Эффективное решение для крепления скважин в интервалах многолетнемерзлых пород (ММП).

Авторы: А.В. Самойлович, директор департамента отраслевых решений; Ю.В. Медведев, руководитель центра технологий применения продуктов SAMARAGIPS™, medvedev.y@samaragips.ru.

Большинство нефтяных месторождений, разрабатываемых в районах Восточной Сибири, в верхней части геологического разреза характеризуются наличием значительных слоев многолетнемерзлых пород (ММП), слабосцементированных пород и карстовых образований.

Зоны поглощений технологических жидкостей носят повсеместный характер и встречаются на каждом месторождении в Восточной Сибири. Геологический разрез на данных месторождениях в верхней части представлен переслаиванием доломитов, участками глинистых и загипсованных грунтов, редко известняков с прослоями мергелей и аргиллитов, мелко-среднезернистыми известняками, часто битуминозными, иногда обломочными, кавернозными, неравномерно-глинистыми с прослоями доломитов.

Зачастую это слабосцементированные породы, образующие поровые пустоты, по которым могут протекать подземные ручьи и реки.

Бурение в интервалах под направление и кондуктор на месторождениях Восточной Сибири сопровождается резкими провалами КНБК при подаче долота на забой и в процессе подачи промывочной жидкости, что в последующем не редко приводит к таким трудностям как:

1. интенсивные поглощение промывочных и тампонажных жидкостей вплоть до полного катастрофического их поглощения;
2. осыпи и обвалы породы со стенок скважины;
3. потеря подвижности КНБК;
4. интенсивные кавернообразования [1].

Низкие статические температуры в интервалах ММП приводят к увеличению сроков схватывания тампонажной смеси и препятствуют формированию гипсоцементного камня с требуемой прочностью и изолирующей способностью [2].

Поглощение промывочной жидкости препятствует выносу из скважины выбуренной породы, способствует возникновению обвалов стенок скважины и прихватов бурильного инструмента. Подсчитано, что затраты времени на борьбу с поглощениями при строительстве скважин на нефтяных месторождениях Восточной Сибири могут превышать 85% всего времени, затрачиваемого на борьбу с осложнениями.  Как правило, возникающие осложнения на данном периоде строительства скважины влекут за собой значительные материально-технические и временные затраты (непроизводительное время), крайне низкое качество крепления осложненных интервалов в скважине.

Поглощение бурового раствора часто наблюдается и других в регионах с пластами-коллекторами, содержащими кавернозные породы, к которым относятся также Поволжье, Урал. Это осложнение характерно и для южной части России, где есть интервалы с повышенной проницаемостью.

Цементирование скважин представляет собой процесс заполнения заданного интервала заколонного пространства суспензией, состоящей из вяжущего материала, модифицирующих добавок, облегчающего наполнителя (если требуется по техническому заданию на тампонажный раствор) и жидкости затворения. Это технологически сложный процесс, от качества выполнения которого будет зависеть эффективность добычи. Данная композиция материалов должна твердеть и образовывать непроницаемый и стойкий для газа и водных растворов камень. Главными задачами цементирования скважины является надежное разобщение пластов и обеспечение герметичности обсадных колонн в течение длительного срока службы. Работы по креплению обсадных колонн проводятся согласно планам работ и режимно-технологическим картам на цементирование скважин.

В условиях, когда легкодоступные запасы нефти и газа с большой скоростью сокращаются и добыча активно продвигается в районы Крайнего Севера, становится актуален вопрос крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород (ММП) – так называемых «холодных скважин», поскольку территория Российской Федерации почти на 50% покрыта ММП. Глубина промерзания может достигать 500 метров, а температура породы изменяется в интервалах от -5 до 0 ⁰С.

При строительстве скважин в зонах ММП применение стандартных тампонажных материалов не обеспечивает надежного крепления обсадных колонн и разобщения пластов. Для этого необходимо применять быстротвердеющие, безусадочные, седиментационно-устойчивые тампонажные растворы. Это обусловлено низкими температурами, приводящими к замерзанию отделившейся воды при длительном твердении смеси и к образованию из-за этого неоднородного тампонажного камня, что способствует нарушению герметичности колонны [3].

На сегодняшний день для решения выше озвученных задач большую популярность набирают специализированные арктические цементы ArcCem^ТМ на основе Тампонажного гипса производства SAMARAGIPS™. Они способны быстро схватываться и набирать необходимую прочность при температурах ММП даже без дополнительного подогрева жидкости затворения и внутриколонного пространства. Кроме того, такие материалы твердеют с минимальным тепловыделением, что позволяет избежать растепления ММП и возникновения деформаций растяжения – сжатия в колонне, приводящих к образованию микрозазора в контактной зоне с цементным камнем. ArcCem^ТМ обеспечивает оптимальный период прокачиваемости при предельно сокращенных сроках схватывания: на мерзлых грунтах такой период, достаточный для продавливания цементного раствора в затрубье скважины, должен составить не менее двух часов. Применение новых тампонажных систем при ликвидации поглощений бурового раствора можно отнести к одной из самых эффективных внедренных технологий.

Таблица 1. Технические характеристики тампонажной смеси ArcCem™.

При работе с готовыми специализированными арктическими цементами ArcCem^ТМ применяется стандартный набор персонала и тампонажной техники, необходимые для цементирования таких интервалов в скважине, как направление и кондуктор. В связи с большим разнообразием технических требований, предъявляемых к тампонажным смесям, использующимся на различных месторождениях с зонами ММП, специалисты SAMARAGIPS™ готовы адоптировать и изготовить арктические цементы ArcCem^ТМ под условия скважины заказчика.