Одной из ключевых проблем строительства скважин, вскрывающих криолитозону, является возникновение деформации обсадных колонн в ходе эксплуатации и после нее, во время вынужденных простоев скважин. Как правило, смятие обсадных колонн – это комплексная проблема, включающая в себя множество предшествующих ей факторов. При отсутствии за обсадными колоннами скважины цементного камня, недостаточной прочности обсадных труб и появлении в МКП водосодержащих масс ММГ при возвращении своей первоначальной температуры, самовосстанавливаются, создавая обратное промерзание. При этом в ММГ возникают силы и напряжения больше начальных пластовых, которые воздействуют на конструкцию скважин негативно. Кроме них еще и замерзаемая в кавернах и МКП водосодержащая масса (часто вязкоупругий раствор (ВУР), либо чистая жидкость отстоя), кристаллизуясь, расширяется до 9 % и кратно давит на крепь скважины, особенно в замкнутом пространстве. Скважина испытывает нагрузки, иногда значительно превышающие ее прочностные характеристики, происходят деформации (аварии, браки, осложнения) вплоть до ликвидации скважин.
Наиболее частой причиной смятий эксплуатационных колонн является давление обратного промерзания (замерзания) водной основы буферной жидкости (гельцемента) в МКП величиной более 48 МПа, что, например, превышает наименьшее сминающее давление обсадных труб диаметром 178 мм с толщиной стенки 9,2 мм (Рсм=33 МПа) и даже с толщиной стенки 10,4 мм (Рсм=42 МПа).
Для рассмотрения данной проблемы возьмем случаи деформаций восьми эксплуатационных колонн (установлено) и кондукторов (предположительно) на одном из месторождений северо-восточной части Западной Сибири, где температура ММГ по разрезу криолитозоны колеблется в пределах от -0,8 °С до -3,6 °С (зафиксирована термокосами и до -11,8 °С), суммарная льдистость достигает 38 %, ММГ представлены, в основном, суглинками, супесями и песками с часто встречаемым гравийно-галечным материалом. Возникновению больших сминающих давлений и их негативному воздействию на обсадные колонны скважин по результатам проведенного авторами статьи анализа и оценки промысловых данных и специальных инженерно-геологических исследований способствовали следующие факторы в порядке их значимости:
1. Отсутствие качественного заполнения МКП цементным раствором (недоподъем цементного раствора до устья за эксплуатационной колонной) и, следовательно, отсутствие жесткого сцепления цементного камня с колоннами в интервалах деформаций эксплуатационной колонны в криолитозоне. Здесь же наличие обширных каверн (высокой кавернозности ММГ) при бурении под кондуктор против интервалов деформаций эксплуатационных колонн с замерзанием в них водосодержащих масс, образованием льда и низкой температуры.
2. Наличие в МКП буферной либо прочей технологической жидкости (например, гельцемента) с отсутствующими либо неэффективными незамерзающими свойствами.
3. Недостаточная выбранная прочность эксплуатационной колонны (толщина стенки и группа прочности) из-за отсутствия истинной температуры ММГ до начала строительства скважин.
4. Остановка скважины из эксплуатации (простой скважины) на срок более 3 сут.
5. Наличие эксцентриситета эксплуатационной колонны, прилегающей на вмещающую ее колонну диаметром 245 мм, с созданием неравномерного замкнутого ространства в МКП.
Первые два фактора неотрывно связаны друг с другом, ведь наличие жидкости в МКП говорит об отсутствии цемента за обсадной колонной.
Многочисленными проектными решениями, согласно условиям ПБНГП [1], был предусмотрен за эксплуатационной колонной подъем цементного раствора не до устья, но с обязательным расположением до устья незамерзающих БЖ, что требуют условия НТД [1–4]. По факту в большинстве случаев, особенно, на скважинах с полученными деформациями (рис. 1–2), в МКП 178×245 мм наблюдается наличие БЖ либо прочих технологических жидкостей (например, гельцемента), при этом незамерзающие составы в них отсутствуют либо не эффективны.
И если за эксплуатационной колонной диаметром 178мм наблюдается проектное расположение БЖ до устья (рис. 1), то за остальными обсадными колоннами диаметрами 245 мм и 324 мм вместо цементного раствора плотностью 1800 кг/м3 документально зафиксирован на устье всех скважин выход дословно «перемешанного с утяжеленным буфером бурового раствора» плотностью 1220-1240 кг/м3, чаще БЖ (бурового раствора, продавочной жидкости и т.д.) плотностью от 1140 до 1270 кг/м3. Данный факт, конечно же, негативно влияет на качество крепления скважин и образование так называемых «водяных поясов» – линейных слоев столба раствора с седиментационно выделившейся чистой водой и твердой фазой [2, 4].
На скважинах другой кустовой площадки ситуация несколько иная – проектными решениями заложен подъем цементного раствора до устья за обеими обсадными колоннами 2-х колонной конструкции скважин. По факту (рис. 2) все обсадные колонны деформированных скважин не зацементированы до устья, а сцепление цементного камня по геофизическим данным – чередование частичного и отсутствия в достаточно протяженных интервалах, совпадающих с зонами смятий эксплуатационных колонн.
При этом необходимо обратить особое внимание на несовершенство БЖ, оставленной в МКП 178×245 мм. Стоит отметить, что применение утяжеленного буфера типа Tergovis (Терговис) компании Нalliburton Energy Services объемом 12,8 м3, плотностью 1360 кг/м3 не рационально, более того, выбор именно этого материала не верен (скрин на рис. 3).
БЖ такой плотностью тяжелая для успешного гидравлического процесса в скважине, и с учетом большого количества тяжелой фракции в пачке буфера Tergovis в процессе любого нарушения режима закачки, даже кратковременной минимизации скорости заполнения, стремится к расслоению жидкой и твердой фазы в процессе седиментации, осаждению последней в нижней части МКП несмотря на противоусадочную добавку типа FWCA – аналог отечественной OSC EXP-120D. Добавка для цементного раствора пеногасителя D-Air 3000L (отечественный аналог «ДЭМ-Т») зачастую ведет к недоподъемам цементного раствора и непроизвольному изменению его плотности. При этом всегда наблюдается обязательное выделение как минимум трех слоев: чистой свободной воды (жидкой фазы); смеси (вязкоупругой фазы); осадков (твердой фазы), что подтверждается не только справочными данными [2], но и результатами геофизики.
Если подробнее изучить рецептуру БЖ Tergovis, а именно, состав ее наполнителя Enhanker (Энханкер) 923 (рис. 4), можно сделать следующие выводы:
– количество (масса) 3 т слишком велико для БЖ и значительно увеличивает риск седиментационной неустойчивости выбранной БЖ, особенно при воздействии таких негативных факторов, как: перепады температуры в скважине при прохождении пачки БЖ через забойные пластовые термобарические условия и остывание ее в верхних интервалах с наличием ММГ и отрицательных температур; изменения давления; изменения кавернозности ствола; контакт с флюидами нецелевых пластов; смена зенитного угла ствола скважины и т.д.;
– Calcium oxide – оксид кальция CaO идет как расширяющаяся добавка (кстати, снижает прочность цементного камня на изгиб);
– Magnesium oxide – оксид магния MgO малорастворим в воде, в холодной воде образует Mg(OH)2, тоже нерастворимое основание. Его основное положительное действие в БЖ – это абразив. Отрицательное – склонность к выпадению в осадок, особенно при охлаждении БЖ, что обязательно происходит во время вынужденных остановок скважины из эксплуатации;
– Limestone (карбонат кальция CaCO3 (60–85 %), он же известняк или лайм – утяжелитель БЖ и чистящий элемент, плохо растворим в чистой воде, в больших количествах при отстое воды в БЖ стремится к осаждению;
– Crystalline silica, quartz – кремнезем+кварц – абразив, который вообще нерастворим в воде и быстро выпадает в осадок при любых условиях замедления или остановки движения жидкости;
– отсутствие незамерзающего эффекта БЖ.
Как следствие, присадка-наполнитель Enhanker 923 в БЖ Tergovis не лучший вариант для качественного цементирования скважин в криолитозоне. Более того, эти реагенты способствуют осаждению твердой фазы БЖ в МКП, расслоению БЖ и образованию «водяных поясов» с последующим их замерзанием.
Замерзание, например, бурового раствора имеет свои особенности, обусловленные взаимодействием воды с поверхностью минеральных частиц глинистого материала, а также наличием того или иного химического реагента [2]. Приращение объема зависит от количества воды, способной в данных термодинамических условиях переходить в лед. При понижении температуры БЖ или бурового раствора ниже точки фазового перехода начинает замерзать свободная вода, затем – рыхлосвязанная (вязкоупругая смесь), которая, в свою очередь, не замерзает при температурах ММГ, а замерзает при более низких температурах.
Экспериментально установлено [2], что наличие глинистого материала и других минеральных частиц в осажденной твердой фазе БЖ или бурового раствора практически не влияет на величину давления обратного промерзания при температурах от 0 до -3,6 °С в жестком замкнутом объеме. Равенство давлений фазовых равновесий водосодержащих сред объясняется наличием в последних свободной воды в объеме, превышающем тот, который необходим для возникновения давления, равного 42,6 МПа.
Этих доводов достаточно, чтобы понять природу расслоения БЖ за эксплуатационной колонной в деформированных скважинах, замерзания сначала слоя чистой свободной воды в замкнутом пространстве, затем слоя ВУР и отсутствия промерзания слоя твердой фазы, а также рассчитать по известной формуле Клапейрона-Клаузиуса критические давления замерзания при известном значении температуры криолитозоны [2, 5].
