Потеря герметичности скважин — одна из самых частых, но при этом самых «тихих» статей расхода. Самое коварное ее свойство — относительная невидимость. Однако, трещина в несколько миллиметров и даже микрон способна создать серьезные трудности для работы скважины, а в конечном счете привести к простою и дорогостоящему ремонту. При этом мгновенной аварии из-за микротрещин, конечно, не возникнет. Сначала они проявятся ростом межколонного давления, затем газопроявлениями, в запущенных случаях — перетоками в верхние горизонты. Попав в трещину, газ под давлением способен просто разорвать камень изнутри.
Проблема имеет глобальные масштабы
Никто не будет спорить, микротрещины — это не локальная, а глобальная общепризнанная проблема нефтегазовой отрасли. По разным оценкам, до 40% всех действующих скважин в мире в разной степени имеют проблемы с герметичностью. Например, в Мексиканском заливе 70% скважин имеет устойчивое межколонное давление (МКД) — один из ключевых признаков негерметичности, — а во Вьетнаме на отдельных месторождениях лишь 90 из более чем 200 скважин не имели подобных проблем.
В России ситуация схожая. Более того, проблема признана даже на нормативном уровне — приказ Ростехнадзора 429 от 27.11.2023 предписывает мониторить скважины с МКД и оценивать уровень угрозы. По данным Национальной ассоциации нефтегазового сектора, из 192,5 тысяч скважин в стране на 2024 год неработающий фонд составлял порядка 16%.
Дополнительным фактором потенциального увеличения частоты образования микротрещин стало увеличение доли трудноизвлекаемых запасов — к 2030 году, согласно отраслевым прогнозам, они достигнут 70%. Взаимосвязь прямая: для работы с такими месторождениями характерно большее количество гидроразрывов пласта (ГРП), а значит, больше циклической нагрузки и как следствие — выше риск появления микротрещин.
Появление микротрещин провоцирует комплекс причин
У потери скважиной герметичности не одна, а, как правило, целый комплекс причин или так называемых триггеров. Первый — термический: при закачке, добыче и остановках работы температура крепи многократно меняется, камень и стальная колонна расширяются и сжимаются по-разному, и на их границе появляется микрозазор. В лабораторных экспериментах после 15 термоциклов ширина такого зазора достигала 117-212 мкм, что достаточно для образования перетоков.
Второй — механический: перфорация, гидравлические испытания, разбуривание цементного стакана, а в современной практике особенно многостадийный ГРП, где скважина получает десятки циклов «нагрузка—разгрузка». Исследования показывают, что такие циклы не только порождают новые трещины, но и удлиняют уже существующие.
Третий — геологический и химический: в породах, залегающих в зонах многолетней мерзлоты, замерзание раствора до схватывания создаёт ледяные прожилки, которые при изменении температуры превращаются в микротрещины — до 100 штук на 1 см², а проницаемость камня вырастает до 200 мД и более; на месторождениях с H₂S и CO₂ к этому добавляется коррозионная деградация камня и колонны.
Профилактика, а не экстренное «лечение»
Фактическая неизбежность появления проблем с герметичностью, а также высокая стоимость ремонта — рынок капитального ремонта скважин в России в 2023 году достиг 200,9 млрд рублей, увеличившись более чем на 13% год к году, — все острее ставят вопрос, как предупредить, а не разбираться с последствиями. Одним из наиболее понятных и эффективных вариантов становится применение нефтехимических добавок для тампонажного цемента, превращающая его в самовосстанавливающийся.
Одним из успешных кейсов можно считать продукт SIBEX Oil&Gas СИБЛОК. В качестве добавки он вводится в тампонажный раствор и остается инертным — то есть он не меняет технологию цементирования, что крайне важно для работы со скважиной. При образовании микротрещин внутрь попадают углеводороды, благодаря чему добавка активируется, набухает и запечатывает повреждение полностью — автономно и без простоя в работе самой скважины.
Процесс заполнения микротрещин значительно опережает их развитие и не дает образовываться перетокам. К тому же сама по себе повышенная эластичность состава способна снижать внутреннее напряжение в цементном камне и работать как профилактика потенциальному образованию трещин. Продукт уже активно применяют на месторождения к примеру, в Западной Сибири, где он показывает высокую эффективность: снижение эксплуатационных расходов, в том числе за счет снижения необходимости предиктивного обслуживания, а также увеличение межремонтного периода.
«Для вывода на рынок по-настоящему работающего решения необходимо быть в постоянном диалоге с клиентом, реагировать на его текущие потребности и запросы. Объективно, сейчас большинство компаний ориентированы на оптимизацию собственных издержек и повышение экономической эффективности — в таких условиях игнорировать проблемы, которые неизбежно и по-тихому стоят тебе в конечном итоге десятки миллионов рублей, просто нельзя. Возникновение микротрещин и, как следствие, МКД — старая известная всем отраслевая проблема. И если раньше было позволительно столкнуться с проблемой и после этого начать ее решать, сейчас логика меняется. Чтобы быть эффективным, нужно предупредить возникновение проблемы — перейти от разрешения последствий к профилактике причин из возникновения», — заключила Екатерина Шуталева, руководитель по отраслевым решениям дивизиона «Технологии добычи нефти и газа» СИБУРа.