АНАЛИЗ СКВАЖИН В МНОГОЛЕТНЕЙ МЕРЗЛОТЕ ПРИЧИНА И СТАТИСТИКА

ANALYSIS OF WELLS IN PERMAFROST: CAUSES AND STATISTICS

Kholkhoeva Anastasia Dmitrievna

Student, Irkutsk National Research Technical University, Russia, Irkutsk

Аннотация. В статье проведен анализ физико-технических проблем, возникающих при строительстве и эксплуатации нефтегазовых скважин в условиях многолетнемерзлых пород. Рассмотрены процессы растепления грунтов, кавернообразования, диссоциации газовых гидратов и обратного промерзания флюидов, приводящие к деформации обсадных колонн. На основе промысловой статистики аварийности систематизированы современные технологические решения, направленные на минимизацию производственных и геоэкологических рисков.

Abstract. The article analyzes the techno-physical problems arising during the construction and operation of oil and gas wells in permafrost environments. The processes of permafrost thawing, cavern formation, gas hydrate dissociation, and freeze-back leading to casing deformations are considered. Based on field accident statistics, modern technological solutions aimed at minimizing operational and geo-ecological risks are systematized.

Ключевые слова: многолетнемерзлые породы, криолитозона, растепление грунтов, деформация эксплуатационной колонны, газовые гидраты, кавернообразование, обратное промерзание, теплоизолированные трубы.

Keywords: permafrost, cryolithozone, permafrost thawing, casing deformation, gas hydrates, cavern formation, freeze-back, vacuum insulated tubing.

Введение

Освоение нефтегазовых месторождений Арктики связано со строительством скважин в многолетнемерзлых породах (ММП). Циркуляция теплых буровых растворов и подъем пластовых флюидов нарушают тепловой баланс криолитозоны [7], вызывая растепление массива, падение его несущей способности и просадки грунта. В связи с этим комплексный анализ физико-механических причин осложнений и систематизация статистики аварийности в ММП являются актуальной задачей для нефтегазового инжиниринга.

Цель статьи – провести комплексный физико-технический анализ ключевых причин возникновения осложнений и аварий при строительстве и эксплуатации скважин в интервалах залегания многолетнемерзлых пород, а также статистическая систематизация данных по отказам крепи скважин для обоснования эффективности защитных инженерных мероприятий.

1. Термодинамические и физико-механические процессы в прискважинной зоне ММП

При нарушении естественного термического режима криолитозоны в процессе бурения или добычи происходят фазовые переходы первого рода – плавление порового льда. Этот процесс описывается классическим уравнением теплопроводности с подвижной границей раздела фаз (задача Стефана) [1]. Скорость и радиус протаивания зависят от теплопроводности горных пород, их льдонасыщенности, геотермического градиента и температурного режима работы скважины.

Переход льда в жидкую фазу влечет за собой коренное изменение механических свойств грунта. Мерзлая порода, обладавшая высокой прочностью за счет ледяных кристаллических связей, при оттаивании превращается в дисперсную массу с низким сцеплением [7]. Под действием гидродинамического и механического воздействия бурового инструмента происходит интенсивный смыв и обрушение стенок скважины. Данный процесс приводит к образованию каверн, диаметр которых может превышать номинальный диаметр долота в 3–5 раз [2].

Образование протяженных каверн существенно усложняет последующий процесс цементирования обсадных колонн. В зонах кавернообразования скорость восходящего потока тампонажного раствора резко падает, что приводит к неполному замещению бурового раствора и формированию «недоподъемов» цемента или образованию застойных зон, заполненных незатвердевшим флюидом [1, 2].

2. Механизм деформации обсадных колонн при обратном промерзании

Одним из наиболее опасных и трудноустранимых осложнений в криолитозоне является деформация эксплуатационных и обсадных колонн под воздействием сминающих давлений. Данный феномен протекает по механизму «обратного промерзания» (freeze-back) и приурочен к периодам временной консервации, остановки или технологического простоя скважин [3, 5].

Во время остановки скважины прекращается приток тепла изнутри, и окружающая вечная мерзлота начинает восстанавливать свой естественный отрицательный температурный потенциал. Вода или слабоминерализованный буровой раствор, оставшиеся в кавернах и незацементированных участках заколонного пространства, начинают замерзать.

Физическая сущность процесса заключается в аномальном расширении воды при переходе в твердое агрегатное состояние: объем образующегося льда примерно на 9% превышает объем исходной жидкой фазы [5]. Если промерзание происходит в замкнутом объеме (ограниченном с одной стороны жесткой стальной стенкой трубы, а с другой фронтом восстанавливающейся мерзлоты), возникают колоссальные криогенные давления. Согласно законам термодинамики, в замкнутых системах давление криогенного расширения льда может достигать теоретического предела в 200 Мпа при сильном охлаждении. В реальных условиях скважин фиксируются радиальные сминающие нагрузки величиной от 15 до 45 Мпа [3, 5].

Большинство стандартных обсадных труб, применяемых в нефтегазовой отрасли, рассчитаны на избыточное наружное давление в пределах 20–35 Мпа [6]. Таким образом, криогенное давление обратного промерзания превосходит предел текучести стали и критическое давление смятия труб, что приводит к эллиптичности, гофрообразованию или полному схлопыванию внутреннего сечения колонны [3].

3. Термобарическая диссоциация внутримерзлотных газовых гидратов

Особую категорию осложнений формируют зоны залегания реликтовых газовых гидратов, которые генетически и территориально тесно связаны с ММП. Газовые гидраты (клатраты) представляют собой кристаллические соединения, в которых молекулы метана или других газов удерживаются внутри каркаса из молекул воды за счет ван-дер-ваальсовых сил. Их стабильное существование ограничено жесткими термобарическими условиями (низкие температуры и повышенные давления) [4].

В процессе бурения верхних интервалов тепловой фронт от бурового раствора достигает гидратонасыщенного пласта. Происходит сдвиг термодинамического равновесия, и запускается процесс диссоциации – разложения гидрата на воду и свободный газ. Физическая специфика клатратов такова, что из 1 м³ монолитного гидрата метана при деструкции выделяется до 160–164 м³ свободного газа [4].

Резкое и объемное выделение газа в прискважинной зоне приводит к следующим последствиям:

• Мгновенное газирование бурового раствора и падение его плотности.
• Снижение гидростатического давления столба раствора на забой, что провоцирует развитие интенсивных газонефтеводопроявлений (ГНВП) [1, 4].
• Разрушение структуры вмещающей породы за счет микровзрывов газовых пузырьков, приводящее к катастрофическим обвалам и формированию приустьевых воронок (грифонов) [4].

4. Статистический анализ осложнений и аварийности

Для оценки масштабов влияния криогенных факторов на надежность фонда скважин был проведен анализ статистических данных по месторождениям севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и Восточной Сибири. Согласно обобщенным отраслевым данным научно-технических центров, до 23–25% всех отказов основного технологического оборудования и крепи на северных промыслах прямо или косвенно обусловлены деструктивными мерзлотными процессами [1, 2].

На основе промысловых отчетов по аварийности составлена сводная таблица распределения типов осложнений в интервалах ММП в зависимости от этапа жизненного цикла скважины (Таблица 1).

Таблица 1.

Распределение и частота возникновения осложнений в интервалах ММП

Особый интерес представляют статистические данные по деформации эксплуатационных колонн (ДЭК). На Ванкорском нефтегазоконденсатном месторождении, характеризующемся сложным геокриологическим разрезом, в период активного разбуривания кустовых площадок были проведены масштабные геофизические исследования методом многодатчиковой профилеметрии. Исследования показали, что в интервалах глубин от 80 до 220 метров (зона максимального залегания линз чистого льда) остаточные радиальные деформации и сужения ствола различной степени тяжести были зафиксированы более чем на 30% эксплуатируемых скважин раннего фонда [3].

5. Технологические методы предотвращения осложнений

Современный инженерный подход к строительству скважин в криолитозоне базируется на принципе максимального теплового и механического разобщения скважины и мерзлого массива. На основе анализа причин отказов сформирован комплекс защитных мероприятий:

1. Применение термоизолированных направлений и кондукторов (на основе VIT – Vacuum Insulated Tubing). Использование двухстенных труб с вакуумной прослойкой и многослойным экраном позволяет снизить радиальный тепловой поток от скважины в грунт в 10–15 раз. По данным сравнительных исследований [6], по сравнению со стандартной однослойной стальной обсадной колонной, применение VIT-колонн уменьшает радиус протаивания ММП с технологически опасных 6-8 метров до безопасных 0,8-1,2 метра за весь период эксплуатации.
2. Использование специализированных тампонажных материалов. Для исключения эффекта обратного промерзания применяются цементы с пониженным выделением тепла при гидратации (низкоэкзотермические) и незамерзающие вяжущие смеси, способные набирать прочность при отрицательных температурах без образования свободной воды [5, 6].
3. Регулирование параметров бурового раствора. Применение растворов на нефтяной основе (РНО) или ингибированных промывочных жидкостей с минимальной температурой на входе в скважину (охлаждение раствора с помощью чиллеров до +2…+4 °С) [1].

Вместе с тем стоит отметить, что перечисленные методы имеют технологические и экономические ограничения. Производство и монтаж VIT-колонн сопряжены с высокими капитальными затратами, а также с риском разгерметизации вакуумного пространства при спуско-подъемных операциях. Применение специализированных низкоэкзотермических цементов требует строжайшего контроля рецептуры непосредственно на кустовой площадке, а использование дополнительного оборудования для охлаждения буровых растворов ведет к удорожанию цикла строительства скважины.

Заключение

Главной причиной осложнений в криолитозоне является нарушение теплового баланса мерзлых грунтов под воздействием технологических флюидов, что ведет к их растеплению и кавернообразованию. При остановках скважин обратное замерзание жидкостей в кавернах создает криогенное давление до 45 МПа, вызывая необратимое смятие обсадных труб. Для предотвращения деформаций крепи необходим надежный теплофизический барьер: внедрение вакуумных термоизолированных труб (VIT), применение низкоэкзотермических цементов и оптимизация расстояний между устьями скважин.