Качественное разобщение проницаемых пластов является основным условием при строительстве скважин. Это требуется для исключения загрязнения пластовых вод и предупреждения заколонной циркуляции в процессе эксплуатации скважины, при этом конструкция скважины должна обеспечивать устойчивый проектный дебит, что является наиболее сложной задачей [1, 2].
Появление межколонных давлений (МКД) в скважине после завершения строительства может быть связано с наличием каналов в цементном камне, с возникновением перетоков через резьбовые соединения обсадных колонн или элементы устьевого оборудования. Такие скважины классифицируются как технически неисправные и требуют принятия мер по устранению МКД, а при невозможности их реализации — подлежат ликвидации.

Межколонные, заколонные и межпластовые перетоки флюидов проявляются в виде аномального повышения давления на устье скважины, а также могут сопровождаться формированием техногенных скоплений и грифонов. Подобные явления способны привести к выбросам, возгораниям и другим аварийным ситуациям, влекущим за собой значительные финансовые потери и наносящим ущерб окружающей среде и экосистемам недр.

МКД, связанные с негерметичностью резьбы обсадных колонн или оборудования в скважине, ликвидируются при капитальном ремонте [3]. Межколонные движения газа по цементному камню ликвидировать намного сложнее. Для этого может применяться закачка на устье специальных герметизирующих составов совместно с обработкой межколонного пространства генератором силовых волн (волновая технология) [4]. Но эффективнее не допускать появления МКД, для чего могут применяться заколонные пакеры различных конструкций или добавки в цементный раствор. Также имеется ряд публикаций [5–7], в которых описана эксплуатация скважин с межколонными давлениями, реализованная при соблюдении регламентированных мероприятий по обвязке межколонных пространств, осуществлении контроля за давлением и состоянием скважин.

К заколонным пакерам относятся набухающие [8], механические [9] и металлокордовые [10]. В цементных растворах применяют расширяющиеся и газоблокирующие добавки, также возможно применение самовосстанавливающихся цементов и добавок, повышающих адгезию цементного камня [11–14].
Основные причины движения флюида по заколонному пространству в условиях правильно подобранного тампонажного состава [15]:

• некачественное вытеснение бурового раствора при цементировании обсадной колонны;
• неправильно подобранные буферные жидкости, которые не смывали образовавшуюся фильтрационную корку бурового раствора, что способствовало образованию каналов для движения флюида;
• выделение газа в процессе цементирования обсадной колонны и движение его вверх по стволу, что также провоцирует образование каналов.

Объектом исследования являются горизонтальные нефтяные скважины Бованенковского месторождения Ямало-Ненецкого автономного округа, эксплуатация которых осложнена наличием межколонных давлений. Типовая конструкция скважин приведена на рисунке 1.

Количество и соотношение межколонных давлений, возникших при цементировании различных секций, приведены на рисунке 2.

Рассмотрим цементирование технической колонны и способы ликвидации МКД.
Основной проблемой цементирования технической колонны является маленький диапазон допустимых плотностей. Изначально использовалось два цементных раствора: облегченный цементный раствор (далее ОЦР) плотностью 1580 кг/м³ и цементный раствор нормальной плотности 1 880 кг/м³. Оба цементных раствора затворялись на основе готовых смесей. Но при использовании ОЦР постоянно наблюдались межколонные давления. При этом время переходного периода (загустевания после остановки циркуляции) цементного раствора нормальной плотности составляло 24 мин., что является отличным результатом, но оказалось недостаточно.

Было принято решение выполнить цементирование до устья одним цементным раствором нормальной плотности 1 900 кг/м³.
В процессе осуществления работ было получено поглощение и проведено встречное цементирование. Таким способом провели цементирование трех секций. В итоге на всех трех секциях получили МКД.

Тогда приняли решение перейти на тампонажные смеси на основе цементов
по ГОСТ 1581-2019, но с добавлением расширяющейся и газоблокирующей добавок [16]. В случае применения расширяющейся добавки эффект повышения герметичности цементного кольца связан с уплотнением фильтрационной корки на стенках скважин за счет линейного расширения раствора и цементного камня в радиальном направлении [17, 18]. Результаты исследований влияния расширяющей добавки на расширение цементного раствора приведены на рисунке 3.

По результатам исследований выбрали концентрацию расширяющей добавки — 15 %, параметры полученного состава приведены в таблице 1. При этом расширение составило 6 %. Однако проблема заключалась в том, что это расширение за 24 часа, а газ успевал пройти через цементный раствор в первые минуты его твердения. Данная добавка позволила снизить количество МКД, но устранить их полностью не удалось.
Известно, что по мере загустевания и твердения тампонажного раствора создаваемое им гидростатическое давление становится ниже пластового давления. Данное снижение обусловлено «зависанием» гидростатического столба тампонажного раствора на стенках скважины за счет образования в нем структурного каркаса. Это провоцирует прорыв газовых пачек по затрубному пространству, также проявляются контракция и седиментационная неустойчивость раствора, что интенсифицирует разгерметизацию цементного кольца с образованием различных каналов, по которым в дальнейшем происходит движение пластового флюида в межколонном пространстве. Таким образом, процесс «зависания» цементного раствора на стенках скважин является одной из основных причин проявления заколонных перетоков при освоении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин [15, 16].

Следующим шагом по предупреждению образования каналов стала работа с временем загустевания. Решили использовать один цементный раствор плотностью 1890 кг/м³, разделив его на 2 пачки с различным временем загустевания [19, 20].
Первая пачка цементного раствора должна быть с большим временем загустевания, а вторая с малым временем загустевания — и именно она должна перекрыть газовые и нефтеносные пласты. В таком случае верхняя пачка оказывала гидростатическое давление на цементный раствор ниже, в то время как нижняя пачка переходит в состояние геля и пропускает через себя газ. Суть данного метода заключается в том, что время начала переходного периода первой пачки должно стартовать только после окончания времени переходного периода второй пачки.
Данный способ также можно подтвердить расчетами. Газовый пласт находится на глубине 580 м по вертикали. Первая пачка цементного раствора находится в интервале 0–450 м, а вторая пачка — 450–1 250 м. Проведем расчет гидростатического давления, оказываемого на пласт, после твердения цементного раствора.

где ρ — плотность цементного раствора, кг/м³, g — ускорение свободного падения, м/с², h — глубина по вертикали, м.

Согласно инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин п. 2.6 [21] плотность цементного раствора после его твердения равна 1 121 кг/м³. Тогда:

Согласно инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин п. 2.6 [21] плотность цементного раствора после его твердения равна 1 121 кг/м³. Тогда:

Разница гидростатических давлений составляет более 3 МПа.
Таким образом удалось добиться противодавления на пласт и избежать осложнения с заколонными проявлениями.
В соответствии с лучшими мировыми практиками также рекомендуется добиваться следующих параметров тампонажного раствора (определяемых по стандарту API 10B-2) для предотвращения прорывов газа [19]:

• развитие статического напряжения сдвига (SGSA) от 48 Па до 239 Па (от 100 до 500 фунтов/100 футов²) — в течение 20 минут;
• объем статической фильтрации за 30 мин. — менее 30 мл;
• набор консистенции от 40 до 100 Bc — в течение 15 минут;
• предпочтительная газонепроницаемая добавка — латекс.