Текущее состояние. При бурении нефтяных и газовых скважин, расположенных в районах распространения многолетнемерзлых пород, часто возникают осложнения, связанные с наличием газогидратных отложений. Крупнейшие газовые и газоконденсатные месторождения России расположены в районах залегания многолетней мерзлоты. С одной стороны, обнаружение громадных по предполагаемым объемам запасов природного газа в гидратной форме существенно повышает конкурентоспособность страны в области экологически чистых энергетических и топливных ресурсов, с другой стороны – при бурении и освоении скважин газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений вскрытие газогидратных отложений неизбежно вызывает изменение термодинамического состояния системы «пласт-скважина». При этом даже небольшие изменения термобарических условий в пласте неизбежно вызывают разложение гидратов с выделением свободного метана и воды, что может спровоцировать интенсивные газопроявления при бурении, нарушение технологии цементирования скважин, и в дальнейшем негерметичность межколонного пространства и поступление пластового флюида в межколонные пространства.

Решаемая научная проблема. Статья посвящена решению проблемы, связанной с диссоциацией гидратов при проходке гидратовмещающих толщ, когда использование буровых растворов с положительной (по шкале Цельсия) температурой неизбежно приводит к осложнениям, связанным с реакцией многолетнемерзлых пород на изменение температурного режима вокруг скважины. Кроме того, решается задача по устранению межколонных перетоков, возникающих, в том числе, вследствие нарушения процесса гидратации цемента в период ОЗЦ.

Задачи исследования: 

- разработка модели для проведения численного эксперимента, имитирующего закачку технологической жидкости в скважину;

- оценка влияния различных параметров бурового раствора на радиус растепления околоскважинной зоны;

- разработка рекомендаций по выбору параметров бурового раствора;

- разработка кольматирующего состава для устранения межколонных давлений при эксплуатации скважин в породах, содержащих включения газовых гидратов.

Методы исследования. Для проведения вычислительного эксперимента используется модель теплопроводности на основе уравнения Фурье. Для моделирования использовался программный пакет элементного анализа COMSOL Multiphysics.

Для устранения негерметичности межколонного пространства предлагается кольматационный метод.

Кольматационный раствор готовится на кустовой площадке перед закачкой в скважину. Перед введением кольматанта через шиберную задвижку межколонного отвода в цементный камень давление стравливают. Контроль давления осуществляется с помощью устьевого манометра и термометра.

После закачки кольматирующему раствору дают отстояться в течение 24 ч.

Реактивы для исследования были закуплены у ЗАО «Ленреактив» и ЗАО «Русхимсеть».

Работа выполнена в соответствии с существующими методами экспериментальных исследований. Структурно-реологические характеристики водных растворов полимеров измеряли с помощью вискозиметра Fann 35S.

Детали исследования. При моделировании процесса были приняты следующие допущения:

а) порода принимается однородной и обладает изотропными свойствами;

б) расчет проводится в условиях отсутствия конвекции в силу того, что объемы проникновения жидкой фазы в породу достаточно малы;

в) принято, что преобладающий способ передачи тепла – теплопроводность;

г) для описания геометрии модели используется несколько соосных тел вращения, имитирующих трубу, жидкость внутри и снаружи и окоскважинное пространство.

В процессе расчета анализируется распределение температуры вокруг скважины в различные моменты времени.

На рисунке 1 (а, б) приведено распределение температуры вмещающей породы до и после подачи жидкости, на рисунках 2 и 3 показано изменение температуры пласта вокруг скважины через 1 минуту и через 4 часа от момента начала ввода технологической жидкости.

На основании имитационного моделирования можно сделать вывод, что превалирующее значение имеют такие параметры бурового раствора, как скорость его закачки и температура. При этом они практически не влияют на радиус распространения тепла по массиву породы, который не превышает 0,4 метра. 

Рекомендуемый расход технологической жидкости должен лежать в интервале 0,030 - 0,45 м3/с, а его температура не должна превышать 20° C. Одновременно с этим необходимо помнить о повышенной вероятности застывания бурового раствора в условиях многолетней мерзлоты, а также вследствие локального снижения температуры в результате эндотермической диссоциации газовых гидратов.

Произведенное моделирование показало, что применение буровых растворов с рекомендуемыми параметрами позволит существенно снизить вероятность разложения гидратов в околоскважинной зоне, но не позволит полностью устранить диссоциацию, что может не только спровоцировать газопроявления при бурении, но и нарушить процесс схватывания цемента.

Возникновению негерметичности межколонного пространства газовой скважины может способствовать как некачественное цементирование на этапе строительства, так и физико-химические процессы и геологические особенности. Наличие газогидратов в целевых интервалах также может быть связано с негерметичностью межколонного пространства скважины.

При проведении испытаний на скважине Р-49 Губкинского газоконденсатного месторождения была зафиксирована негерметичность межколонного пространства технической колонны и кондуктора в интервалах многолетнемерзлых пород. 

Ежемесячный контроль параметров скважины показал, что с ноября 2020 г. по июль 2021 г. давление в межколонном пространстве непрерывно возрастало.

Устранение негерметичности межколонного пространства производилось с использованием разработанного кольматирующего состава.

В качестве образцов полимеров были использованы следующие материалы: 

• сополимер полиакриламида и cульфоновой кислоты (Полимер X20 или аналог);

• кремнийорганический полимер.

Структурные и реологические характеристики водных растворов полимеров: пластическую вязкость, динамическое напряжение сдвига и статическое напряжение сдвига - измеряли с помощью вискозиметра Fann 35S.

Исследование характеристик проводилось в диапазоне концентраций от 1 до 10%. Оптимальные реологические и структурные характеристики водного раствора полиакриламида были получены при концентрации не более 4%.

Характеристики водного раствора полиакриламида приведены в таблице 1.

Таблица 1. Структурно-реологические характеристики водного раствора полиакриламида