Россия входит в топ-3 стран по мировой добыче нефти. Для сохранения лидирующих позиций и повышения объема извлекаемых углеводородов специалисты заинтересованы в строительстве надежных объектов, которые обеспечивают максимальную рентабельность работы. После процесса бурения стенки скважины укрепляют, спуская туда обсадную колонну и цементируя ее специальными тампонажными растворами. В полученной крепи формируют отверстия методом перфорации. Это необходимо для создания гидродинамической связи пласта со скважиной и начала процесса нефтеизвлечения. Неправильно подобранные параметры такой работы приводят к образованию трещин, которые становятся причиной преждевременного обводнения. Ученые Пермского Политеха впервые смоделировали крепь скважины, учитывая возникающие давления при перфорации, состав тампонажного раствора, свойства формируемого из него камня и параметры проведения прострелочно-взрывных работ. Полученные результаты и методические подходы позволят избежать разрушения крепи скважин и больших издержек на восстановление ее целостности.

Статья опубликована в журнале «Недропользование», 2024 год. Работы выполнены при поддержке Минобрнауки РФ (проект № FSNM-2024-0005).

Несмотря на множество исследований и разработок, направленных на создание долговечной герметичной крепи скважин, перфорация нарушает ее целостность. Образование трещин приводит к раннему обводнению добываемой продукции, снижению нефтедобычи и увеличению расходов на утилизацию воды. Все это вызывает необходимость в проведении затратных и не всегда эффективных ремонтных работ.

Создание достоверной модели скважины, определение фактической прочности материала, а также замер избыточных внутренних давлений, которые возникают в процессе перфорации, позволит решить проблему сохранности цементного камня. Это даст возможность не только выявить нарушение герметичности, но и вычислить максимально допустимую нагрузку на крепь, установить требования к свойствам тампонажного камня, а также разработать рекомендации к параметрам проведения перфорации.

– Традиционный подход, при котором плотность перфорации составляет 20 и 30 отверстий на метр длины коллекторов, не учитывает состав перфорационных жидкостей, забойное и пластовое давления. Не принимаются во внимание также свойства горной породы и физические процессы, происходящие в ней из-за воздействия на них ударной нагрузки при срабатывании перфоратора. Мы разработали модель, которая учитывает все эти особенности, – объясняет Сергей Чернышов, заведующий кафедрой «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ, доктор технических наук.

Ученые Пермского Политеха смоделировали напряженно-деформированное состояние околоскважинной зоны в условиях создания перфорации с использованием трех разных рецептур тампонажных растворов. На примере двух месторождений выявили наиболее эффективный.

– Разработанная модель включает эксплуатационную колонну, цементный камень и участок породы-коллектора. Она позволяет задавать неравномерное распределение давления внутри скважины во время перфорации, а также учитывать все свойства тампонажного камня, – рассказывает Сергей Попов, заведующий лабораторией института проблем нефти и газа РАН, доктор технических наук.

Для исследования политехники совместно с индустриальными партнерами выполнили более 100 измерений максимальных давлений при формировании отверстий различной прострелочно-взрывной аппаратурой, необходимой для перфорации. По ним вычисляли избыточные значения, которые приводят к появлению трещин в крепи скважины.

Цементирование колонны осуществляли с помощью трех разных тампонажных составов, с модифицирующими добавками и без. Для определения их физико-механических свойств изготавливали образцы, которые испытывали на прочность согласно нормативным документам.

– Многовариантное численное моделирование показало нам зоны разрушения цементного камня в трех скважинах для каждого типа цемента. Наибольшая возникает для состава, который имеет меньшую прочность. Но сильнее разрушение происходит для скважины с большей величиной давления во время перфорации. В результате мы выявили тампонажный состав, который менее подвержен разрушению и выдерживает нагрузки, вызванные перфорационным работами, – рассказывает Вадим Дерендяев, ассистент кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ.

Разработанная модель ученых Пермского Политеха позволяет детально исследовать устойчивость крепи нефтяных скважин и определить особенности ее разрушения. Полученные результаты и технологические рекомендации могут использоваться при определении оптимальных рецептур тампонажных растворов для крепления скважины, а также при выборе основных параметров перфорации. Все это снижает риск ухудшения целостности и герметичности скважин, значительно сокращает расходы на ее ремонт.

Для повышения срока эксплуатации нефтяных скважин проводят их цементирование с помощью тампонажных растворов. Это комбинация специальных модифицирующих веществ и материалов, основу которых составляют вода и портландцемент. Со временем застывая, они укрепляют обсадную колонну в толще породы, разобщают продуктивные горизонты и изолируют их от водоносных пластов, а также предотвращают обвал стенок скважины. Раствор может содержать различные добавки, влияющие на его структурно-механические свойства. Но пока не существует того состава, который идеально бы соответствовал всем требованиям. Ученые Пермского Политеха разработали тампонажный раствор, способный самовосстанавливать свою целостность при появлении микрозазоров и трещин. Состав характеризуется улучшенными показателями основных технологических свойств, обеспечивает плотный контакт цементного камня с обсадной колонной и стенкой скважины.

На разработку выдан патент (№2825932). Исследование выполнено в рамках программы стратегического академического лидерства «Приоритет 2030».

Обсадная колонна – это конструкция из свинченных между собой труб, которая размещается в стволе пробуренной скважины для укрепления и предотвращения осыпания горных пород. После спуска обсадной колонны происходит процесс ее цементирования с помощью тампонажного раствора. Он должен полностью, без пустот, заполнить пространство между обсадной колонной и стенкой ствола скважины на всем интервале цементирования.

Тампонажные составы для крепления скважин после отверждения подвержены восприятию различных воздействий, вызванных из-за колебания температур, механических нагрузок, воздействия коррозионной и сероводородной агрессии. А также не всегда обеспечивают плотный контакт цементного камня с горными породами и стенками скважины.

Ученые Пермского Политеха разработали уникальный состав тампонажного раствора, который может самовосстанавливать свою целостность после разрушения из-за воздействия на крепь скважины динамических нагрузок (опрессовки, перфорации, гидроразрыва пласта и т.д.), восстанавливая герметичность затрубного пространства.

– Получаемый цементный камень нашего раствора обладает способностью к линейному расширению, из-за чего обеспечивается его плотный контакт с обсадной колонной и стенкой скважины. А также он восстанавливает свою целостность в случае образования в нем микрозазоров и трещин при контакте с пластовой водой. Использование предложенного тампонажного раствора снижает к минимуму необходимость проведения дорогостоящих ремонтно-изоляционных работ, при этом свойства цементного раствора-камня являются технологически применимыми для различных горно-геологических условий, – поделился доктор технических наук, заведующий кафедрой нефтегазовых технологий ПНИПУ Сергей Чернышов.

Раствор, предлагаемый политехниками, отличается тем, что помимо тампонажного портландцемента и базовых модифицирующих реагентов, его основа дополнительно содержит комплексную минеральную добавку из нанооксида алюминия, талька, гидроксида кальция, полугидрата гипса и прочих примесей. Именно она обеспечивает восстановление цементного камня после различных нарушений.

– В состав входят синтетический полимер на основе полиакриламида, который снижает процессы водоотделения и водоотдачи, и пеногаситель на основе кремнийорганического полимера, уменьшающий пенообразование. Добавление пластифицирующею добавки на основе поликарбоксилатного сополимера позволяет получить необходимую подвижность раствора, а расширяющей добавки – увеличить плотность контакта цементного камня с обсадной колонной и горной породой, – добавляет ассистент кафедры нефтегазовые технологии ПНИПУ Вадим Дерендяев.

– Процесс самовосстановления происходит так: частицы минеральной добавки вступают в реакцию с поступающей в трещину или микрозазор пластовой водой. Взаимодействуют с ней и формируют дополнительные новообразования в виде нерастворимых структур, которые заполняют трещину и перекрывают поток воды, – объясняет ведущий инженер отдела разработки рабочих проектов филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми Михаил Кармаенков.

По сравнению с аналогом разработанный состав политехников характеризуется улучшенными значениями показателей основных технологических свойств: более высокой подвижностью, повышенной прочностью на изгиб и самое главное – способностью к самовосстановлению. В промысловых условиях такие свойства позволят получить качественную герметичную крепь обсадной колонны в стволе скважины за счет формирования прочного цементного камня, способного восстанавливать целостность в случае ее нарушения.