Ключевые слова: пеноцементирование, межколонное давление, флюидопроявление, крепление обсадных колонн, пеноцемент.
Лидером среди нефтегазоносных провинций России по объему добычи классически является Западная Сибирь, на долю которой приходится более 70 % общероссийской добычи углеводородного сырья, вместе с тем, учитывая высокую выработанность ключевых месторождений региона, основными путями сохранения высоких темпов добычи является развитие трудноизвлекаемых запасов и вовлечение в разработку Ачимовских отложений, что подтверждает общую тенденцию отрасли по усложнению горно-геологических условий проведения работ. Объем эксплуатационного бурения в 2025 году остался приблизительно на уровне 2024 года, сохраняя при этом тенденции увеличения эффективности строительства скважин [1, 4].
Одним из наиболее критических осложнений в жизненном цикле скважины является образование межколонного давления (МКД). Согласно п. 3.5. ГОСТ Р55415-2013, межколонное давление – это измеренное на устье скважины давление газа, жидкости или их смеси, находящихся в пространстве между эксплуатационной и последней технической колонной, а также между остальными промежуточными колоннами. Согласно нормативной документации Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, допускается эксплуатация скважин с межколонным давлением, однако решение об эксплуатации скважин с межколонным давлением следует принимать организации, эксплуатирующей опасный производственный объект (ОПО) на основании результатов исследований и принятии мер по выявлению и устранению причин возникновения МКД, а также интегральной оценки риска [2].
Вне зависимости от приятного решения по эксплуатации или остановке скважины для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР), недропользователи вынуждены вкладывать дополнительные средства или терпеть убытки от недополученной прибыли, связанной со снижением или отсутствием планового дебета. Исходя из отличительной особенности горной выработки типа «скважина», а именно отсутствие человека на забое, трудно с достоверной долей вероятности оценить качество любых работ, т.к. комплекс технологических операций по строительству скважины является скрытым, а методы контроля косвенными. К потенциальным причинам МКД можно отнести более 26 различных нарушений, однако только в 4 % случаев вероятной причиной МКД является цементный камень, что требует внедрения комплексного подхода по улучшению качества крепления. Технически образование МКД в скважине возможно только при одновременном протекании двух факторов: 1) присутствие источника давления во внутреннем или внешнем пространстве обсадной колонны; 2) гидродинамическая связь источника давления с МКП.
В целом проблематика МКД обладает повсеместным характером, т.к. МКД зафиксировано в т.ч. в Канаде (Альберта, Британская Колумбия ~ 24,6 % скважин), Индонезии (~43 % скважин), Китае (Шэнли, Сычуаньский бассейн ~ 28 %), Бахрейне (~ 13 % скважин), Вьетнаме (Белый Тигр ~ 50 %), Казахстане (Карачаганакское ~ 58 %) [2].
Основываясь на мировом и российском опыте проведения работ по цементированию обсадных колонн, отмечаются случаи выброса цемента из заколонного пространства обсадной колонны после получения момента «СТОП», что чаще всего связано с широким распространением геологической неопределенности месторождений, а также скоплений газа в пластах, в т.ч. имеющих техногенный характер. Отличительной особенностью причины данного осложнения при цементировании является отсутствие данных о скоплении газа в транзитных пластах на этапе проектирования работы, что кратно снижает варианты действий в случае нештатной ситуаций [1].
Таким образом, проблематика наличия МКД на действующем фонде скважин недропользователей является распространенным повсеместно нарушением, осложняющим эффективную эксплуатацию скважин, а учитывая глобальную тенденцию усложнения условий строительства скважин для достижения большей продуктивности, образование МКД является фактором, способным обесценить средства недропользователей, вложенные в строительство скважин. МКД может быть зафиксировано на любом этапе жизненного цикла скважины и, как показывает опыт, не зависит от типа резьбовых соединений обсадной колонны или насосно-компрессорных труб, качества цементирования по результатам геофизических исследований (ГИС), герметичности межколонного пространства при первичной опрессовке, герметичности межпакерного пространства колонной головки и т.д.
Материалы и методы исследований
Классически тампонажные смеси подготавливаются и тестируются в специализированных лабораториях, обладающих сертифицированным оборудованием от ведущих российских и иностранных поставщиков, однако для испытаний цементных систем, вспененных при атмосферном давлении, требуется применение дополнительного оборудования для пеноцемента в соответствии с рекомендациями стандарта ИСО 10426-4. Для проведения тестирования пеноцементов используется термобарический профиль испытаний и профиль нагрева по результатам гидравлического моделирования в программном обеспечении iCem, учитывающим эффекты тепло-массобмена динамических процессов закачки и продавки цементных растворов [3].
Пеноцементная тампонажная смесь производства ООО «БурСервис» – это дисперсная система, состоящая из жидкой фазы (тех. вода и пенообразователь), твердой фазы (портландцемент), газообразной фазы (азот). В лабораторных и реальных условиях производства пеноцемент создается путем вспенивания базового цементного раствора, который может содержать полную номенклатуру химических добавок к цементным растворам, включая микросферы, эпоксидные смолы и эластомеры. Плотностной диапазон пеноцементных систем регулируется в широком диапазоне от 0,5 г/см3 до 2,1 г/см3, в зависимости от качества вспенивания и плотности базового цементного раствора, стоит отметить, что при увеличении содержания газа в пеноцементе цементная матрица истончается и прочность пеноцементного камня на сжатие снижается (рис. 1), пористость пеноцементного камня – закрытая, т.к. поры не имеют связи друг с другом, а размер порявляется малым за счет высокого дифференциального давления при вспенивании внутри пеногенератора [3, 4, 6, 9].
РИСУНОК 1. Структура пеноцементного камня
Основными и главными преимуществами пеноцементных систем, по сравнению со стандартными тампонажными смесями, являются: 1) высокая эластичность; 2) низкая теплопроводность; 3) сниженная водоотдача; 4) седиментационная устойчивость; 5) относительно высокая прочность на сжатие; 6) устойчивость к динамическим (ударным) нагрузкам; 7) сжимаемость под действием противодавления [3, 6, 7, 8].
Учитывая множество возможных причин возникновения МКД, целесообразно предпринимать комплексные мероприятия и использовать технологии, препятствующие образованию каналов в цементной крепи. Одним из современных подходов к проектированию цементных систем в контексте снижения газовой миграции является подход, позволяющий регулировать переходный период цементных систем, т.к. проблема образования МКД и флюидопроявлений после момента «СТОП» напрямую связана с падением гидростатического давления из-за перехода цементного раствора из жидкого состояния в твердое, при этом, если переход цементного раствора из жидкого состояния в твердое происходит очень медленно, то вероятность прохождения флюида через него выше, чем при более быстрых переходах. Это время называется «переходным периодом», определенным специалистами в области цементирования как период, в течение которого раствор переходит из истинной гидравлической жидкости в высоковязкую массу, проявляющую некоторые характеристики твердого тела в статических условиях (переходный период – время измеряемое от значения КСНС до прочности геля, равной 500 фунтов/100 футов2) [3].
По мере перехода цементного раствора из жидкости в состояние твердого тела цементный раствор приобретает структуру, которая не ведет себя ни как жидкость, ни как твердое тело (рис. 2). Этот процесс происходит до того, как будет достигнута какая-либо измеримая прочность на сжатие. Данный эффект необходимо контролировать и измерять, поскольку характеристики переходного периода цементных систем определяют вероятность притока флюида после окончания процесса цементирования. По мере процесса переходного периода цементный раствор демонстрирует неньютоновское реологическое поведение и обладает пределом текучести, также известным как статическая прочность геля, выражаемая в единицах напряжения – Па. Статическую прочность геля можно рассматривать как касательное напряжение, существующее на границах стенок скважины и обсадной колонны, возникающее в кольцевом зазоре из-за наличия напорного давления пластов [4].
Для определения и оценки риска прорыва углеводородов через цементную крепь во время переходного периода цементного раствора, учеными предложен к использованию «Фактор флюидопроявления» – расчетная величина, отражающая вероятность течения флюида через кольцевой столб цементного раствора, зависящий от пластовых условий и давления столба цементного раствора.
Фактор флюидопроявления (ФФ) = Максимальное снижение давления в кольцевом пространстве (МСД) / Противодавление на пласт (ПДП)
(1)
МСД = (500 / 300) x (L / D),
(2)
где 500 – такое значение критической силы геля, при котором невозможна миграция флюида через цементный раствор (500 фунтов/100 футов²) (рис. 3);
300 – расчетный коэффициент;
L – длина столба цементного раствора;
D – эффективный диаметр.
ПДП = Ргидростатческое – Рпластовое,
(3)
где Ргидростатческое – гидростатическое давление всех жидкостей за обсадной колонной;
Рпластовое – пластовое давление.
Диапазоны ФФ и описание мероприятий по изменению составов цементных систем содержатся в таблице 1 [1, 4, 8].
ТАБЛИЦА 1. Характеристика ФФ и описание действий по модернизации составов цементных растворов
РИСУНОК 2. Состояние цемента при СНС = 500 фунт / 100 фут2
В контексте ФФ пеноцемент обладает особенностью фактического отсутствия переходного периода, т.к. в период образования геля базового цемента падение гидростатического давления компенсируется энергией сжатого газа – азота, более подробно данный эффект отражен на (рис. 3) [3 ,4].
РИСУНОК 3. Динамика передачи гидростатического давления цементного раствора
Результаты исследований и их обсуждение
Пеноцементирование – это технология по креплению обсадных колонн, заключающаяся в закачке базового цементного раствора в линию высокого давления (ЛВД) с последующим вспениванием внутри ЛВД с помощью инертного газа – азота. Физически вспенивание происходит в пеногенераторе (рис. 4), когда жидкий азот впрыскивается через специальную форсунку, диаметр которой рассчитывается индивидуально и зависит от планового рабочего давления, расхода закачки и подачи азотной установки для сохранения оптимального перепада давления между ЛВД и азотной установкой. Гидравлическая программа по пеноцементированию и все необходимые параметры рассчитываются в специализированном ПО iCem, позволяя добиваться равномерного распределения плотности пеноцемента в заколонном пространстве скважины с учетом изменяющегося гидростатического давления по стволу [3, 8].
РИСУНОК 4. Схема пеногенератора
Во многом технология пеноцементирования является универсальной, т.к. применима в равной степени как в случае АВПД, так и АНПД условий из-за широкого плотностного диапазона. К основным преимуществам технологии по сравнению со стандартными решениями можно отнести:
1) улучшенное замещение бурового раствора цементным (хорошая выносная способность); 2) устойчивость к образованию трещин и прочих дефектов крепи благодаря ячеистой структуре; 3) контроль вероятности флюидопроявления из-за сжимаемости, расширения и энергии сжатого газа; 4) улучшенная адгезия к породе; 5) возможность реализации закачки в межколонное пространство порции цементного раствора с заданными свойствами (самовосстановление, ультранизкая проницаемость, арктические цементные системы) с целью создания дополнительного барьера без поглощения, т.к пеноцемент сжимаем. Мощность пачки является расчетной величиной и зависит от качества вспенивания и геологических факторов [3, 6, 7, 8].
В 2025 году на нефтегазоконденсатном месторождении в Западной Сибири проведен ряд работ по креплению секции Ø178 мм (эксплуатационная колонна). Целью бурения на данном месторождении является добыча углеводородов из пласта ПК1, который и является основным объектом разработки месторождения. ПК1 (тип залежи – сводово-массивная) относится к верхним терригенным отложениям покурской свиты сеноманского яруса мелового периода, вмещающий коллектор сложен песчаниками желтовато-серыми, мелкозернистыми, рыхлыми, местами слабосцементированными с линзовидной и пологоволнистой слоистостью за счет прослоя углисто-глинистого вещества. Нефтенасыщенная часть пласта – оторочка толщиной до 20 м, постилающаяся подошвенной водой и сверху перекрытая газовой шапкой толщиной до 40 м. Балансовые запасы месторождения составляют 0,7 млрд тонн, извлекаемые запасы нефти оцениваются в 175 млн тонн, газа в 167 млрд м3 [5].
Отсутствие выраженных, достаточно мощных непроницаемых перемычек между нефтяной частью пласта, газовой шапкой и подстилающей водой благоприятствует возникновению перетоков газа и воды к интервалу перфорации, усугубляет эту проблему наличие слабосцементированного плохо отсортированного песчаника, образование стойкой эмульсии вязкостью до 2000 мПа*с и более при смешивании высоковязкой нефти с пластовой водой. Наблюдается крайне низкая механическая прочность пород коллекторов. Так, на границе цементный камень – порода нагрузка (депрессия) на породу максимальна, а при превышении критического значения этой нагрузки происходит разрушение породы в указанном интервале и возникновение заколонных перетоков на границе эксплуатационная колонна – цементный камень [5].
На площади месторождения с юго-запада на северо-восток протягивается зона левостороннего сдвига фундамента, которая по отложениям мела и кайнозоя представляет собой систему оперяющих разломов северо-восточного – юго-западного простирания. Разломы секут весь осадочный чехол, по результатам интерпретации геофизических исследований скважин залечены кальцитом. Амплитуда разломов в интервале пласта ПК1 достигает 90 м. По мере накопления геологической информации о месторождении взгляд на уровень ГНК менялся. Изначально ГНК предполагался на едином уровне для всей залежи ПК1. Позже по скважинам были обоснованы разные ГНК для крупных тектонических блоков (западного, восточного и южного). В результате бурения скважин опытного участка выявлены зоны локального понижения ГНК в пределах крупных тектонических блоков [5].
Таким образом, учитывая особенности месторождения: мощная газовая шапка, отсутствие непроницаемых перемычек в ПК1 и широкое распространение разломов, возможны ситуации наличия геологической неопределенности о нефтегазосности и анормальности транзитных пластов, что может привести к усложнению условий строительства скважин.
Оценив многолетний опыт строительства скважин, а в частности крепления эксплуатационных колонн, совместно с недропользователем было решено частично заменить стандартную технологию крепления эксплуатационных колонн на технологию пеноцементирования, что обосновано не только условиями АНПД, но и ростом геологической неопределенности по мере разработки месторождения, а также учащения случаев возникновения осложнений, связанных с операцией крепления:
1) образование МКД; 2) флюидопроявление во время ОЗЦ; 3) рост негерметичности МКП; 4) общее снижение доли сплошного контакта цементный камень – обсадная колонна по результатам ГИС АКЦ.
В рамках проектирования работ оценен ФФ, так ФФ при моделировании работы по стандартной технологии составляет 6,2/5 (ЦР/ОЦР), в то время как при расчете пеноцементирования с учетом порции встречного цементирования и противодавления ФФ находится на уровне 4,1/2,4 (ЦР/Пеноцемент), что снижает вероятность образования МКД (рис. 5).
РИСУНОК 5. График сравнения ФФ при стандартном и пенном цементировании
Несмотря на сложные геологические условия, технология пеноцементирования позволила выполнить работы по цементированию эксплуатационных колонн без потери циркуляции, осуществив подъем пеноцементного раствора до устья и обеспечив подъем цементного раствора нормальной плотности до глубины, достаточной для перекрытия интервалов продуктивных и транзитных пластов, в отличие от стандартной технологии, где ЭЦП начала поглощения не позволяет реализовать высоту подъема цементного раствора до устья, что безусловно снижает надежность крепи, результаты моделирования содержатся на рис. 7.
В рамках опытно-промышленных работ впервые в России применен раствор диэтиленгликоля для продавки пачки встречного арктического цементного раствора нормальной плотности в межколонное пространство с целью нормализации плотности пеноцемента и увеличения надежности крепи. Использование водного раствора диэтиленгликоля для продавки является безопасной альтернативой солевого раствора, т.к. не вызывает коррозию обсадных колонн и не замерзает в зимнее время года, что неоднократно было доказано в рамках использования водного раствора диэтиленгликоля в буферных системах в сочетании с технологией планового недоподъема облегченного цементного раствора до устья на проектах Западной и Восточной Сибири.
РИСУНОК 6. Сравнение результатов гидравлического моделирования при использовании технологии пеноцементирования и стандартного цементирования с недоподъемом ОЦР до устья
Статистика использования технологии пеноцементирования (рис. 7) также подтверждает теоретические преимущества технологии:
-
доля сплошного контакта во всем интервале цементирования выросла на ~14 %;
-
образование МКД на секциях с применением технологии пеноцементирования – отсутствует (40 работ из 115 по технологии пеноцементирования);
-
МКП после применения технологии пеноцементирования – герметично;
- не зафиксировано случаев флюидопроявлений из заколонного пространства во время ОЗЦ.
Выводы
В качестве выводов и рекомендаций по использованию технологии пеноцементирования в рамках снижения вероятности образования МКД и флюидопроявления во время ОЗЦ можно отметить следующее:
-
технология пеноцементирования позволяет комплексно улучшить качество крепления и снизить вероятность образования МКД и НМКП;
-
широкий плотностной диапазон потенциально предоставляет возможность для разработки и применения состава «тяжелой» пены, сохраняя при этом прочность, упругость и долговечность крепи в интервале продуктивных пластов;
-
допустимость использования специальных добавок (эпоксидные смолы, эластомеры с функцией заживления, гипс, расширяющие добавки и т.д.) в составе встречной порции цементного раствора нормальной плотности, что способствует продлению жизненного цикла скважины.
По результатам внедрения технологии пеноцементирования в 2025 году на месторождении в Западной Сибири можно сделать вывод о ее эффективности, что подтверждается улучшением статистики качества цементирования, возможно расширить потенциальные варианты использования и тиражировать технологию пеноцементирования на другие месторождения со схожими геологическими условиями. Пеноцементирование можно отнести к универсальной технологии, доказывающей свою эффективность даже в сложных геологических условиях, благодаря отличительным свойствам пеноцемента и применимости на месторождениях с широким распространением как АНПД, так и АВПД пластов.
Литература
1. А. Новак: добыча нефти в России в 2025 году составит 516 млн т
2. Демин Е.B. Работа с фондом скважин, осложненных межколонными давлениями: эволюция нормативного регулирования и подходы нефтегазодобывающих компаний / Е.В. Демин, А.Р. Хуснутдинов, П.С. Соловьев // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2022. – Т. 7. – № 2. – С. 60-75. DOI: 10.51890/2587-7399-2022-7-2-60-75.
3. Зырянов В.С. Использование технологии пеноцементирования при строительстве скважин с высоким газовым фактором на месторождении в Надым-Пурской нефтегазоносной области / В.С. Зырянов, Ф.В. Рудов, В.В. Василенко, М.И. Садыков, К.В. Титусов, Р.Р. Зиннатов, А.Е. Безбородов // Бурение и Нефть. – 2025. – №. 12. – С. 12–19. DOI: 10.62994/2072-4799.2025.15.66.002.
4. Садыков М.И. Опыт применения самовосстанавливающегося цемента с целью предотвращения возникновения межколонного давления, а также общего улучшения качества цементирования / М.И. Садыков, В.С. Зырянов, В.В. Василенко, А.В. Фоменков, Е.В. Дьяченко, А.Е. Безбородов // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2025. – Т. 10. – № 2. – С. 80–89. DOI: 10.51890/2587-7399-2025-10-2-80-89.
5. Сурикова Е.С. Опыт по управлению рисками при разработке оторочки высоковязкой нефти пласта ПК1 нефтегазоконденсатного Северо-Комсомольского месторождения / Е.С. Сурикова, Р.И. Галлямов, И.Ф. Муратов // Экспозиция Нефть Газ. – 2025. – № 2. – C. 32-37. DOI: 10.24412/2076-6785-2025-2-32-37.
6. Fomenkov A. Foam cementing in the Volga-Ural region: Case study / A. Fomenkov, I. Pinigin, V. Zyryanov, A. Fedyanin // SPE Russian Petroleum Technology Conference. – 2018. – P. D023S010R005. DOI: 10.2118/191507-18RPTC-MS.
7. Fomenkov A. Positive Experience Using Foam Cementing Technology for Production Casing Cementing in the Volga-Ural Field. / A. Fomenkov, I. Pinigin, V. Zyryanov, D. Velikiy, I. Denisov // SPE Russian Petroleum Technology Conference. – 2020. – P. D013S001R003. DOI: 10.2118/201843-MS.
8. Nishikawa S. Transient pressure unloading–A model of hydrostatic pressure loss in wells after cement placement / S. Nishikawa, A. K. Wojtanowicz // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. – 2002. – P. SPE-77754-MS.
