора с окружающей средой, а также исследование влияния знакопеременных температурных воздействий. Применение климатических камер для имитации реальных условий эксплуатации позволит выявить оптимальные составы цементных растворов и разработать эффективные методики их применения.

Следующим этапом изучения вопроса крепления скважин в ММП нами предлагается исследование влияния знакопеременных температурных воздействий при использовании в климатической установке образцов цементного раствора.

Литература

1. Нуцкова М.В., Алхааза Мохаммад. Обзор проблем крепления скважин и применяемых тампонажных материалов // Деловой журнал «Neftegaz. Ru» – 2023. – № 11.

2. Актуальные проблемы технологии бурения скважин на месторождениях ОАО «Газпром». Часть 1. / А.И. Гриценко, А.В. Кулигин, Р.А. Ивакин, В.Г. Григулецкий // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2014. – № 3. – С. 4–15.

3. Буслаев Г.В. и др. Моделирование решений для размещения арктических нефтегазовых объектов // Деловой журнал NEFTEGAZ. RU. – 2022. – № 1. – С. 62–71.

4. Зимина, Д.А. Разработка расширяющихся тампонажных смесей с нормированными свойствами эксплуатации в условиях низких и отрицательных 110 температур / Д.А. Зимина // Проблемы геологии и освоения недр: труды XXII Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 155-летию со дня рождения академика В.А. Обручева, 135-летию со дня рождения академика М. А. Усова, основателей Сибирской горно-геологической школы, и 110-летию первого выпуска горных инженеров в Сибири.– Томск. – 2018. – Т. 2. – С. 122–124.

5. Зимина, Д.А. Технологические решения повышения качества крепления скважин на примере Бованенковского и Уренгойского месторождений / Д.А. Зимина, М.В. Двойников // Бурение в осложненных условиях: Тезисы докладов II Международной научно-практической конференции. – Санкт-Петербург. – 2017. – C. 26–27.

6. Овчинников В.П., Аксенова Н.А., Овчинников П.В. Физико-химические процессы отвердения, работа в скважине и коррозия цементного камня: Учеб. пособие для вузов. – Тюмень: Издательско-полиграфический центр «Экспресс», 2011.

7. Зимина, Д.А. Обоснование и разработка микросиликатных тампонажных систем для крепления скважин в криолитозоне: специальность 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин»: автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук / Зимина Дарья Андреевна. – Санкт-Петербург, 2020. – 20 с. – EDN GGOJKF.

8. Dai J. et al. Solution calorimetry to assess effects of water-cement ratio and low temperature on hydration heat of cement // Construction and Building Materials. – 2021. – Т. 269. – С. 121222. Doi: 10.1016/j.conbuildmat.2020.121222.

9. Lu Z. et al. Change trend of natural gas hydrates in permafrost on the Qinghai-Tibet Plateau (1960–2050) under the background of global warming and their impacts on carbon emissions // China Geology. – 2022. – Т. 5. – № 3. – С. 475–509. Doi:10.31035/cg2022034.

10. Li Y. et al. Mechanical study on the wellbore stability of horizontal wells in natural gas hydrate reservoirs //Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2020. – Т. 79. – С. 103359. Doi: 10.1016/j.jngse.2020.103359.

11. Gizatullin R.R., Dvoynikov M. V. Et al. (2023) drilling in gas hydrates: managing gas appearance risks energies. № 16. Pp. 1–13. Doi: 10.3390/en16052387.

12. Xuerui Wanga, Vaojiang Suna , Zhiyuan Wang, Yonghai Gao, Hao Li. (2019). Coupled heat and mass transfer model of gas migration during well cementing through a hydrate layer in deep-water regions. Applied thermal engineering, 163. Doi: 10.1016/j.applthermaleng.2019.114383.

13. Васильев Г.Г., Джалябов А.А., Леонович И.А. Анализ причин возникновения деформаций инженерных сооружений объектов газового комплекса в криолитозоне // Записки горного института. – 2021. – Т. 249. – С. 377–385. (2019).

14. Овчинников П.В., Кузнецов В.Г., Фролов А.А., Овчинников В.П., Шатов А.А., Урманчеев В.И. Специальные тампонажные материалы для низкотемпературных скважин. – М.: ООО»Недра-Бизнесцентр», 2002. – 115 с.: ил.

15. Зимина Д.А., Лунев А.В. Тампонажные растворы в зоне многолетнемерзлых пород // Деловой журнал «Neftegaz. Ru» – 2024. – № 7.

16. Haitao Li, Zhaolong Ge, Na Wei, Wantong Sun, Yao Zhang, Jin Xue, Lin Jiang, Jun Pei, Bing Liao, Hongliang Cao, Ruixu Zhang, Shuangli Li, Qixia Lu, Jinyan Luo. (2021). Research on intelligent judgment method of natural gas hydrate drilling risk. Petroleum, 7, 439–450. Doi: 10.1016/j.petlm.2021.10.014.

17. Şükrü merey. (2018). Evaluation of drilling parameters in gas hydrate exploration wells. Journal of petroleum science and engineering, 172, 855–877. Doi: 10.1016/j.petrol.2018.08.079.

18. Анализ факторов, влияющих на образование газовых гидратов в свободном и поровом объеме / А.А. Воронцов, Г.В. Буслаев, М.С. Сандыга [и др.] // Научный журнал Российского газового общества. – 2023. – № 3 (39). – С. 32–43. – EDN TCJKPN.

19. Changes in natural gas hydrates in permafrost on the Qinghai-Tibet Plateau under the background of global warming and their impacts on carbon emissions / Zh. Q. Lu, Ch. G. Wu, N. Y. Wu [et al.] // China Geology. – 2022. – Vol. 5, № 3. – P. 1–35. – DOI 10.31035/cg2022034. – EDN NWWXJN.

20. Novel Water-Based Drilling and Completion Fluid Technology to Improve Wellbore Quality During Drilling and Protect Unconventional Reservoirs / G. Jiang, J. Sun, Y. He [et al.] // Engineering. – 2022. – Vol. 18. – P. 129–142. – DOI 10.1016/j.eng.2021.11.014. – EDN FUVROJ.

21. Mingjun Yang, Jie Zhao, Jia-nan Zheng, Yongchen Song. (2019). Hydrate reformation characteristics in natural gas hydrate dissociation process: a review. Applied energy, 256. Doi: 10.1016/j.apenergy.2019.113878.

22. Сербин Д.В., Дмитриев А.Н. Экспериментальные исследования теплового способа бурения плавлением скважины в ледовом массиве с одновременным контролируемым расширением ее диаметра // Записки горного института. – 2022. – Т. 257. – С. 833–842.

23. Xuerui Wang, Baojiang Sun, Songyan, Zhiyuan Wang, Hao Li, Yonghai Gao, Fengxia Shi. (2020). Numerical modeling of hydration performance for well cement exposed to a wide range of temperature and pressure. Construction and building materials, 261. Doi: 10.1016/j.conbuildmat.2020.119929.

24. Склифус, С.В. Основные способы сохранения отрицательной температуры при строительстве скважин в зонах распространения ММП / С.В. Склифус, И.В. Чудинова // Новые технологии в ТЭК, энергоэффективность и энергосбережение в ТЭК: Материалы II Всероссийской научно-практической конференции, Ханты-Мансийск, 16–17 ноября 2023 года. – Ханты-Мансийск: Югорский государственный университет, 2023. – С. 222–228. – EDN ODHPZI.

25. Шевченко, И.П. Сложности при бурении скважин в условиях наличия многолетнемерзлых пород и методы минимизации осложнений / И.П. Шевченко, К.В. Петров, Н.Е. Щербич // Булатовские чтения. – 2022. – Т. 1. – С. 486–488. – EDN JUXBKF.

26. Основные требования к свойствам тампонажного раствора и камня для низкотемпературных скважин / В.Г. Кузнецов, Н.Е. Щербич, Д.С. Герасимов [и др.] // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2019. – № 5 (137). – С. 57–63. – DOI 10.31660/0445-0108-2019-5-57-63. – EDN KKJGRR.

27. Ершиев К.Т. и др. Обобщение опыта применения гравитационного способа ликвидации межколонного давления // Вестник. – 2021. – Т. 3. – С. 43.

28. Возможности повышения качества крепления скважин на газовых месторождениях Западной Сибири. Опыт ООО «ЭНГС» / В.Б. Докунихин, А.М. Миленький, В.С. Шабров [и др.] // Бурение и нефть. – 2024. – № 11. – С. 21–25. – DOI 10.62994/2072-4799.2024.59.39.007. – EDN ZCJQPW.

29. Новиков, С.С. Проблемы межколонных давлений, пути их решения и способы предупреждения / С.С. Новиков, В.В. Ушаков, С.В. Кашкапеев // Бурение и нефть. – 2014. – № 10. – С. 28–32. – EDN SXDCHV.

30. Никитин, В.И. Применение метода Велджа к процессу проникновения фильтрата буровой промывочной жидкости в пласт / В.И. Никитин, В.В. Живаева // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2022. – № 4 (352). – С. 49–51. – DOI 10.33285/0130-3872-2022-4(352)-49-51. – EDN PAYQZR.