Одним из важных этапов строительства нефтяных и газовых скважин является крепление. Цементировочные работы имеют особое значение и ценность, поскольку ошибки в их выполнении могут снизить успех более ранних этапов строительства скважин.
Основные геологические характеристики, осложняющие бурение:
· наличие зон проницаемых горных пород в интервалах установки кондуктора или технических обсадных колонн, где могут происходить поглощения тампонажных растворов при цементировании скважин [1];
· присутствие в пластовых флюидах кислых компонентов (сероводород, углекислый газ), вредных для буровых растворов, цементов и оборудования;
· наличие зон высоких пластовых давлений;
· наличие зон мощных хемогенных отложений, деформирующихся под влиянием высокого горного давления;
· наличие в разрезах мощных толщ неустойчивых обваливающихся и осыпающихся пород;
· наличие агрессивных, высокоминерализованных рассолов под высоким давлением, находящихся на большой глубине;
· наличие зон высоких температур, требующих использования термостойких промывочных жидкостей, цементных растворов и резиновых уплотняющих элементов [2].
Поглощения тампонажного раствора
Использование быстросхватывающихся тампонажных составов, добавление в цементный раствор набухающих агентов и многие другие решения были предложены учеными, работающими над этой темой [4–12]. Однако все эти достижения требуют дополнительных поставок химикатов и оборудования, которые не всегда могут быть доставлены на месторождение оперативно. Для повышения эффективности изоляционных работ важно создание составов цементных смесей и технических основ для их оперативного использования.
Ползучесть солевых пластов
Присутствие солевых пластов, покрывающих углеводородные пласты, является частым явлением на многих месторождениях по всему миру, и поэтому для эффективной эксплуатации углеводородных пластов требуется успешное прохождение через эти солевые пласты. Однако, исходя из отраслевой практики, бурение и цементирование скважин в этих слоях обычно сложно и дорого [13]. Соли ведут себя пластично в условиях высокого давления и высоких температур, цементный раствор, как раствор на водной основе, взаимодействует с соляной породой, в результате чего свойства цемента изменяются, что, следовательно, может поставить под угрозу качество крепления скважины в интервалах солей. Чтобы избежать потенциальных рисков разрушения цемента и смятия обсадной колонны под нагрузкой от соляной толщи, в кольцевом пространстве между стенками скважины и обсадной колонной исследователи рекомендуют использовать однородный цементный состав с прочностными характеристиками, обеспечивающими целостность цементного камня [14, 15].
Ползучесть и ее влияние на целостность ствола скважины были предметом нескольких исследований. Ванг Кс. (Wang X.) и др. [16] использовали геомеханическую модель обсадной колонны, цементного кольца и соляной породы для описания долгосрочного реологического поведения соляной породы и цементной оболочки под действием напряжений в статике.
В работе Яндхяла С. (Jandhyala S.) и др. [17] конечно-элементный анализ и структурная механика используются для изучения влияния ползучести солей на напряжения внутри цементной оболочки на различных этапах срока службы скважины, включая бурение последующих интервалов, их цементирование, ожидание затвердевания цемента, заканчивание, вторичное вскрытие и эксплуатацию. Они пришли к выводу, что добавление эластомеров в цементную композицию может помочь выдерживать приложенные нагрузки.
Табатабаи Моради С.С. (Tabatabaee Moradi S.S.) и Николаев Н.И. [18] в своих исследованиях показали разработку цементной композиции, которая отвечает требованиям цементирования скважин в солевых пластах за счет увеличения прочности сцепления на границе раздела «цемент-соль», где прочность сцепления (адгезия) является одним из факторов, который значительно влияет на общее качество крепления скважины.
Ислам С. (Islam S.) и др. [19] изучали влияние морской воды с повышенными концентрациями соли на образцы из двух марок цемента, подвергавшихся воздействию моделируемой морской среды в течение года, и показали, что цемент, подвергшийся воздействию морской воды с различными концентрациями соли, терял прочность на сжатие.
Теодориу Ц. (Teodoriu C.) и Асамба П. (Asamba P.) [20] изучали влияние NaCl в качестве добавки на цемент класса G по API. Они показали изменения некоторых основных свойств цемента, включая время загустевания цементного раствора, прочность на сжатие установленного цемента, динамический модуль упругости и проницаемость при изменении концентрации соли. На основании экспериментальных испытаний авторы пришли к выводу, что NaCl, как доступная и экономичная добавка, оказывает некоторое положительное влияние на характеристики тампонажного цемента.
В работе Лаго Ф.Р. (Lago F.R.) и др. [21] изучалось влияние NaCl на процесс гидратации портландцемента класса G в первые 24 часа гидратации цемента. Авторы пришли к выводу, что присутствие NaCl до 10 % ускоряет процесс гидратации и увеличивает гидратацию C3S (трехкальциевый силикат) и C3A (трехкальциевый алюминат), в то время как концентрация соли в 20 % приводит к замедленной гидратации.
Одним из моментов, который необходимо учесть при исследовании тампонажного цемента, является стабильность раствора, его устойчивость к эрозии, а также горно-геологические условия, для которых он будет использоваться. Установлено, что использование тампонажных растворов с более низким водоцементным отношением является оптимальным вариантом для повышения прочности и герметичности цементного камня [22]. На подвижность тампонажного раствора отрицательно влияет снижение водоцементного отношения, что отрицательно сказывается на порядке закачки тампонажного раствора в скважину.
Горизонтальные и наклонные скважины
С целью обеспечения доставки тампонажных растворов в горизонтальный участок скважины рассматривался вопрос увеличения растекаемости (Николаев Н.И. и др., 2019) [23], когда в смесь вводятся пластифицирующие добавки, относящиеся к поверхностно-активным веществам, такие как высокомолекулярный полимер поливинилпирролидон (ПВП). Авторы пришли к выводу, что, поскольку ПВП является ингибитором схватывания, добавление его в цементный раствор задерживает схватывание на 6 часов и продлевает его на 8 часов. Помимо сохранения качеств тампонажного раствора в случае внеплановой остановки, это позволяет закачивать раствор на значительные глубины в процессе цементирования скважины.
Кожевников Е.В. и др. (2005) [24] представили в своем патенте новую рецептуру тампонажных растворов, которая может быть использована для крепления скважин и боковых стволов с горизонтальными и наклонными участками в условиях нормальных температур. Технический результат – повышение качества крепления скважин и боковых стволов. Тампонажный состав в качестве алюминатного вяжущего содержит глиноземистый цемент и дополнительно содержит кварцевый песок, негашеную известь, суперпластификатор С-3, реагент-стабилизатор и понизитель водоотдачи – 1%-ный раствор гидроксиэтилцеллюлозы, пеногаситель Пента-465 и воду.
В том же контексте авторы статьи (Моради С.Ш.Т., и Николаев Н.И., 2016) [25] представили исследование по разработке цементного раствора, используемого для крепления наклонно-направленных скважин. В своем исследовании они пришли к выводу, что использование поливинилового спирта (ПВС) и каолинита обеспечивает седиментационную устойчивость создаваемых тампонажных растворов. Составы утяжеленных тампонажных растворов обеспечивают седиментационную устойчивость системы при сохранении необходимых основных технических показателей.
Крепление в условиях высоких давлений и температур
Заканчивание скважин в сложных условиях (ВДВТ) усугубляет проблему некачественного цемента, и с каждым годом количество проектов увеличивается на новых месторождениях с условиями (ВДВТ). В этих условиях сложные технические моменты при цементировании скважин могут накладывать дополнительные ограничения на качество тампонажного раствора и тампонажный камень [26].
Группа исследователей (Моради С.Ш.Т и др., 2017) представила сравнение прочностных характеристик двух составов цементного раствора при нормальных условиях давления и температуры и в условиях ВДВТ [27], результаты показаны на рисунке 1.
Из рис. 1 можно заметить, что добавление кварца при повышении давления и температуры приводит к росту прочности. Необходимые условия для превращения тоберморита в ксонотлит могут быть достигнуты за счет включения кварца в состав исходных материалов. Также, чем выше плотность упаковки, тем выше прочность образующегося цементного камня [28–29].
Цементирование скважин в интервалах вечной мерзлоты
Смятие обсадных труб в интервале мерзлых горных пород (МГП) при длительном простое скважин до их включения является одной из наиболее серьезных проблем с точки зрения последствий. Из-за этого часто случаются заколонные проявления газа, наносящие серьезный вред местной экосистеме. Только в Западной Сибири зафиксировано 38 скважин с обрушением обсадной колонны, из них 20 требуют ликвидации [3].
Как и в случае со скважинами с высокими температурами, исследователи работали над поиском наилучшего состава тампонажного раствора для скважин с вечной мерзлотой, принимая во внимание, что для качественного цементирования в зоне вечной мерзлоты необходимы быстротвердеющие, безусадочные, устойчивые к седиментации цементы, образующие морозостойкий камень и обладающие прочной адгезией к обсадным трубам, а также прочный камень, выдерживающий циклически изменяющиеся температуры [30, 31].
В своей диссертации Кузнецов В.Г. представил исследование по разработке мероприятий по повышению долговечности цементации скважин в криолитозоне. Составлены и дополнены технические условия к тампонажному материалу, предназначенному для условий крепления обсадных колонн в криолитозоне на основании проведенных аналитических и экспериментальных исследований, а именно:
- коэффициент водоотделения не более 2 % как для цемента нормальной плотности, так и облегченного;
- величина предела прочности при изгибе после ОЗЦ раствора составляет не менее 1,5 МПа для нормальной плотности и 0,5 МПа для облегченного;
- сроки схватывания при температуре 0–5 °С: начало не ранее 2 ч00мин, а конец не позднее 10 ч00мин;
- модуль упругости тампонажного камня после 7 суток твердения при температуре 0–5 °С, не менее 1000 МПа;
- величина растекаемости цементного раствора – в пределах 0,16–0,22 м;
- усадка тампонажного камня 0 % [3].
Цементирование скважин в интервалах аномально низких пластовых давлений (АНПД), часто имеющих место в условиях вечной мерзлоты, приводит к поглощениям и загрязнению пласта фильтратом и твердой фазой, что приводит к ухудшению фильтрационно-емкостных свойств пласта на забое скважины, что считается хронической проблемой при цементировании скважин в регионах Западной и Восточной Сибири. Кроме того, часто имеет место недоподъем цементного раствора, что приводит к проблемам в незацементированном участке ствола скважины [32–34].
При цементировании скважин с АНПД нередко происходит плохое цементирование эксплуатационных колонн в интервале продуктивного пласта, что способствует межпластовым перетокам флюидов. Кроме того, поглощение высокоплотного тампонажного раствора в пласт и его недоподнятие до необходимого уровня по затрубному пространству вызывается и сильным перепадом давления, возникающим в скважине при закачке [35].
В связи с этим целесообразными являются исследования по созданию новых легких цементных составов с улучшенными техническими характеристиками.
Удельный вес составных частей, их пропорции в смеси, водоцементное отношение и плотность жидкости затворения – все это влияет на плотность тампонажных растворов. На рисунке 2 представлены результаты расчетов по определению плотности тампонажного раствора с использованием ПЦТ I-G и нескольких видов облегчающих добавок [36].
Разрабатываемый тампонажный состав должен обеспечивать формирование тампонажного камня, обладает высокой прочностью, хорошим сцеплением с породой и обсадной колонной и низкой проницаемостью. Одним из методов решения этой проблемы является использование расширяющих добавок в рецептурах цемента. Оксидное расширение больше всего подходит для забойных условий, поскольку оно обеспечивает максимальное расширение при самой низкой концентрации добавки [37]. В качестве добавки для повышения прочности на сжатие и изгиб была предложена концентрация наноструктур на основе диоксида кремния (микрокремнезем) [38].
В статье (Николаев Н.И., Леушева Е.Л., 2019) [39] авторы предложили несколько видов добавок, которые можно использовать в цементных растворах низкой плотности для строительства нефтяных и газовых скважин. Они пришли к выводу, что наиболее частым способом получения облегченных тампонажных растворов является замена части вяжущего добавками, имеющими более высокую удельную поверхность и меньшую плотность. Они оценили возможность использования низкоплотных добавок в составе тампонажных растворов для различных скважинных условий. При использовании таких материалов плотность раствора снижается не только из-за их низкой плотности, но и, как правило, в результате повышения водоцементного отношения.
В таблице 1 представлены различные добавки к тампонажным растворам, применяемым для крепления скважин в сложных условиях.
В таблице 2 показаны составы, используемые для приготовления облегченного тампонажного раствора с целью повышения долговечности крепи в сложных геокриологических условиях.
Заключение
Данный теоретический обзор подтверждает наличие серьезных проблем в области тампонажных растворов, применяемых для цементирования скважин, которые несут не узкий локальный характер, но широко распространены на многих нефтегазовых месторождениях мира в различных горно-геологических условиях.
В заключение можно отметить, что процесс цементирования скважин, несмотря на ранее проведенные исследования, все еще нуждается в дальнейшем развитии, в том числе:
- в поиске новых рецептур тампонажных растворов для конкретных горно-геологических условий;
- повышении качества цементирования скважин для обеспечения их эффективной эксплуатации без осложнений и аварий, особенно когда эти скважины строятся в сложных горно-геологических условиях (наклонно-направленные, в том числе с горизонтальным окончанием, скважины, солевые толщи, интервалы с агрессивными пластовыми флюидами, интервалы залегания многолетнемерзлых пород, толщи перемежающихся глин и солей, сложные термобарические условия);
- разработке экономически целесообразных и экологически безопасных тампонажных растворов.
Таким образом, разработка технологически обоснованных, экономически целесообразных и экологически безопасных тампонажных растворов является актуальной задачей, а для крепления интервалов пластичных горных пород задача поиска эффективных тампонажных растворов сопряжена с особенностями геомеханической устойчивости массива.
Литература
1. Мелехин А.А. Обоснование и разработка тампонажных смесей для цементирования обсадных колонн в высокопроницаемых горных породах. Diss. Санкт-Петербургский государственный горный университет, 2011.
2. Яников М.Х. [и др.]. Совершенствование технологии строительства скважин на подсолевые отложения // Деловой журнал Neftegaz. RU 3–4 (2014): 26–31.
3. Кузнецов В.Г. Техника и технология повышения долговечности крепи скважин в криолитозоне (Проблемы и решения). 2004.
4. Zimina D.A. [и др.]. Research of technological properties of cement slurries based on cements with expanding additives, portland and magnesia cement // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. Vol. 666. № 1. 2019.
5. Kuchin V. [и др.]. Isolation through a viscoelastic surfactant of a fracable hydrocarbon-containing formation // Journal of Physics: Conference Series. Vol. 1478. № 1. 2020.
6. Николаев Н.И. [и др.]. Повышение качества крепления скважин с горизонтальными участками // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология, нефтегазовое и горное дело (11) 2014. С. 29–37.
7. Жиркеев А.С. Совершенствование технологий и тампонажных составов для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. Diss. Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, 2005.
8. Cui W. [и др.]. Washout resistance evaluation of fast-setting cement-based grouts considering time-varying viscosity using CFD simulation // Construction and Building Materials 242. 2020. 117959.
9. Li X. [и др.]. New preparation of super-early-strength grouting materials by ternary complex system // Advances in Cement Research 30.4. 2018. С. 139–147.
10. Dai Y. S. [и др.]. Properties of Grouting Mortar Modified with Alunite/Bauxite/Gypsum Ternary System as Expansion Component // Advanced Materials Research. Vol. 815. Trans Tech Publications Ltd, 2013.
11. PEI Q. T. [и др.]. Grouting diffusion model of quick setting slurry in dip crack rock masses // Journal of Yangtze River Scientific Research Institute 36.12. 2019. С. 83.
12. До Х. Исследование облегченных тампонажных растворов с использованием воздухововлекающих добавок // магистерская диссертация/ Х. До; Национальный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ), Институт природных ресурсов (ИПР), Кафедра бурения скважин (БС) ; науч. рук. А. В. Ковалев. – Томск, 2017.
13. Amer A. [и др.]. Drilling through salt formations: A drilling fluids review // SPE Deepwater Drilling and Completions Conference. OnePetro. 2016.
14. Hunter B. [и др.]. Cementing casing strings across salt zones: an overview of global best practices // SPE Drilling & Completion 25.04 2010. С. 426–437.
15. Taheri S. R. [и др.]. Investigation of rock salt layer creep and its effects on casing collapse // International Journal of Mining Science and Technology 30.3. 2020. С. 357–365.
16. Wang X. [и др.]. Loads of casing and cement sheath in the compressive viscoelastic salt rock // Journal of Petroleum Science and Engineering 135. 2015. С. 146–151.
17. Jandhyala S. [и др.]. Cement sheath integrity in fast creeping salts: Effect of well operations // SPE Offshore Europe Oil and Gas Conference and Exhibition. OnePetro. 2013.
18. Tabatabaee Moradi S. S. [и др.]. Study of Bonding Strength at Salt-cement Interface During Cementation of Salt Layers // International Journal of Engineering 34.2. 2021. С. 581–586.
19. Islam S. [и др.]. Deterioration of Concrete in Ambient Marine Environment // International Journal of Engineering. Transactions B. Applications. Vol. 25. № 4. 2012. С. 289–301.
20. Teodoriu C. [и др.]. Experimental study of salt content effect on class G cement properties with application to well integrity // Journal of Natural Gas Science and Engineering 24. 2015. С. 324–329. DOI: http://dx.doi.org/10.1016/j.jngse.2015.03.039.
21. Lago F. R. [и др.]. Evaluation of influence of salt in the cement hydration to oil wells // Materials Research 20. 2018. С. 743–747.
22. Николаев Н.И. [и др.]. Научные основы беструбного крепления геологоразведочных скважин // В сб.: Наука в СПГГИ, вып 1997 С. 53–59.
23. Николаев Н.И. [и др.]. Предварительные результаты исследований импортозамещающих тампонажных составов для крепления нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических условиях // Сборник избранных статей по материалам научных конференций. ГНИИ Нацразвитие. 2019. 2019.
24. Патент № 2588066 Российская Федерация, МПК E21B 33/138 (2006.01). Тампонажный раствор для крепления скважин и боковых стволов с горизонтальными участками: № 2015115110/03 : заявлено 21.04.2015 : опубликовано 27.06.2016 / Кожевников Е.В., Николаев Н.И., Силоян А.С., Агишев Р.Р.
25. Моради С.Ш.Т. [и др.]. Разработка седиментационно-устойчивых утяжеленных тампонажных составов для крепления наклонно-направленных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море 2. 2016. С. 39–41.
26. Moradi S. S. T. [и др.]. Considerations of well cementing materials in high-pressure, high-temperature conditions // International Journal of Engineering, Transactions C: Aspects 29.9. 2016. С. 1214–1218.
27. Моради С.Ш.Т. [и др.]. Тампонажный материал для цементирования наклонно-направленных скважин в условиях высоких давлений и температур // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море 1. 2017. С. 39–43.
28. Mueller D. T. Producing stress-resistant high-temperature/high-pressure cement formulations through microstructural optimization // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver. Colorado. October 2003. SPE-84562-MS.
29. Shadravan A. [и др.]. HPHT 101-what every engineer or geoscientist should know about high pressure high temperature wells // SPE Kuwait International Petroleum Conference and Exhibition. SPE, 2012. p. SPE-163376-MS.
30. Nikolayev N.I. [и др.]. Investigation of the effect of sedimentation of cement slurry on the properties of the resulting cement stone // Neftyanoye khozyaystvo 6. 2014. С. 23–25.
31. Nikolskiy S.G. [и др.]. Substantiation of an express-method for determining the freeze-thaw resistance of cellular materials // Inzenerno-Stroitel'nyj Zurnal 8. 2015. С. 7.
32. Николаев Н.И. [и др.]. Результаты исследования зоны контакта «цементный камень-горная порода // Записки горного института 226. 2017. С. 428–434.
33. Velayati A. [и др.]. Gas migration through cement slurries analysis: A comparative laboratory study // International Journal of Mining and Geo-Engineering 49.2. 2015. С. 281–288.
34. Becker T.E. [и др.]. Improved rheology model and hydraulics analysis for tomorrow's wellbore fluid applications // SPE Oklahoma City Oil and Gas Symposium/Production and Operations Symposium. SPE, 2003. p. SPE-82415-MS.
35. Николаев Н.И. [и др.]. Повышение эффективности бурения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях // Записки Горного института 183. 2009. С. 308–310.
36. Овчинников П. [и др.]. Азотонасыщенный тампонажный раствор для цементирования скважин с аномально низкими пластовыми давлениями // Бурение и нефть 3. 2005. С. 12–14.
37. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. 1990. С. 409–409.
38. Зимина Д.А. [и др.]. Разработка тампонажного состава для крепления скважин в криолитозоне development of the cementing slurry for well casingin the cryolitzone // Бурение в осложненных условиях: тезисы докладов III Международной научно-практической конференции. СПб. 2018. C. 46–47.
39. Николаев Н.И. [и др.]. Тампонажные составы пониженной плотности для цементирования скважин в условиях аномально низких пластовых давлений // Записки Горного института 236. 2019. С. 194–200.
40. Патент № 2204690 Российская Федерация, МПК E21B 33/138 (2000.01). Облегченный тампонажный раствор: № 2000133202/03 : заявлено 29.12.2000 : опубликовано 20.05.2003 / Овчинников В.П., Вяхирев В.И., Фролов А.А., Сорокин В.Ф., Овчинников П.В., Кузнецов В.Г., Уросов С.А., Подшибякин В.В.
41. Патент № 2244098 Российская Федерация, МПК Е21В 33/138. (2000.01). Облегченный тампонажный раствор: № 2003125923/03 : заявлено 22.08.2003 : опубликовано 10.01.2005 / Овчинников В.П., Кузнецов В.Г., Овчинников П.В., Фролов А.А., Будько А.В., Газгиреев Ю.О., Кобышев Н.П.
42. Патент № 2726754 Российская Федерация, МПК Е21В 33/138. (2006.01). Тампонажный раствор: № 2019138294 : заявлено 26.11.2019 : опубликовано 15.07.2020 / Зимина Д.А., Двойников М.В.
43. Патент № 2707837 Российская Федерация, МПК C09K 8/467. (2006.01). Тампонажный раствор: № 2019104515 : заявлено 18.02.2019 : опубликовано 29.11.2019 / Бажин В.Ю., Двойников М.В., Савченков С.А., Глазьев М.В.
44. Патент № 2204690 Российская Федерация, МПК Е21В 33/138. Облегченный тампонажный раствор: № 2000133202/03 : заявлено 29.12.2000 : опубликовано 20.05.2003 / 44. Овчинников В.П., Вяхирев В.И., Фролов А.А., Сорокин В.Ф., Овчинников П.В., Кузнецов В.Г., Уросовкин С.А., Подшибякин В.В.
