Ключевые слова: ТРИЗ, трудноизвлекаемые запасы, многостадийный ГРП, МГРП, эластичный цемент, вращение хвостовика, вращение обсадной колонны, циклические нагрузки, цементирование, цементирование с вращением.
Значительный прогресс в развитии технологий заканчивания и освоения скважин открыл новые горизонты для выработки запасов, которые еще 15-20 лет назад считались бесперспективными из-за низкой проницаемости пласта. Эти усовершенствования позволили эффективно извлекать углеводороды из сложных коллекторов, что в свою очередь способствовало повышению дебита скважин и повышению экономической эффективности проектов в области добычи. Современные методы, такие как многостадийный гидравлический разрыв пласта (Рис.1) и применение новых материалов, сделали возможным успешное освоение ранее недоступных месторождений.
Успехи в добыче природных ресурсов в этих условиях стали техническим ориентиром для нефтяных компаний по всему миру, побуждая их активно исследовать и разрабатывать аналогичные объекты. Эти достижения не только открыли новые возможности для извлечения ресурсов, но и изменили глобальные энергетические рынки многих стран.
На территории Российской Федерации ключевыми объектами с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ) являются низкопроницаемые продуктивные пласты (с проницаемостью менее 1 мД) Западно-Сибирского бассейна — ачимовские (АС), березовские (БС), ачимовские горизонты (АЧ) и юрские (ЮС). Эти пласты характеризуются толщиной от 10 до 100 метров и залегает на глубинах от 2 до 3,5 тысяч метров, охватывая площадь более 1 миллиона квадратных километров. В настоящее время процесс промышленного освоения этой свиты находится на стадии разработки и подбора эффективных технологий, необходимых для полномасштабной добычи. Вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ), таких как низкопроницаемые пласты Западно-Сибирского бассейна, становится стратегическим приоритетом нефтяных компаний России, формируя основу для устойчивого развития энергетического сектора страны.
В Западной Сибири активно разрабатываются месторождения, содержащие значительные запасы трудноизвлекаемой нефти и сталкиваются с проблемой сохранения целостности цементного камня при многостадийном гидравлическом разрыве пласта. Традиционное цементирование скважин с продолжительным горизонтальным участком, выполняемое без вращения хвостовика и с применением эластичных цементов, приводит к неравномерному заполнению заколонного пространства, которые могут охватывать до 25% длины интервала. При проведении ГРП разрушение цементного камня в таких зонах наблюдается уже на 3-4 стадии под воздействием циклических нагрузок.
В 2024 году компания ООО «БурСервис» достигла новых целей в технологии цементирования скважин, успешно реализовав крепление при строительстве горизонтальных скважин под МГРП в условиях низкопроницаемых пластов Западно-Сибирского бассейна. Протяжённость горизонтальной секции скважины составила более 1000 метров, что позволяет значительно увеличить площадь воздействия на продуктивный пласт. Для обеспечения высокой эффективности работы скважины был использован цементируемый хвостовик диаметром 114 мм. Операция по цементированию проводилась с вращением хвостовика, что способствовало более качественному замещению бурового раствора. Специально подобранный состав цемента был создан для обеспечения высокой устойчивости цементного камня к разрушающему воздействию многостадийного ГРП. Эти достижения подчеркивают стремление ООО «БурСервис» к внедрению передовых технологий в области бурения и разработки трудноизвлекаемых запасов, что открывает новые горизонты для эффективного использования ресурсов.
Опыт по цементированию скважин в условиях ТРИЗ, реализованный компанией ООО «БурСервис», оказался успешным и стал основой для дальнейшего применения данной технологии. В 2024-2025 годах на месторождениях Западной Сибири были проведены ряд работ по цементированию, используя методы, разработанные специально для этого проекта. При оценке выполненных работ особое внимание уделялось нескольким ключевым аспектам: зависимости дебита скважин от проведенных операций, эффективности гидравлического разрыва пласта (ГРП) и герметичности заколонного пространства. Эти параметры являются критически важными для обеспечения надежности и продуктивности скважин в условиях разработки трудноизвлекаемых запасов. Данный подход не только подтверждает высокую эффективность применяемых технологий, но и открывает новые возможности для повышения производительности и надежности буровых операций в будущем.
Используемые методы, технологии, описание процесса
Традиционные методы и их ограничения
Классическое цементирование горизонтальных скважин без вращения хвостовика имеет ряд недостатков:
• Неравномерное замещение бурового раствора, особенно в горизонтальной части [1].
• Образование каналов в цементном камне, снижая герметичность заколонного пространства.
• Разрушение цементного камня при многократных циклах ГРП, что приводит к снижению эффективности разработки залежи [2].
Современные подходы к цементированию
Для решения этих проблем применяются следующие методы:
• Вращение хвостовика при цементировании – улучшает замещение бурового раствора, предотвращает образование каналов [3, 4].
• Использование эластичного цемента – повышает устойчивость цементного камня к механическим и циклическим нагрузкам при МГРП [1, 7].
• Применение специализированных буферных жидкостей – способствует эффективному замещению бурового раствора.
Технологические аспекты внедрения
Вращение хвостовика: механизм и преимущества
Ключевым элементом технологии является непрерывное вращение обсадной колонны (диаметр 114 мм) во время закачки буферных жидкостей, цементного раствора и его продавки. Вращение обсадной колонны достигается путем применения специальной цементировочной головы с возможностью ее вращения. Цементировочная голова свинчивается с верхним приводом и с колонной бурильных труб, т.е. подвешивается вместе с колонной на верхнем приводе. Предварительно внутрь цементировочной головы устанавливается пробка.
Вращение обсадной колонны обеспечивает:
• равномерное и однородное замещение бурового раствора, минимизируя риски образования каналов и устраняющее каналы бурового раствора [5];
• повышение степени замещения за счет динамического воздействия на жидкость;
• снижение риска образования "застойных" зон в горизонтальной секции.
Для оценки зоны смешения в интервале цементирования было проведено 3D-моделирование замещения бурового раствора цементным (Рис.2). Полученные результаты позволили определить влияние вращения обсадной колонны на качество крепи, а также локализовать зоны неэффективного замещения флюидов при его отсутствии. Лабораторные испытания смесей, воспроизводящих состав зоны смешения, показали снижение прочностных характеристик цементного камня, что свидетельствует о риске недостаточного качества крепи в таких интервалах.
Исходные данные для моделирования процесса замещения:
• Центрация обсадной колонны не менее 70 %;
• Скорость вращения: 10 и 20 об/мин;
• Продолжительность: до 4 часов с начала закачки буферной жидкости до получения момента «СТОП»;
• Производительность закачки буферной жидкости и цементного раствора 0,5 м3/мин;
• Время контакта буферной жидкости с породой не менее 10 мин;
• Объем буферной жидкости, обеспечивающий длину контакта с породой не менее 300 м.
Моделирование процесса замещения бурового раствора показало, что при неподвижной обсадной колонне формируется канал циркуляции вдоль ствола скважины, сопровождаемый значительной зоной смешения буферной жидкости и цементного раствора. Это приводит к снижению эффективности цементирования и увеличению вероятности образования некачественного цементного камня в заколонном пространстве. Введение вращения обсадной колонны со скоростью 10 и 20 об/мин способствует дестабилизации пограничного слоя бурового раствора и интенсифицирует процессы сдвиговой деформации в кольцевом пространстве. За счёт механического перемешивания усиливается гидродинамическое воздействие на пристенные зоны, что способствует более полному удалению бурового раствора и снижению объема застойных зон [6]. Таким образом, достигается степень замещения до 95-99%, что напрямую влияет на качество цементной крепи и её устойчивость при последующем многостадийном гидравлическом разрыве пласта.
Эластичный цемент. Состав и устойчивость к нагрузкам
Для обеспечения герметичности при многостадийном ГРП разработан цементный раствор с улучшенными упруго-прочностными характеристиками (Таблица 1.)
Термобарические условия тестирования:
• давление постановки теста - 50 МПа;
• статическая = циркуляционная температура – 100-130ºС.
Разработанный эластичный цемент для условий ГРП демонстрирует устойчивость к циклическим нагрузкам при давлениях до 80 МПа, что подтверждается результатами испытаний в соответствии с ASTM D7012-14 / ГОСТ 28985-91.
Для определения упругих свойств цементного камня (модуля Юнга и коэффициента Пуассона) статическим методом строились зависимости продольной и поперечной деформации от приложенной нагрузки для каждого образца по результатам теста одноосного нагружения (Таблица 2.).
Величины модуля Юнга (Ест) и коэффициента Пуассона (Ʋст) определяются графически на линейном участке зависимости «напряжение σ – деформация ε» (Рис.3) и рассчитываются по формулам (1) и (2) соответственно:
где:
Ест – статический модуль Юнга, ГПа;
Ʋст – статический коэффициент Пуассона, б/р;
Δσ – изменение напряжения на линейном участке разгрузочной ветви зависимости «напряжение σ – деформация ε»;
Δεпр – изменение относительной продольной деформации образца на линейном участке разгрузочной ветви зависимости «напряжение σ – деформация ε»;
Δεпп – изменение относительной поперечной деформации образца на линейном участке разгрузочной ветви зависимости «напряжение σ – деформация ε».
При температуре 130 °С были проведены лабораторные испытания образцов цементного камня (Рис. 4), полученного из разрабатываемого состава, на предмет оценки его прочностных характеристик во времени. По результатам испытаний, спустя более 31 суток твердения в заданных термобарических условиях, материал продемонстрировал прочность на сжатие 31 МПа (≈ 4500 psi) (Рис.4). Данный уровень прочности соответствует требованиям, предъявляемым к цементной крепи в интервалах МГРП, и указывает на способность материала эффективно воспринимать механические и циклические нагрузки, возникающие в процессе эксплуатации скважины [8].
Полевые испытания на месторождениях Западной Сибири
В 2024-2025 гг. технология цементирования с вращением хвостовика и применением эластичного цемента была опробована на 10 горизонтальных скважинах, пробуренных в интервалах низкопроницаемых пластов Западно-Сибирского бассейна. Горизонтальные участки варьировались от 1500 до 2500 м, глубина залегания – от 2000 до 3500 м. Цементирование проводилось с вращением обсадной колонны (диаметр 114 мм), с применением специальных буферных жидкостей и эластичного цемента (Рис.5,6).
По состоянию на 2025 год, многостадийный гидравлический разрыв пласта был проведен на двух скважинах. На каждой из скважин было выполнено 30 стадий ГРП. Для остальных скважин ГРП находится в стадии планирования, в связи с чем оценка эффективности технологии в полном объеме данных будет проведена позднее.
На основании данных по двум завершённым объектам составлена предварительная сравнительная таблица параметров, отражающих эффективность новой технологии по сравнению с традиционным подходом (Таблица 3.). В таблице представлены показатели: количество стадий, давление при проведении ГРП, степень замещения бурового раствора. Данные по заколонным перетокам, ремонтным операциям и проценту остановок при проведении стадий ГРП находятся в стадии накопления.
Несмотря на ограниченный объём статистики, уже на данном этапе можно отметить: степень замещения бурового раствора достигает 99%, наблюдается стабильное удержание давления при проведении всех стадий, а также увеличение дебита скважины по жидкости на 50% (пиковые значения после проведения МГРП) по сравнению с плановыми значениями.
В дальнейшем, по завершении освоения оставшихся скважин, планируется расширение выборки и проведение анализа с применением математических моделей и статистических методов для обоснования масштабирования технологии.
Результаты и обсуждение
Применение технологии цементирования с вращением хвостовика и эластичного цемента доказало свою эффективность в условиях ТРИЗ. Данная методика позволила:
• Обеспечить высокую герметичность заколонного пространства (на основании стабильного удержания давления при ГРП и степени замещения бурового раствора до 99%) [9].
• Повысить эффективность многостадийного ГРП за счёт успешного проведения 30 стадий на скважину.
• Снизить эксплуатационные риски, связанные с целостностью крепи.
Перспективные направления развития:
• По мере завершения освоения остальных скважин, будет проведён углублённый статистический анализ.
• Дальнейшая модификация рецептур цементных растворов.
• Разработка автоматизированных систем контроля цементирования:
1) Внедрение датчиков акустических сигналов для мониторинга целостности цемента в реальном времени;
2) Использование компьютерных алгоритмов для прогнозирования оптимальной скорости вращения обсадной колонны.
• Масштабирование технологии на другие объекты с трудноизвлекаемыми запасами.
Заключение
Комбинация вращения хвостовика и эластичного цемента доказала свою эффективность в условиях низкопроницаемых пластов Западно-Сибирского бассейна. Технология решает ключевые проблемы герметичности заколонного пространства и устойчивости к циклическим нагрузкам при ГРП. Успешный опыт на месторождениях Западной Сибири открывает новые возможности для разработки ТРИЗ в России, укрепляя позиции страны на глобальном энергетическом рынке.
Литература
1. Колесников А.А., Ульянов В.И., Минаев А.А. Применение эластичных цементов при цементировании в условиях сложных горно-геологических разрезов // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 10. – С. 58–62.
2. Сафаров Р.Х., Ахметов И.М., Закиров Д.Ф. Технологии многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах Западной Сибири // Георесурсы. – 2022. – Т. 24. – № 1. – С. 96–102.
3. Поляков А.Н., Лузин Д.В., Сидоров П.Г. Особенности цементирования горизонтальных скважин с вращением обсадной колонны // Бурение и нефть. – 2021. – № 8. – С. 32–35.
4. API RP 65-2. Cementing Shallow Water Flow Zones in Deep Water Wells. – API, 2010. – 84 p.
5. Зинченко А.С., Киселёв Ю.А., Буров С.А. Повышение качества цементирования горизонтальных скважин в условиях Западной Сибири // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2023. – № 1. – С. 28–31.
6. Петров И.В., Романов К.М. Эффективность применения вращения хвостовика при цементировании сложнопрофильных скважин // Техника и технологии нефти и газа. – 2019. – № 4. – С. 41–44.
7. Хусаинов Г.Т., Журавлёв И.П., Абрамов В.Н. Использование инновационных тампонажных материалов в условиях многостадийного ГРП // Нефтегазовое дело. – 2021. – № 2. – С. 103–109.
8. ISO 14310:2008. Petroleum and natural gas industries — Downhole equipment — Packers and bridge plugs. – ISO, 2008. – 45 p.
9. Власов В.А., Зайцев Н.Н. Повышение герметичности цементного камня при гидроразрыве пласта в многозабойных скважинах // Вестник УГНТУ. Серия: Нафтагазовое дело. – 2022. – № 3. – С. 119–124.
