Ключевые слова: тампонирование, поглощение промывочной жидкости, горизонтальная скважина, пакер-ретейнер, цементный мост, Тас-Юряхское месторождение, изоляция пласта, экономическая эффективность.
По геологическому разрезу на Тас-Юряхском месторождении встречаются поглощения бурового раствора, значительные средства расходуются на борьбу с ними, что особенно критично в контексте относительно низких цен на углеводороды и тренда на повышение стоимости строительства скважины. Промышленные скопления нефти и газы выявлены [1] в Осинском, а также Ботуобинском и Талахском горизонтах, природа поглощения на которых совершенно разная (рис. 1). Текущие экономически сдержанные рычаги воздействия не дают желаемого эффекта.
РИСУНОК 5. Метод Бреденхеда и сравнение способов цементирования
До сегодняшнего дня тампонирование не было популярным способом изоляции зон поглощения промывочной жидкости при бурении горизонтальных секций, а теперь и вообще установке цементных мостов в горизонте практически дан «красный свет» по нефтегазовым компаниям России, что связано с весьма низкой эффективностью операции и довольно высокой аварийностью работ.
Вопреки расхожему мнению, что экономия средств – источник всех бед [2], внимание обращено именно на вышеуказанную технологию потому, что она имеет широкое распространение и результативность при текущем и капитальном ремонте скважин как один из основных способов ограничения водопритока.
Поэтому целью работы выступает разработка научно обоснованной методики установки цементных мостов в горизонтальных скважинах, направленной на эффективную ликвидацию поглощения. Для достижения цели решаются следующие задачи: проанализировать существующие технологии изоляции и выявить их ограничения, сформировать алгоритм выбора параметров цементирования и критерий оценки качества изоляции, оценить возможные риски и проработать мероприятия по их минимизации, рассчитать экономическую целесообразность предлагаемого решения.
Так как породы поглощающих пластов до сих пор не подверглись столь тщательному и многостороннему изучению, как породы продуктивных пластов, появилось множество разного рода критериев для их оценки (рис. 2). Исторически критерии, по которым выбирались способы изоляции, постоянно менялись. В начале 30-х годов прошлого века на качественном уровне различали только полное и частичное поглощение, затем их начали делить на более мелкие классы. С середины пятидесятых годов появились количественные критерии, которые от года к году менялись и противоречили друг другу, преемственности не наблюдалось. И по сей день ни один из них не учитывает всех факторов, что в большей степени обусловлено сложностью процессов течения жидкости в системе скважина-пласт, так что, строго говоря, исходя из критериев нельзя выбирать способ изоляции, они носят исключительно рекомендательный характер [3].
Сегодня в программах бурения принято выделять три вида поглощений по объему уходящего раствора в единицу времени: частичное (до 3 м3/ч), когда расход бурового раствора на выходе меньше расхода на входе; полное (3–15 м3/ч), когда раствор не выходит на поверхность, но его уровень близок к ней; катастрофическое (более 15 м3/ч), когда уровень раствора близок к забою или кровле поглощающего пласта.
РИСУНОК 2. Критерии оценки поглощения
Как видно, установка цементного моста для изоляции рекомендуется только при интенсивности более 15 м3/ч практически как одна из крайних мер (рис. 3). Правда, надо сказать, что и при частичном поглощении иногда проводят закачку тампонажного раствора, когда бурение ведется на дорогостоящем растворе на углеводородной основе.
Практика ликвидации поглощения на Тас-Юряхском месторождении показывает (рис. 4), что карбонатный Осинский горизонт, где высокая естественная трещиноватость и кавернозность, предполагает или заблаговременный монтаж роторно-устьевого герметизатора (RCD) для бурения с регулируемым давлением (MPD), или заполнение амбаров с последующим бурением без выхода циркуляции. Для терригенных Ботуобинского и Талахского горизонтов, где распространено аномально низкое пластовое давление, характерен гидравлический разрыв пласта (ГРП), поэтому итеративно, по возможности, снижают интенсивность поглощения путем намыва кольматанта. Как правило, таким образом ее удается снизить до приемлемых пределов и добурить секцию под хвостовик. Иначе проводят тампонирование под давлением при закрытом превенторе. В случае отрицательного эффекта обращаются к технологии бурения без выхода циркуляции или MPD.
РИСУНОК 3. Матрица действий для ликвидации поглощения
РИСУНОК 4. Практика ликвидации поглощения на Тас-Юряхском месторождении
Существует несколько разновидностей цементирования поглощающих зон, которые с достаточным основанием классифицируются на две группы [4]. К первой можно отнести тампонирование без предварительной изоляции зоны поглощения от других проницаемых интервалов, вскрытых по разрезу. Ко второй группе относятся разновидности цементирования с предварительным разобщением зоны поглощения от других проницаемых пород с помощью различных пакеров.
Вторичное цементирование (рис. 5), в частности установка цементных мостов для ликвидации поглощения в горизонтальной секции, отличается от первичного тем, что, как правило, требуется меньший объем цементного раствора (в случае большой приемистости условие не выполняется), следует вести закачку и продавку тампонажного раствора под давлением при герметизированном устье или установленном пакере, не используются разделительные пробки, цементирование ведется через бурильные/насосно-компрессорные трубы, цементировочный флот представлен меньшим количеством техники.
Сначала в скважину спускали колонну труб, по ней закачивали порцию тампонажного раствора в объеме, достаточном для заполнения участка ствола против поглощающего интервала и несколько выше. Однако создание в околоскважинной зоне тонкого экрана, остающегося после разбуривания цементного моста, давало непродолжительный эффект, и поглощение снова возобновлялось. Поэтому стали применять технологию тампонирования под давлением по методу Бреденхеда (рис. 5), когда пакер не используется, но затрубное пространство герметизируется в устье превентором и тампонажный раствор поступает в пустотное пространство поглощающего пласта на значительное расстояние. Однако трудно установить мост точно по глубине, есть риск обратного течения при снятии давления, интервал между установками мостов – ожидание затвердевания цемента. Тем не менее метод получил широкое распространение в силу отсутствия требований к дополнительному оборудованию, исключительной оперативности и дешевизны.
РИСУНОК 5. Метод Бреденхеда и сравнение способов цементирования
Для успеха изоляционной операции очень важно знание точного интервала залегания поглощающего пласта, потому что от этого зависят глубина установки пакера, объемы тампонажной смеси и продавочной жидкости, а отсюда и баланс давлений в системе скважина-пласт. В целевом пласте, представленном одними продуктивными породами, методами геофизических исследований определить поглощающий интервал затруднительно. Например, базовая гамма будет на одном уровне. Поэтому остается только ориентироваться на разность расходов на входе ( ) и выходе ( ), скорость снижения уровня ( ) в приемных емкостях и данные механического каротажа ( ). Так, поглощающий интервал вскрыт на всю мощность, если разность расходов и скорость снижения постоянны, а вернулась к прежнему уровню (рис. 6). Часто расходомер на выходе из скважины дает некорректные показания или вообще не имеется в наличии, поэтому буровой бригаде следует прибить к стенке желоба рейку и нанести на нее отметки, соответствующие разным значениям расхода в непоглощающей скважине, рекомендуется соотносить наносимые значения расхода с расчетными по зависимости Шези [3]:
(1)
РИСУНОК 6. Обнаружение поглощающего интервала
Базовая установка цементного моста в горизонтальном стволе имеет ряд ключевых особенностей (рис. 7):
-
тампонажный раствор растекается и размещается лишь по нижней части открытого ствола;
-
присутствие шламовой подушки затрудняет поступление тампонажного раствора в поглощающий интервал;
-
риск заклинки при нормализации в связи с неравномерным доведением нагрузки и уходом в сторону инструмента;
-
необходимо устанавливать пакер, если поглощение обнаружено слишком поздно и текущий забой не соответствует подошве поглощающего пласта.
Чтобы исключить недостатки метода Бреденхеда, известную технологию изоляции путем тампонирования под низким давлением предлагается совместить с использованием неизвлекаемого легкоразбуриваемого пакера-ретейнера, который устанавливается в открытый или обсаженный ствол. Цементирование с использованием пакера является гораздо более эффективным способом изоляции поглощающего интервала, нежели без него. Например, если в скважине имеется несколько зон поглощения, их можно последовательно изолировать снизу вверх, отделяя последующую от предыдущей с помощью пакера; при этом к цементированию последующей можно приступать по окончании цементирования предыдущей, не дожидаясь окончания затвердевания тампонажного раствора. К достоинствам технологии также можно отнести следующие: более точная установка цементного моста по глубине, пакер можно разбурить или извлечь, после окончания продавки тампонажный раствор остается под избыточным давлением.
Оборудование состоит из двух основных частей (рис. 8): гидравлического посадочного инструмента и пакера, изготовленного из легкоразбуриваемого материала (чугун, дюраль или алюминий). Посадочный инструмент представлен последовательно соединенными силовыми гидроцилиндрами и служит для преобразования гидравлической энергии в возвратно-поступательное движение поршней при дорнировании обрезиненной гильзы. Пакер состоит из стальной или алюминиевой обрезиненной гильзы, служащей для надежной его фиксации, а также из чугунного дорна с фиксатором и пробки-клапана. Гильза верхним торцом сопрягается с упором посадочного инструмента, а нижним – с дорном.
Пакер и посадочный инструмент спускаются в интервал установки. При создании избыточного давления внутри посадочного инструмента поршни гидроцилиндров перемещаются вверх и тянут за собой дорн, который расширяет своим корпусом обрезиненную гильзу и прижимает ее к стенке скважины. Далее проводят закачку смеси в подпакерную зону через отверстия в хвостике. После окончания продавки колонну поднимают, а клапан-пробка фиксируется в корпусе дорна, надежно разобщая зоны.
РИСУНОК 8. Конструкция пакера-ретейнера
Тампонирование проведено успешно, если поглощение отсутствует в течение 30 минут при рабочем давлении + 30 атм [5]. Поглощающий интервал в последующем изолируется пакерами [6] в составе спускаемого хвостовика, так как обычно становится местом кинжалообразного прорыва воды при разработке (рис. 9).
РИСУНОК 9.Иллюстрация изоляции интервала поглощения пакерами
К рискам методики и мероприятиям по их минимизации отношу: выход из строя ЦА – перейти на резервный; отсутствие циркуляции при срезке – немедленный полный подъем; если вода затворения не соответствует нормам – к работе не приступать; при росте давления в устье в трубах или затрубе – отстыковаться от пакера и произвести полный вымыв и подъем.
В качестве цементного раствора предлагается использовать облегченный тампонажный раствор плотностью 1,27–1,41 г/см3 на основе седиментационноустойчивого тампонажного материала – СУТМ, мела и воды при представленном соотношении ингредиентов (рис. 10). В качестве буферной жидкости используют глинистый раствор на основе бентонитового глинопорошка плотностью 1,13 г/см3 в объеме не более 25 % от объема тампонажного раствора [7].
Необходимо четко соблюдать иерархию закачиваемых в скважину систем, чтобы предотвратить прорыв одной жидкости в другую. Так, плотность и реологические свойства должны ступенчато снижаться, начиная от тампонажного раствора, переходя к буферной жидкости и заканчивая буровым раствором.
Сверх того, необходимо вести контроль за водоотдачей тампонажного раствора. В случае водоотдачи 800 см3/30 мин при перепаде давления 70 атм за 45 мин образуется цементный стакан и закупориваются каналы в поглощающем интервале (рис. 11). Однако нужно быть заранее уверенным, что при этом не будет растворения цементирующего вещества коллектора.
РИСУНОК 11. Эффект от контроля за водоотдачей
Обратимся к математическому аппарату предлагаемой методики [8].
При закачке жидкости под давлением в пласт должно выполняться условие:
(2)
где, 
– соответственно давления поглощения, забойное и ГРП; 
– коэффициент безопасности, определяющий предельное значение давления на забое и в устье скважины.
Соответственно, устьевое давление и заниженное предельное устьевое давление (без учета гидравлических сопротивлений) в любой момент времени рассчитываются так:
(3)
(4)
где, 
– сумма гидростатических давлений составных столбов жидкостей в трубах и открытом стволе (ОС); 
– гидравлические сопротивления в трубах и ОС.
Окончание заполнения наземной обвязки знаменуется максимальным давлением в устье, исходя из которого подбирается тип цементировочного агрегата и диаметр его втулок.
Гидравлические сопротивления рекомендуется оценивать по преобразованной формуле Дарси-Вейсбаха [9] для каждого характерного этапа проведения работ:
(5)
где, 
– соответственно плотности и длины столбов -ой и -ой технологической жидкости в трубах и ОС; 
– расход агрегата; 
– соответственно внутренние диаметры труб и скважины.
Объем цементного раствора выбирается или на основе приемистости скважины, или по опыту проведения работ на площади, или в пределах 3–5 м3 по рекомендациям [10].
Преждевременное схватывание цементного раствора в трубах, обычно находящихся в 15 м от кровли поглощающего пласта вследствие реакции с буровым раствором, предотвращает буферная жидкость: зачастую 100 м до и после тампонажного раствора. Их объемы вычисляются следующим образом:
(6)
Объем продавочной жидкости для достижения первой порции буферной жидкости окончания пакера составляет:
(7)
где 
– глубина по стволу до кровли поглощающего пласта.
Дополнительный объем продавочной жидкости для достижения цементного раствора окончания труб вычисляется так:
(8)
Чтобы цементный раствор вышел к кровле поглощающего пласта, следует дополнительно закачать продавочной жидкости в объеме по формуле:
(9)
Теперь чтобы тампонажный раствор вышел к нижнему пакеру, изолирующему продуктивный интервал, потребуется дополнительный объем продавочной жидкости:
(10)
где 
– глубина по стволу до подошвы поглощающего пласта.
Для обеспечения времени на обезвоживание тампонажного раствора и образование корки при вторичном цементировании необходимо производить продавливание раствора в пласт с регулярными остановками через равные промежутки времени [11]: продавливается тампонажного раствора каждые 10–15 мин.
Дополнительный объем продавочной жидкости до окончания процесса селективного тампонирования под давлением составляет:
(11)
Количество остановок можно определить по формуле (округляется в меньшую сторону до целого) либо по опыту проведения работ:
(12)
Немаловажно вести расчет требуемого времени на каждую технологическую операцию по закачке объема V:
(13)
Использование жидкого пакера более эффективно, поскольку он герметичнее и закупоривает все продуктивные каналы, тем самым обеспечивая защиту от попадания цементного раствора, а также выступает опорой для селективного тампонирования под давлением [12].
Перейдем к техническому расследованию конкретного случая, а также числовому примеру реализации предлагаемой методики на Тас-Юряхском месторождении в рамках Ботуобинского горизонта.
Целевой интервал пробурен на растворе на углеводородной основе плотностью 0,97 г/см3, эквивалентная циркуляционная плотность составила 1,13 г/см3, тогда как окно бурения – в интервале 1,02–1,24 г/см3. Процент обрушений по данным предыдущей скважины (первый горизонтальный ствол) порядка 5–7 %.
При спуске инструмента были зафиксированы три посадки на глубине по стволу: 2913 м, 3309 м, 3362 м. В случае перезапуска насоса и выхода на режим перед бурением второго горизонтального ствола были обнаружены рост давления до 243 атм (с последующим отключением насоса) и поглощение раствора в размере 5 м3 при подаче 11,6 л/с. При повторном запуске – полное поглощение без выхода циркуляции. Общие потери раствора составили 27 м3.
Рекомендуемая гипотеза природы поглощения следующая: превышение давления гидравлического разрыва и образование техногенной трещины в связи с обвалом породы (плотность раствора в затрубном пространстве могла вырасти). Предполагаемая глубина образования трещины – башмак последней спущенной обсадной колонны (2794 м по стволу). Гипотеза низкой вероятности: поглощение в естественную трещиноватость. Однако пилотные стволы были пробурены без поглощения с большей эквивалентной плотностью в том же Ботуобинского горизонте. Анализ сейсмических атрибутов показал слабые признаки наличия разломных нарушений в зоне возникшего поглощения.
Процесс целесообразно разбить на ключевые стадии (рис. 12): заполнение наземной обвязки после установки жидкого пакера в горизонтальном стволе (поз. 1), закачка первой порции буферной жидкости в трубы (поз. 2), закачка цементного раствора в трубы (поз. 3), закачка второй порции буферной жидкости в трубы (поз. 4), достижение первой порцией буферной жидкости окончания труб (поз. 5), цементным раствором – окончания труб (поз. 6), первая подкачка и выстойка (поз. 7), вторая подкачка и выстойка (поз. 8), третья подкачка и выстойка (поз. 9).
РИСУНОК 12. Характерные этапы и график процесса
Заручившись параметрами процесса, исполнитель ведет закачку технологических жидкостей, ориентируясь на расчетные давления в устье, в трубах и кольцевом пространстве, подачу агрегата и суммарный закачанный объем, не допуская значений, выходящих за пределы максимального давления, чтобы предотвратить ГРП. Расхождение фактических и проектных параметров должно насторожить оператора и побудить к выяснению причин проблемы для ее оперативного устранения.
Чтобы обеспечить выход циркуляции на поверхность, очень важно снизить интенсивность поглощения путем намыва кольматационного барьера, потому что в противном случае возможности по опрессовке пакера-ретейнера после его установки и контролю давления в устье в затрубном пространстве будут отсутствовать. В качестве рекомендаций [13] по выбору наполнителей можно использовать представленные (табл. 1).
ТАБЛИЦА 1. Рекомендации по выбору наполнителей
Фонд тампонажной техники будет представлен установкой насосной передвижной с баком и смесителем, станцией контроля и управления цементирования, передвижной паровой установкой в зимний период времени, а также цементовозами при регламентированном
Правилами безопасности [14] расстоянии между единицами техники (рис. 13).
РИСУНОК 13. Типовая схема обвязки тампонажной техники
Экономический эффект (рис. 14) предлагаю оценивать в короткий срок как стоимость перебура горизонтального ствола, где случилось поглощение, порядка 14 млн руб. для ГС 1000 м, или как стоимость применения MPD – 3 млн руб. в сутки, а также в долгосрочной перспективе как недоотбор флюида в случае спуска хвостовика до неплановой глубины, порядка 40 тысяч рублей с метра в сутки [15].
РИСУНОК 14. Экономический потенциал методики
Проведенные исследования и технико-экономический анализ подтверждают высокую эффективность разработанной методики изоляции зон поглощения промывочной жидкости в горизонтальных скважинах с применением пакера-ретейнера на Тас-Юряхском месторождении.
Главным результатом работы является научно обоснованный алгоритм проведения тампонажных работ, который позволяет преодолеть ключевые недостатки традиционных методов, таких как установка цементного моста по технологии Бреденхеда.
Таким образом, внедрение технологии тампонирования с пакером-ретейнером является технически и экономически целесообразным решением для борьбы с поглощениями в сложных геологических условиях Тас-Юряхского месторождения и может быть рекомендовано для широкого применения при строительстве горизонтальных скважин на аналогичных месторождениях.
Литература
1. Науки о Земле. Современное состояние: материалы V Всеросс. молодежной науч.-практ. школы-конф. Геологический полигон «Шира», Республика Хакасия, Россия. 30 июля – 5 августа 2018 г. / Новосиб. гос. ун-т. – Новосибирск: ИПЦ НГУ, 2018. – 196 с.
2. Джон Митчелл Безаварийное бурение. Copyright 2001, Drilbert Engineering Inc.
3. Семенов Н.Я. Исследование и изоляция поглощающих и водопроявляющих пластов: Пособие для инженера-технолога по бурению скважин. В двух частях. Часть 1. Геологические, геофизические и гидродинамические методы исследования поглощающих и водопроявляющих пластов. – Уфа: ООО «БашНИПИнефть», 2010. – 329 с.: ил.
4. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. – М.: Недра, 1979. – 303 с.
5. Мойса Н.Ю. Разработка и совершенствование изоляционных составов с наполнителями для предупреждения и ликвидации поглощений промывочных жидкостей при строительстве нефтяных и газовых скважин: дис … канд. тех. наук: 25.00.15. – Краснодар, 2007 – 128 с.
6. Павлов И.В. Обоснование технологии ограничения притока воды в горизонтальные скважины составами направленного действия: дис. … канд. тех. наук: 25.00.17. – Санкт-Петербург, 2009 – 157 с.
7. Кадыров Р.Р., Гвоздь М.С., Махмутов И.Х., Букс С.В., Мутовкин А.В., Зиятдинов Р.З., Хасанова Д.К. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине: патент РФ № 2565616 / ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – Опубл. 20.10.2015, Бюл. № 29.
8. Кравцов Р.Д., Веревкин А.В. Расчет селективного тампонирования под давлением с применением пакера-ретейнера в горизонтальном стволе // Инженер-нефтяник. – Ухта: УГТУ, 2025. – № 2. – С. 66–72.
9. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1987. – 304 с.
10. Осложнения и аварии при эксплуатации и ремонте скважин: учеб. пособие / Г.П. Зозуля, А.В. Кустышев, В.П. Овчинников [и др.]. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. – 372 с.; Клещенко И.И., Зозуля Г.П., Ягафаров А.К. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Учеб. пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. – 344 с.
11. Справочник инженера-нефтяника. Том Ⅱ. Инжиниринг бурения / под ред. Р. Митчелла. – М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2014. – 1064 с.
12. Хасаншин Р.Н. Опыт применения новых технологий ремонтно-изоляционных работ на месторождениях компании ОАО «Газпром нефть» // Территория нефтегаз. – 2012. – № 11. – С. 66–72.
13. Мойса Н.Ю. Разработка и совершенствование изоляционных составов с наполнителями для предупреждения и ликвидации поглощений промывочных жидкостей при строительстве нефтяных и газовых скважин: дис … канд. тех. наук: 25.00.15. – Краснодар, 2007 – 128 с.
14. Приказ Ростехнадзора от 15. 12. 2020 № 534 (ред. от 31. 01. 2023) «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».
15. Коржубаев А.Г., Соколова И.А., Эдер Л.В. Анализ тенденций в нефтяном комплексе России // ЭКО. – Новосибирск, 2009. – № 9. – С. 59–74.
