Главные задачи, решаемые разработчиками новых технологий и материалов тампонажа, - прочность контакта цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины, повышение качества разобщения пласта, сохранение его коллекторских свойств, исключение заколонных межпластовых перетоков.

Тревожные прогнозы

Докризисные темпы роста добычи и высокая рыночная конъюнктура «черного золота» еще совсем недавно сулили отечественному нефтесервису блестящее будущее. По данным аналитического агентства Douglas-Westwood, объем нефтесервисного рынка России в 2006 году составил $11,4 млрд. с тенденцией роста к 2011 году  почти в 2 раза – до $22 млрд.

Резко изменившаяся в 2008 году экономическая ситуация и в России, и в мире, по всей видимости, сильно подкорректирует этот оптимистический прогноз. В России действует около 200 нефтесервисных компаний, которые условно можно разделить на три категории: аффилированные с нефтегазовыми компаниями, крупные сервисные компании, средние и малые сервисные компании.

"Сейчас мы не работаем с сервисными компаниями, так как месторождение небольшое и все объемы бурения уже выработаны", – рассказывает Иршат Ишмуратов, главный инженер ОАО «Негуснефть». - Ранее, предпочтение отдавалось подрядчику, предлагающему бурение и сопутствующие услуги «под ключ». Мы заключали договор с буровой компанией, а она уже находила субподрядчика на тампонажные работы. При этом критерием была не только цена, но и качество работ. В договор подряда изначально закладывались параметры скважины после бурения и цементирования".

По мнению Евгения Демидова, директора по финансово-управленческому консультированию ЗАО «CiG Business Consulting», сложнее всего в нынешней ситуации придется мелким сервисным компаниям. Они переживают резкое сокращение объемов работ, вынуждены держать низкие цены на услуги, качество которых гарантировать все сложнее. Им становится труднее конкурировать с крупными компаниями, которые могут значительно снижать цену при сохранении качества. Все это существенно увеличивает вероятность ухода мелких компаний с рынка.

Достаточно стабильным останется положение компаний, аффилированных с крупными нефтедобывающими корпорациями, а также международных нефтесервисных компаний, которые будут стремиться расширить свою долю на российском рынке.

"Еще 3-5 лет назад на рынке практически не было независимых отечественных сервисных компаний, – говорит Александр Сизов, вице-президент по корпоративному развитию компании «ПетроАльянс».  - Но затем нефтяные компании, по примеру западных, стали выделять «непрофильные» предприятия из своего состава. Сервис в нефтяной промышленности включает в себя, помимо геофизических работ, бурение и цементирование скважин, подготовку буровых растворов, геолого-технический контроль, испытания и капитальный ремонт скважин и т.д. Западные сервисные компании стремятся на российский рынок, особенно Halliburton, Schlumberger и BJ Services".

Но изменения коснутся не только отдельных компаний, но и отдельных видов сервисных услуг. Некоторые, такие, например, как капитальный ремонт скважин (КРС), будут востребованы почти также, как и в докризисные времена (необходимость поддержания фонда скважин). КРС может стать одной из  важнейших услуг, обеспечивающих выживание нефтесервисных компаний в новых условиях. А вот объемы бурения и сопутствующих работ, таких, например, как тампонаж, будут сокращаться.

Что же представляют из себя современные материалы, оборудование и технологии цементирования скважин?

Материалы

Напряженность контакта цементного камня (смеси класса G по стандарту API 10А) со стенками скважины и обсадной колонной в значительной мере снижается при усадке твердеющего цементного кольца, разнообразных деформациях горных пород и обсадных труб и при наличии фильтрационной корки на стенках скважины. Твердеющий цементный камень отсасывает воду из контактирующей с ней фильтрационной корки (эффект контракции). При этом в обезвоженной корке образуется сеть каналов, по которым в первую очередь происходят межпластовые перетоки. Бороться с этими проблемами помогают новые материалы.

Украинское ЗАО «НИИКБ бурового инструмента» разработало тампонажный материал, допускающий применение в диапазоне температур 20-120 °С. Он обеспечивает расширение раствора до 20 %. В 2-3 раза повышается прочность контакта цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины, снижается его газопроницаемость.

В глубоких зонах и горизонтальных скважинах продуктивно применение высокосульфатостойкого тампонажного цемента марки «ДюлогЦем» ООО «Дюккерхофф-Сухой Лог», требующего меньшего количества воды затворения. Его раствор быстро твердеет и обладает высокой седиментационной устойчивостью.

Расширяющаяся добавка НРВ (аналог известковой смеси СИГБ) производства ООО «Изон», содержащая 65 – 95 % оксида кальция, в значительной степени решает проблему межпластовых перетоков. Применение добавки для цементирования интервалов залегания продуктивных и водоносных пластов позволяет получить безводную продукцию даже в скважинах с перепадами давлений между пластами 30 – 50 кг/см².

АФП - безобжиговое бесклинкерное вяжущее (расширяющаяся добавка), вводится в цемент в количестве 0,1-0,2 %. За двое суток твердения при обычных температурах цементный камень на основе АФП набирает 65-78 % своей месячной прочности.

По словам Дмитрия Карасева, начальника управления проектирования и строительства скважин ООО «ПермНИПИнефть» (базовый институт нефтяной компании «Лукойл»), одна из мировых тенденций тампонажа – применение облегченного цемента с микросферами. Подобная технология, разработанная «ПермНИПИнефть», позволяет:

• уменьшить временные и материальные затраты при креплении глубоких скважин за счет использования одноступенчатого способа цементирования взамен двухступенчатого;
• обеспечить подъем цементного раствора до устья в условиях низких давлений гидроразрыва пластов;
• снизить вероятность недоподъема цементного раствора из-за наличия зон поглощений интенсивностью до 0,5 м3/МПа×ч за счет снижения гидростатической составляющей и кольматирующего эффекта облегченных цементов (наличия в составе разноразмерных микросфер);
• улучшить качество сцепления цементного камня с колонной и породой за счет безусадочности цементного камня и его адгезионных свойств;
• обеспечить подъем цемента за колонной при цементировании в одну ступень для скважин глубиной до 4000 м.

Одна из разработок компании Shlumberger – усовершенствованный волокнистым наполнителем цемент CemNET. Добавка создает сетку в зоне поглощения, позволяя восстанавливать циркуляцию. В результате улучшается выход тампонажного раствора на устье скважины. По информации официального сайта Shlumberger, при использовании добавки CemNET снижение расхода закачиваемого цемента может достигать 50 %.  

Разработчики материалов и технологий тампонажа признаются, что выбор добавок и способов закачки раствора во многом обусловлен особенностями геологического строения месторождения. Условия нефтяных скважин Пермского края, Западной и Восточной Сибири, Сахалина, других российских районов добычи – существенно отличаются друг от друга. Так, технология облегченного цемента с микросферами «ПермНИПИнефть» в большей степени адаптирована к месторождениям Западного Урала, и, напротив,  добавка CemNET, как свидетельствует официальный сайт Shlumberger, применяется только на  месторождениях Восточной Сибири и Сахалина.

Поэтому одно из главных конкурентных преимуществ компании, предлагающей услуги тампонажа, не наличие в арсенале универсальных технологий и добавок – их попросту нет, а способность выработать оптимальный (качество, цена, сроки) технологический подход к цементированию в условиях конкретного месторождения.

Цементировочное оборудование

Монтажной базой для размещения цементировочного оборудования служит автошасси, при этом двигатель автомобиля используется в качестве привода насоса высокого давления. В основном тампонажниками эксплуатируются российская спецтехника, в гораздо меньшей степени зарубежная – например, цементировочные агрегаты компаний Halliburton и Aker-Maritime.

"Наш агрегат СИН35 используется не только для закачки цементировочного раствора, но также для опрессовки и промывочно-продавочных работ на скважинах, – рассказывает заместитель главного конструктора ОАО «Синергия» Виктор Чижов. – Он состоит из следующих основных узлов: водоподающий блок (ВПБ) в составе дизеля Д120 и центробежного насоса ЦНС-154; насос высокого давления СИН32; емкость для воды 6 м³ (двухсекционная); манифольд (трубная обвязка) с системой кранов и шиберных заслонок, включающих приемную и напорную линии. Для агрегатов с рабочим давлением до 32 МПа устанавливается также гаситель пульсаций. Развиваемое агрегатом давление – 50 МПа. В линейке нашей продукции также универсальный цементировочный комплекс СИН35.10, включающий в себя системы приготовления, дозирования, смешения компонентов цементного раствора и его закачки в скважину". (рис. 1).

Рис. 1. Универсальный цементировочный комплекс СИН35.10.

Директор НТЦ компании «Ранко» Сергей Дегтяренко:

«Для проведения ремонтно-изоляционных работ нами создана наукоемкая мобильная установка приготовления цементного раствора типа УПЦР-6/6, обеспечивающая транспортировку 6 т сухого цемента с возможностью пневматической выгрузки цемента из бункера, а также эффективное приготовление раствора гидроприводными перемешивающими устройствами в двух мерных емкостях объемом 3 м³. Установка оснащена водоподающим самовсасывающим насосом для подачи в мерные баки жидкости затворения и гидравлическими аутригерами для разгрузки шасси. Первый образец установки уже более четырех лет эксплуатируется в Западной Сибири предприятием «Черногорнефтеотдача» (г. Нижневартовск) и заслужил высокие отзывы заказчика».

Технологии тампонажа

При всем многообразии технологий тампонажа есть два основных способа цементирования: прямой и обратный. На их основе разработано огромное количество конкретных методик и технологий. На выбор влияет специфика геологического строения месторождения, а также свойства тампонажных материалов. Не последнюю роль играют трудоемкость и временные затраты.

Методика ступенчатого цементирования наклонно-направленных скважин (с малой высотой подъема тампонажной смеси на первой ступени) помимо резкого уменьшения репрессии на пласт, позволяет обработать буферной жидкостью каждую зону продуктивного пласта и закачивать в нее только необходимую тампонажную смесь. Специально для ступенчатого цементирования разработана проходная универсальная цементировочная муфта клапанного типа МЦП (модели 140С2, 146С2 и 168С2 разных размеров), поэтому разбуривать в эксплуатационной колонне цементировочные пробки и сформированный между ними цементный мост не требуется.

Селективно-манжетное цементирование создает обводной кольцевой канал в зоне продуктивного пласта, чем исключается контакт пласта с тампонажным раствором. Делится на 3 стадии: разобщение пласта от нижележащих пластов-коллекторов; разобщение пласта от вышерасположенною заколонного пространства пакером; манжетное цементирование скважины над пластом с использованием проходной цементировочной муфты типа МЦП и заколонного проходного гидравлического пакера типа ППГУ. Извлечение цементировочных пробок после установки скважинного фильтра проходит без разбуривания, под упорным воздействием спускаемых в скважину насосно-компрессорных труб.

Казахстанская компания Oil Technology Overseas разработала технологию бурения и вскрытия нефтегазовых пластов с применением собственного гидроакустического генератора «Вихрь-1» (для оптимизации работы бурового долота с одновременной кольматацией стенок скважины). «Вихрь-1» создает на забое гидроакустическое поле с частотой волн 1–16 кГц амплитудой 1,5–1,6 МПа, интенсивностью излучения 0,05-18 Вт/см², что позволяет кольматировать стенки скважины и избежать проникновения биофильтрата бурового раствора в продуктивный пласт. Возможна одновременная гидроакустическая обработка (частота 1-20 кГц, амплитуда до 10 МПа) цементного раствора, улучшающая его реологические свойства.

ОАО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» внедряет инструмент селективного заканчивания скважины ИСЗС. Оборудование позволяет изолировать каждый пласт от контакта  с цементным раствором во время  цементирования скважины и избежать взаимных перетоков. Изоляция продуктивных пластов от водяных достигается установкой на каждом  продуктивном пласте сверху и снизу двух наливных пакеров, снабженных байпасными проходами для движения цементного раствора мимо пласта.

Признанный лидер в области изоляции продуктивных пластов, компания Halliburton, предлагает системы цементирования «Deep Water Flo-Stop», «ZoneSeal» и «DrillAhead Process», а также относительно новую технологию WellLifeSM Service, предназначенную для долгосрочной изоляции продуктивных зон в сложных условиях, встречающихся в наклонно-направленных, горизонтальных и др. скважинах. Из оборудования предлагаются, например, цементировочные пробки High Wiping Efficiency (HWE). Кстати, цементирование скважин ведет историю с 1924 г., когда Эрл П. Хэллибёртон представил струйную мешалку JET Mixer.

Контроль процесса цементирования скажины

Процесс цементирования скважины контролируется особой станцией – комплексом технических и программно-аппаратных средств.

Рис. 2. Аппаратура контроля цементирования «Мега-Тампонаж».

Отслеживаются параметры: давление в подающей линии; плотность, температура и расход закачиваемой жидкости; объем жидкости по циклам закачки и ее суммарный объем. В техническую часть входят (минимально): преобразователь расхода; термоманометр; плотномер;  контроллер сбора данных; инструмент для монтажных работ. Программно-аппаратная часть состоит из бортового компьютера, обеспечивающего прием и обработку информации, и плоттера (либо принтера). Программное обеспечение дает представление результатов измерений и обработки в удобной графической форме на экране монитора; накапливает и хранит первичную информацию в реальном времени; формирует отчетные документы о процессе цементирования.

РИР: конкуренция усиливается

Неблагоприятная экономическая ситуация может скорректировать инвестиционные планы нефтедобывающих компаний по освоению новых месторождений. Как уже говорилось,  это приведет к уменьшению спроса на работы по цементированию скважин.

С другой стороны, некоторые виды сервисных услуг, такие как капитальный ремонт, ремонтно-изоляционные работы, будут по-прежнему востребованы – конкурентная борьба за низкобюджетные сегменты усилится. От сервисных компаний ситуация потребует не только ценовой, но и технологической гибкости. Актуален универсальный подход, то есть способность предложить технологию, оптимальную для конкретных условий действующего месторождения. В сервисной практике немало случаев, когда типовые технологии РИР, предлагаемые сервисными компаниями, не в состоянии обеспечить скважине требуемые параметры.

Несколько лет назад РИР по ликвидации газоперетоков на скважинах Северо-Комсомольского месторождения традиционными технологиями, включающими закачку фильтрующихся тампонажных составов различного состава с заключительным цементированием, выполненные специалистами ООО «Global Resource» и ОАО «Oil Technology Overseas», не принесли положительного результата.

Сложность строения залежи высоковязкой нефти Северо-Комсомольского месторождения, высокие значения неоднородности и расчлененности, низкие значения эффективных нефтенасыщенных толщин (в среднем 4 м), высокая вязкость пластовой нефти (до 350 МПа*с и выше) обусловливают необходимость дифференцированного подхода к РИР на каждой скважине. Группой специалистов ОАО «РосНИПИтермнефть», ОАО НПО «Роснефть-Термнефть», ООО НПФ «Нитпо» предложен ряд изменений в технологические схемы РИР для повышения качества работ.

Основные особенности адаптированной технологии:

1. Многоэтапная закачка фильтрующихся составов при ликвидации заколонных перетоков.

2. При закачке оторочки воды в газонасыщенный интервал необходимо предусмотреть:
o предварительную гидрофобизацию и крепление призабойной зоны газонасыщенного интервала;

o загущение первых 100-200 м3 буферной воды закачиваемой в газонасыщенный пласт;
o между порциями воды 30-50 м3 закачивать 5-10 м3 раствора гидрофобизатора;
o предварительная закачка гидрофобизаторов перед созданием изоляционного экрана.

3. Проведение предварительных работ по креплению призабойной зоны нефтенасыщенного интервала с предварительной намывкой пропанта в образовавшиеся каверны.

4. Обязательное применение пакерующих устройств при проведении кислотных обработок и закачке изоляционных составов через спецотверстия.

5. Применение изолирующих составов на неводной основе для уменьшения размыва пластов.

6. Реализация технологии создания изоляционных экранов в источниках водо- газоперетоков, в т.ч. сложных экранов через 2-3 интервала спецперфорации.

7. Привлечение средств математического моделирования при проектировании технологии РИР.

8. Устанавливать изоляционные экраны до освоения скважины, как в водонасыщенной, так и в газонысыщенной зонах, через спецотверстия до перфорации основного нефтенасыщенного пласта.

Меняющаяся рыночная конъюнктура требуют от сервисных компаний инновационных подходов, дальнейшего совершенствования технологий и материалов цементирования скважин, ремонтно-изоляционных работ. Особую напряженность нефтесервисному рынку создает резкое снижение доходности нефтедобывающих компаний, за которым следует падение спроса на бурильные и тампонажные работы при параллельном усилении конкурентной борьбы в малобюджетных сегментах, связанных с капитальным ремонтом скважин. В такой ситуации одним из важнейших конкурентных преимуществ, кроме цены, становится способность к быстрой и эффективной модернизации стандартных технологий; ставка на подходы, гарантирующие качество сервисных работ в любых геологических и климатических условиях. 

С анализом российского рынка ингибиторов коррозии Вы можете познакомиться в отчете Академии Конъюнктуры Промышленных Рынков «Рынок ингибиторов коррозии в нефтедобыче».

Константин Литвиненко,
Олег Никитин