Ямало-Ненецкий автономный округ (ЯНАО) является ведущим регионом России по добыче углеводородов. На долю региона приходится около 17 % всех буровых установок страны.
Продуктивные залежи БТ6, БТ7‑8 и БТ10 нефтегазоконденсатного месторождения, относящиеся к Сеноманскому ярусу, локализованы в отложениях неокомского комплекса [1,2]. Геологическое строение этих пластов отличается сложностью: оно представлено чередованием глинистых и песчаных пропластков, дополненных включениями плотных пород. Согласно проектной документации, планируемый объём добычи составляет 7,7 млрд м³ газа и 1,3 млн тонн газоконденсата ежегодно [3].
Активная разработка данного месторождения и добыча углеводородов началась в 2015 году. В настоящее время большинство эксплуатационных скважин строятся с горизонтальным окончанием. Несмотря на существенный накопленный опыт буровых работ, процесс строительства скважин по-прежнему связан с рядом технологических рисков и осложнений, а именно: частичные/полные поглощения во время цементирования, негерметичность межколонного пространства, фиксация межколонных давлений (МКД) после запуска скважин в этап добычи.
С учётом специфики условий строительства на данном месторождении ООО «БурСервис» предложило комплексное решение, направленное на минимизацию или полное исключение негативных последствий при строительстве скважин. Решение основывается на создании надежного барьера с использованием синергетического эффекта технологий:
- Пеноцемент (FoamCem) — формирует крепь сниженной плотности, устойчивую к динамическим нагрузкам; снижает риск флюидопроявлений, выполняя функцию первичного барьера.
- Арктическая самовосстанавливающаяся цементная система (Arctic‑CemLife) — упругая, быстросхватывающаяся, с функцией самовосстановления под действием углеводородов; предназначена для изоляции приустьевой зоны и предотвращения МКД (вторичный барьер).
- Резиноцемент (LockCem) — обеспечивает повышенные упруго‑прочностные характеристики цементного камня в интервалах с высокими механическими нагрузками в продуктивной части пласта; препятствует заколонным перетокам и циркуляции ввиду ультранизкой проницемости (третичный барьер).
Ключевыми преимуществами данного подхода являются:
- технология пеноцементирования повышает качество контакта цементного камня с обсадной колонной и вмещающими породами, снижает эквивалентную циркуляционную плотность (ЭЦП) на забое в процессе цементирования и формирует противодавление на пласт в переходный период за счёт энергии сжатого газа;
- цементная система Arctic‑CemLife характеризуется высокой прочностью на сжатие и способностью к «залечиванию» микротрещин, возникающих при освоении и эксплуатации скважины; закачка в межколонное пространство (МКП) возможна без проведения ГРП благодаря сжимаемости пеноцемента;
- резиноцемент эффективно решает задачи крепления в зонах с высокими механическими воздействиями на цементное кольцо и гарантирует устойчивость цементного камня к динамическим нагрузкам, а также формирует крепь с ультранизкой проницаемостью.
Рисунок 1 – Применённые технологические решения
Материалы и методы
В ходе подготовки к внедрению технологических решений проведена доработка технологических решений под условия месторождения, выполнен полный комплекс исследований цементных и буферных систем. Испытания выполнялись в соответствии с требованиями международных стандартов ISO 10426‑2 и ISO 10426‑4, а также с учётом внутренних нормативных документов ООО «БурСервис». Термобарические условия тестирования цементных систем (в том числе параметр времени достижения циркуляционной температуры) устанавливались на основании данных гидравлического моделирования, выполненного в программном обеспечении ООО «БурСервис».
Пеноцемент представляет собой тампонажную систему, базирующуюся на стандартном цементном растворе, который контролируемо вспенивается с применением пенообразователя и жидкого азота, что обеспечивает возможность варьирования плотности состава в широком диапазоне — от 0,5 до 2,1 г/см³. В состав пеноцементной системы допускается введение практически всех типов добавок, применяемых в тампонажных смесях, за исключением компонентов, подавляющих активность поверхностно‑активных веществ (ПАВ), выполняющих функцию пенообразователя.
Приготовление пеноцемента в лабораторных условиях осуществляется при атмосферном давлении, а его испытания проводятся с применением стандартного лабораторного оборудования. По сравнению с традиционными тампонажными растворами пеноцементные системы обладают рядом существенных преимуществ:
- повышенной эластичностью;
- пониженной теплопроводностью;
- сниженной водоотдачей;
- устойчивостью к седиментации;
- достаточной прочностью на сжатие;
- стойкостью к динамическим (ударным) нагрузкам;
- способностью к сжатию под действием противодавления.
Для повышения надежности барьера в приустьевой зоне разработана арктическая цементная смесь, отличающаяся высокой прочностью, упругостью и способностью к самовосстановлению. В случае нарушения целостности цементного кольца (образование трещин, микро‑ и макрозазоров) и возникновении циркуляции углеводородов через повреждённый интервал, добавка для самовосстановления вступает в реакцию с углеводородами, формируя вязкий продукт реакции, создающий герметичное соединение, тем самым происходит восстановление изоляционных свойства цементного камня. За счёт включения эластомерной добавки самовосстановления цементный камень приобретает улучшенные физико‑механические свойства: повышенную эластичность, способность к расширению при контакте с углеводородной средой, а также возможность самостоятельной изоляции разрушенных участков (трещин и микрозазоров).
Испытания образцов на способность к самовосстановлению (с моделированием условий межколонных давлений и восстановления целостности цементного кольца) проводились на специализированном испытательном стенде. Результаты тестирования отражены в графике на рисунке 2.
Рисунок 2 –Зависимость избыточного давления на образец цементного камня от времени (самозалечивание)
Рисунок 3 Результаты двухмерного гидравлического моделирования расположения технологических жидкостей
Результаты и их обсуждение
Строительство скважин на данном месторождении осложнено значительными рисками поглощения тампонажной смеси во время цементирования эксплуатационной колонны Ø178 мм из-за сниженния пластового давления, градиентов поглощения и гидроразрыва горных пород пласта БТ6 (табл. 1.), обусловленного процессом эксплуатации месторождения.
Таблица 1 - Геологические данные пласта БТ6
Поглощение тампонажного раствора существенно снижает качество крепления скважины и приводит к негативным последствиям:
- недостаточному замещению бурового раствора в заколонном пространстве;
- недоподъёму цементного раствора до проектной отметки;
- ухудшению прочностных свойств цементного камня;
- формированию трещин в цементном камне в ходе дальнейшего бурения и при эксплуатации скважины;
- возникновению микроканалов и микрозазоров, нарушающих герметичность крепи.
Перечисленные эффекты в совокупности значительно повышают риски образования межколонных перетоков (МКП) и межколонных давлений (МКД).
Для снижения рисков, обусловленных поглощением цементного раствора и формированием МКД, ООО «БурСервис» разработало комплексное решение, включающее применение ультралёгкого пеноцементного раствора (плотность — 1,1 г/см³), а также самовосстанавливающейся арктической цементной системы и резиноцемента. Такой подход позволил обеспечить необходимый подъём цементного раствора нормальной плотности для надёжного перекрытия транзитных и продуктивных пластов без превышения критического значения эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) начала поглощения.
Результаты сравнительного моделирования реальных работ (рис. 3) наглядно демонстрируют эффективность предложенной технологии, так при стандартной технологии критическое значение ЭЦП достигается уже при высоте столба цементного раствора нормальной плотности порядка 300 м, а применение технологии пеноцементирования позволяет увеличить эту высоту примерно до 1000 м без риска поглощения.
Технология пеноцементирования базируется на введении инертного газа в базовый цементный раствор с целью его вспенивания; для этого применяется криогенное оборудование [4,6]. С помощью специализированного программного обеспечения производится расчёт технологических параметров с учётом реальных горно-геологических условий. В частности, ПО ООО «БурСервис» позволяет определить требуемую концентрацию азота в объеме пеноцемента — это необходимо для поддержания плановой плотности пеноцемента на всём протяжении интервала цементирования, с учетом изменения давления в процессе цементирования.
Применение технологии пеноцементирования позволяет подобрать рациональные параметры вспененного ультралёгкого цементного раствора — в частности, его плотность и состав. Такой подбор обеспечивает профилактику поглощения при сохранении требуемых прочностных характеристиках цементного камня, а поддержание гидростатического давления в переходный период исключает формирование каналов, обусловленных миграцией газа.
Технология пеноцементирования, предусматривающая подъём пеноцемента до устья, допускает выполнение малого встречного цементирования без гидроразрыва пласта цементным раствором нормальной плотности с добавкой, ускоряющей набор прочности. Данная операция решает несколько задач:
- обеспечивает сжатие пеноцемента в заколонном пространстве до проектной плотности;
- сокращает время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ), что ускоряет перемонтаж противовыбросового оборудования (ПВО);
- гарантирует герметичность межколонного пространства (МКП) по итогам опрессовки — за счёт высокой прочности быстросхватывающихся смесей.
В декабре 2025 года успешно проведен (ОПР) по креплению эксплуатационной колонны диаметром 178 мм с использованием комплексного подхода, результаты двухмерного гидродинамического моделирования процесса пеноцементирования представлены на рисунках 4,5. Азотное оборудование функционировало в автоматическом режиме и было синхронизировано с цементировочным агрегатом, диаграмма СКЦ на рисунке 6.
Закачка технологических жидкостей проведена в полном соответствии с утверждённой программой цементирования.
На этапе прямого цементирования зафиксированы следующие параметры:
- объём вышедшего на устье пеноцемента — 4 м³;
- плотность пеноцемента на выходе из скважины — 1,10 г/см³;
- рабочее давление — 190 атм, давление момента «СТОП» - 220 атм.
Мероприятия по встречному цементированию реализованы согласно плану работ.
Рисунок 4 Расположение жидкостей после закачки AcrticCemLife и активации пакера
По результатам расчётов, максимальная эквивалентная циркуляционная плотность (ЭЦП) на завершающем этапе продавки составила 1,45 г/см³ (см. рис. 5). Полученное значение находится ниже предельно допустимого порога в 1,51 г/см³ — уровня, при котором, согласно опыту бурения предыдущей скважины, начинается поглощение.
Рисунок 5 – График зависимости ЭЦП от откачанного объёма
Рисунок 6 Диаграмма СКЦ
Для контроля качества выполненных работ по цементированию выполнен комплекс геофизических исследований с применением приборов ГИС АГС Цементомер. При интерпретации полученных данных учитывались значения акустических импедансов, предварительно измеренные в лабораторных условиях.
Анализ результатов показал, что технология пеноцементирования обеспечивает существенно более высокий уровень качества сцепления цементного камня с обсадной колонной (контакт «цемент — колонна») по сравнению с классическими методами цементирования. Итоги интерпретации данных акустического контроля цементирования (АКЦ) распределение контакт цемент-колонна представлены на рисунке 7. Коэффициент качества цементирования в интервале пеноцементирования составило 85,3 %.
Рисунок 7 Результаты ГИС АКЦ в интервале эксплуатационных колонн 178 мм
Б - Весь интервал
Заключение
Опытно‑промышленные работы на месторождении в Пуровском районе подтвердили эффективность использования комбинации технологий пеноцементирования и самовосстанавливающихся цементных систем при цементировании эксплуатационных колонн с АНПД.
Использование облегчённого пеноцементного раствора позволило снизить эквивалентную циркуляционную плотность ниже градиента поглощения на забое, в результате чего цементный раствор нормальной плотности поднят до проектной глубины без осложнений в виде частичной или полной потери циркуляции. Применение СВЦ существенно снижает риск межколонных давлений при повреждении цементного камня на всём протяжении «жизненного цикла» скважины.
Решение рекомендовано к внедрению на объектах ЯНАО и Западной Сибири со схожими геолого‑техническими условиями.
Комбинацию данных технологий целесообразно применять:
- на истощённых месторождениях с низкими градиентами поглощения/гидроразрыва и нестабильным стволом;
- при креплении скважин с горизонтальным окончанием (за счёт высоких вытесняющей и расширяющей способностей материала);
- для изоляции заколонного пространства при проблемах с межколонными перетоками и МКД;
- на объектах с планируемым ГРП или повышенными требованиями к герметичности заколонной изоляции.
Литература
1. Дудко А. Н., Савченко Е. И., Забоева М. И. Оптимизация разработки нефтяной оторочкой на примере пласта БТ7-8 Яро-Яхинского месторождения / // Академический журнал Западной Сибири. – 2016. – Т. 12, № 5(66). – С. 13-14. – EDN XSTKNB.
2. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в меловом периоде
3. Огибенин В.В. Дорошенко А.А. Пересчет запасов газа, конденсата и нефти неокомских залежей Заполярного месторождения с учётом материалов 3D сейсморазведки и бурения скважин: Отчет о НИР/ООО «ТюменНИИгипрогаз»;– Тюмень, 2011
5. Зырянов В.С., Рудов Ф.В., Василенко В.В. и др. «Практический опыт применения самовосстанавливающихся цементных систем при строительстве скважин для обеспечения герметичности цементной крепи и изоляции пластов в процессе эксплуатации скважины» // Деловой журнал Neftegaz.RU -2025. Вып. - S8 (165). С. 12-20. EDN: HPQPGQ
