Последние инновационные достижения

Цементирование скважин: рынок и технологии

Падение цен на нефть негативно сказывается на развитии российского рынка сервисных услуг. По прогнозам, нефтесервисные компании ждет уменьшение спроса на бурение и сопутствующие работы, в числе которых – цементирование скважин.

При этом основные задачи, решаемые разработчиками новых технологий и материалов тампонажа, остаются прежними: прочность контакта цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины, повышение качества разобщения пласта, сохранение его коллекторских свойств; исключение заколонных межпластовых перетоков.

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/смІ.

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/МПаЧч 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.