Пути решения проблемы крепления скважин с высокими температурами на забое

Ключевые слова: пароцикловой метод (ПЦО), метод термогазового воздействия, тампонажный материал, прочность, метод «плотнейшей упаковки».

В настоящее время значительное внимание уделяется разработке месторождений, залегающих на больших глубинах, характеризующихся высокими температурами и давлением добычи трудноизвлекаемых (ТРИЗ) запасов нефти. Трудноизвлекаемые нефти – это углеводороды, извлечение которых традиционными методами неэффективно либо из-за условий залегания, либо из-за отличия их химико-физических свойств от традиционных нефтей [1].

Предложена следующая их квалификация:

• нефть или газовый конденсат из низкопроницаемых пород – разновидность «сланцевой» нефти, «легкая» нефть, добываемая из низкопроницаемых сланцевых коллекторов;

• тяжелые и сверхтяжелые нефти имеют плотность 920–1000 кг/м. Это тяжелые, а сверхтяжелые нефти имеют плотность более 1000 кг/м’, вязкость менее 10 000 мПа-с;

• природные битумы, битуминозные нефти и нефтяные пески извлекаются на поверхность не в жидком состоянии, а в виде сухого материала. Их плотность составляет более 1000 кг/м’ (менее 10 по шкале API) при вязкости выше 10 000 мПа с;

• синтетические нефти отличаются от традиционных по физико-химическим свойствам. Например, керогены – естественные высокомолекулярные твердые полимерные вещества, обычно присутствующие в осадочных породах, в основном в глинистых сланцах.

По данным геологической службы (USGS) и управления энергетической информации США ЕIА, мировые технически извлекаемые запасы нефтей с высокой трудноизвлекаемостью оцениваются на уровне более 200 млрд тонн нефтяного эквивалента, что сопоставимо аналогичным запасам традиционной нефти. Более 66 % таких нефтяных залежей распределены в Северной и Южной Америке.

Добыча нефти из сланцеподобных толщ стабильно растет. Если в 2010 году добыча высоковязкой нефти составляла около 55 млн т, то за 2017 г. было добыто 424 млн т (9 % мировой добычи), при этом только в США добыли 350 млн т. К 2040 г. в США планируется добычу из нетрадиционных источников довести до 400–415 млн т/год. Вторым по объему производства регионом стала Южная Америка с 65 млн тонн [2].

Из-за низкой подвижности, высокой вязкости тяжелых и сверхтяжелых нефтей, а также природных битумов (нефтяных песков) в условиях пласта их добыча для производственных организаций с использованием традиционных методов является трудоемким и длительным процессом. Коэффициент извлечения обычно не превышает 12 %, во многих случаях их добыча является невыгодной с экономической точки зрения. Главной технологической задачей для извлечения этих запасов является усовершенствование их подвижности. Для этого имеются следующие основные подходы:

1. Комплекс способов извлечения углеводородов из породы на устье, вне пласта с последующим разделением (чаще используется при добыче природных битумов) – «ex-situ» [3].

2. Совокупность способов, воздействия на углеводороды внутри пласта (используется как при извлечении углеводородов из природных битумов, так и при разработке залежей тяжелых и сверхтяжелых нефтей) – «in-situ» [4].

3. Способы добычи через шахты. Эти технологии были разработаны в середине 20-го века, однако в настоящее время практически утрачены в связи с предпочтением более простого и безопасного карьерного способа.

История добычи трудноизвлекаемых запасов в Российской Федерации начинается с середины 20-го века, когда в ходе бурения разведочных скважин в Западной Сибири были зафиксированы притоки нефти из сланцевых пород (баженовских отложений). Из-за нестабильных дебитов скважин и обнаружения крупных запасов традиционной нефти, интерес к добыче труднодоступной нефти (ТРИЗ) подугас. В начале 21-го века, с уменьшением объемов традиционных запасов нефти и разработкой новых технологий добычи трудноизвлекаемых запасов, государство и нефтяные компании вернулись к последним.

Методы

Существуют два основных направления разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Метод, обусловленный понижением вязкости внутрипластовой нефти за счет ее подогрева и механический, который за счет проведения гидравлического воздействия на пласт позволяет повысить его фильтрационную способность, дренаж. Тепловой метод, в отличие от механического метода воздействия на пласт, из-за дорогостоящих операций, использования дополнительных материалов, а также того, что при проведении операций по внутрипластовому горению частично высоковязкая нефть или кероген сгорают в пласте, имеет ряд недостатков. Механический метод воздействия на пласт путем строительства скважин с горизонтальным окончанием и проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта позволяет создать в пласте разветвленную сеть трещин, способствующую движению нефти к стволу скважины. Однако в этом случае не решены вопросы о количестве стадий, протяженности интервала, порядке запуска стадии в разработку, конструкции применяемых устройств гидроразрыва, в том числе адаптера для соединения их с обсадной колонной (рис. 1а, 1б).

РИСУНОК 1а. Технология пароциклической обработки


РИСУНОК 1б. Технология термогазового воздействия

Изложенное и обусловило применение пароциклового метода (ПЦО) и метода термогазового воздействия для нашего региона. Опыт применения показал, что он является наиболее перспективным, поскольку в этом случае увеличивается коэффициент нефтеотдачи до 15–17 %.

Суть метода заключается в закачивании в пласт под давлением паровоздушной смеси с активными агентами и инициировании внутрипластового окисления. Естественно, при реализации технологии внутрипластового термовоздействия было установлено, что конструкция скважины (обсадная колонна, цементный камень) подвергаются значительным тепловым и силовым нагрузкам (до 300 ⁰С и 45 МПа).

Высокотемпературные условия при термической добыче тяжелой нефти и добыче на месте также создают проблемы для герметизации цементных оболочек нефтяных скважин. Естественно, сформированный цементный камень в интервале протока традиционных цементов на основе минеральных вяжущих, в частности портландцементов, применяемые для крепления разобщения продуктивного пласта от выше и ниже залегающих, в этих условиях разрушается вследствие межфазных переходов термодинамически неустойчивых продуктов гидратации минеральных вяжущих (продуктов твердения) – явление термической коррозии (деструкции) тампонажного камня, что и подтверждается геофизическими и экспериментальными исследованиями [5].

Результаты

Исследованиями ГИС до и после проведения тепловых методов выявлено существенное снижение качества крепления скважин. Например, на диаграмме ГИС (рис. 2), полученной с использованием скважинного телевизора, видно значительное увеличение каналов и каверн в цементе после проведения нескольких циклов пароциклической обработки. Также происходит снижение доли сплошного контакта с породой и колонной при ТГВ.

РИСУНОК 2. Сведения о качестве крепления скважин в условиях термической коррозии

На рисунке 3 представлены результаты исследований оценки прочностных свойств сформированного камня во времени при температуре 110 ⁰С, показано разрушение камня из-за образования в нем трещин.

Причиной разрушения уже сформированного цементного камня стало изменение минералогического состава цементного камня.

Таким образом, основной причиной разрушения цементного камня под действием высоких температур является образование термодинамически неустойчивых высокоосновных продуктов гидратации, в основном гидросиликатов кальция с основностью продуктов твердения более 1,2, которые под действием температуры начинают перекристаллизироваться в более устойчивые соединения с увеличением объема, создавая внутренние напряжения и вызывая разрушения цементного камня – термическую коррозию/деструкцию.

РИСУНОК 3. Результаты оценки термобарических нагрузок на цементный стакан нижних интервалов нагнетательных скважин при ТВГ

В частности, на рисунке 4 представлены образцы камня без добавочных цементов, (портландценментов) после воздействия 200 ⁰С. Визуально видно разрушение образцов, а ренгенофазовый анализ подтвердил наличие высокоосновных гидросиликатов кальция и наличие многостадийного характера процесса их преобразований.

РИСУНОК 4. Результаты исследования термической коррозии цементного камня

Установлено, что использование бездобавочных цементов имеется вероятность ухудшения технологических свойств раствора. Например, из-за увеличения твердой фазы происходит повышение реологических свойств растворов, увеличивается водоотделение, приводящее к усадке при твердении. Для устранения негативных факторов была выдвинута гипотеза по созданию структуры «плотнейшей упаковки» в тампонажной смеси, которая применяется в строительной промышленности, потенциально обеспечивающей равномерное протекание реакции твердения цемента.

Применение метода «плотнейшей упаковки» позволяет максимально заполнить пустоты между более крупными соприкасающимися частицами разных фракций материалов менее крупными и вытеснить избыток воды, тем самым обеспечивая равномерное распределение всех исходных компонентов по всему объему. При этом соприкасающиеся частицы, имеющие шарообразную форму в первом приближении теории создания плотнейшей упаковки, начинают скользить по поверхности друг друга подобно шарикам в подшипнике, а вода играет роль компонента, смазывающего твердые частицы. Образующийся эффект скольжения частиц по поверхности друг друга за счет перераспределения силы трения-скольжения в силу трения-качения способствует снижению трения между твердыми частицами, снижая реологические характеристики раствора (рисунок 5).

РИСУНОК 5. Принцип разработки составов с плотной упаковкой

Данный метод позволяет не только уменьшить стадийность получения низкоосновных продуктов твердения, (снижаются сроки формирования перенасыщенной структуры раствор), но и за счет снижения водоцементного соотношения повысить седиментационную устойчивость растворов, а также изоляционные свойства и прочность формируемого камня.

Обсуждение

По результатам лабораторных исследований было установлено и доказано, что чем ближе фракционный состав тампонажной смеси к эталонному распределению, тем наилучшими тампонажно-изоляционными свойствами обладают полученные составы (рисунок 6).

РИСУНОК 6. Свойства тампонажных композиций при создании плотнейшей упаковки

Благодаря этому методу был оптимизирован процентный состав в рецептурах облегченных растворов, растворов нормальной плотности, тем самым значительно повышены их свойства, в том числе значительно выросла термостойкость сформированного камня.

Стоит отметить, что данный метод позволяет улучшить свойства любого тампонажного раствора/ камня, снизить потребность в химических добавках.

Заключение

Таким образом, доказан способ регулирования свойств тампонажных композиций путем оптимизации фракционного состава исходных тампонажных смесей, возможность снижения числа стадий образования низкоосновных гидросиликатов кальция.

Разработанными термостойкими тампонажными композициями успешно цементировано 7 эксплуатационных колон и 5 хвостовиков на 8 скважинах Средне-Назымского месторождения. По результатам опрессовок обсадные колонны герметичны, межколонные давления и заколонные циркуляции отсутствуют, доля сплошного контакта цементного камня с колонной увеличилась на 54 % (с 13,3 до 66,9 %), в сравнении с ранее применявшимися составами (рисунок 7).

В условиях высокотемпературного гидротермального воздействия цементный камень с плотнейшей упаковкой демонстрирует хорошую устойчивость к деградации прочности. Поэтому необходимы дальнейшие исследования для изучения комплексных свойств цементного раствора и дальнейшего улучшения его низкотемпературного развития прочности, чтобы удовлетворить потребности в цементировании при высокотемпературных операциях, таких как термическая добыча тяжелой нефти и добыча сланцевой нефти.

РИСУНОК 7. Результаты промысловых испытаний разработанных композиций

Литература

1. Шпуров И.В., Смирнов А.Ю., Лопатин А.Ю. Цели и особенности классифицирования трудноизвлекаемых запасов углеводородов Российской Федерации // Геология нефти и газа. – 2025. – № 3. – С. 70–76.

2. Варламов А.И., Мельников П.Н., Пороскун В.И., Фортунатова Н.К., Петерсилье В.И., Иутина М.М., Дахнова М.В., Виценовский М.Ю., Канев А.С., Соболева Е.Н., Шаломеенко А.В. Результаты изучения и перспективы освоения нетрадиционных залежей нефти в высокоуглеродистых карбонатно-кремнистых отложениях доманиковой формации Волго-Уральской провинции // Геология нефти и газа. – 2020. – № 6. – С. 33–52.

3. Актуальные вопросы и инновационные решения в нефтегазовой отрасли [Электронный ресурс]: сб. трудов Всероссийской науч.-практ. конференции (весенняя сессия) / – Москва: Издательство «Перо», 2021.

4. Пицюра Е.В., Шабонас А.Р. Опыт оперативной оптимизации системы разработки объектов. ТРИЗ на примере Ачимовских отложений Верхне-Шапшинского месторождения // Геология и недропользование. – № 5 (9) октябрь 2022. – С. 162–168.

5. Мелехов, А.В. Разработка термостойких тампонажных материалов для крепления скважин при тепловых методах добычи / А.В. Мелехов, В.П. Овчинников, Д.Л. Бакиров, М.М. Фаттахов, Г.Н. Грицай, С.С. Святухова. – Текст: непосредственный // Бурение и нефть. – 2023. – № 12. – С. 32–35.