Технология мирового уровня
На горизонтальной скважине № 68g Северо-Домановичская проведены успешные испытания новой для белорусского нефтяного региона технологии цементирования мирового уровня. Она весьма эффективна для последующего освоения объекта с помощью кластерного гидроразрыва пласта.
Цементирование потайной эксплуатационной колонны 114 мм в горизонтальном стволе скважины было выполнено с технологией вращения и применением эластичного цементного раствора. Произведенные работы стали подготовительным этапом для последующего освоения скважины методом многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) по инновационной технологии Plug&Perf, при котором достигается максимальная экономическая эффективность проведения МГРП.
Раньше в «Белоруснефти» для проведения МГРП использовались шаровые компоновки, в которых обсадная колонна не цементировалась. Наличие же цементированной колонны обеспечивает полную изоляцию пород-коллекторов, что минимизирует вероятность заколонных перетоков. Основной целью проведенных испытаний было обеспечение крепления скважины в условиях горизонтального ствола, сохраняющего целостность при последующем освоении агрессивным Plug&Perf. Также нужно было оценить эффективность рецептуры тампонажного раствора, разработанного в институте БелНИПИнефть специально для этих целей.
Эта технология призвана повысить эффективность проведения ГРП и, как следствие, увеличить дополнительную добычу нефти. Финальному этапу предшествовал большой подготовительный период, тщательная и кропотливая работа белорусских нефтяников по разработке и внедрению новой методики.
На пути к собственным разработкам
Перспективы разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в белорусском регионе во многом связаны со значительным прогрессом в освоении технологии кластерного МГРП. Отработку технологических подходов в выполнении многостадийного ГРП в нетрадиционных коллекторах в «Белоруснефти» начали еще в 2014 году. В настоящее время белорусские нефтяники активно внедряют технологию Plug&Perf – перспективную методику многостадийного заканчивания скважин горизонтального бурения. Эти работы в нашей компании ведутся под началом первого заместителя генерального директора – главного инженера «Белоруснефти» Антона Серебренникова.
Кластерный ГРП позволяет создавать обширные сети трещин высокой плотности. Расстояние между трещинами составляет всего 20-40 м. Разрыв пласта выполняется в протяженных горизонтальных стволах. Цементная оболочка является основным кольцевым барьером для сохранения поддержки обсадной колонны и противостояния нагрузкам в течение всего срока жизни скважины. При освоении скважины этим методом нужно сделать так, чтобы трещины оставались изолированными друг от друга в заколонном пространстве, а цементный камень при этом остался целым. Проблема заключается в том, что под воздействием давления при кластерном ГРП обсадные трубы расширяются, разрушая цементный камень за ними.
До настоящего момента в «Белоруснефти» отсутствовали как необходимый опыт цементирования протяженных горизонтальных стволов, так и рецептуры специальных тампонажных растворов. В борьбу за надежное крепление белорусских скважин в 2019 г. вступила сервисная компания с мировым именем – Baker Hughes. Было выполнено две операции на наших скважинах с привлечением высокотехнологичной тампонажной техники и поддержки лаборатории в г. Хьюстон (США).
Превзойти таких профессионалов непросто. Но в «Белоруснефти» попытались это сделать. Специалисты БелНИПИнефть наметили и разработали целый комплекс мер по развитию собственной технологии цементирования для обеспечения надежного крепления горизонтальных скважин.
Упругий цемент
На первом этапе специалисты лаборатории крепления скважин БелНИПИнефть подобрали и испытали химические реагенты, которые позволили приготовить тампонажный раствор с эластичными свойствами цементного камня с показателем модуля упругости Юнга 4400 Мпа. Это почти в три раза превышает аналогичные свойства цементных растворов, применяемых для цементирования потайных эксплуатационных колонн в «Белоруснефти».
Для разработки этой рецептуры специалисты лаборатории крепления скважин БелНИПИнефть предварительно изучили опыт цементирования на месторождениях сланцевого газа США.
«Чтобы цементный камень не разрушался при кластерном ГРП, недостаточно его высокой прочности, – рассказывает заведующий отделом строительства скважин БелНИПИнефть Дмитрий Порошин. – Камень должен обладать упругими (эластичными) свойствами, которые характеризуются модулем Юнга. Определение специфических механических свойств цементного камня не предусмотрено стандартами для испытаний тампонажных растворов. Поэтому, наш институт наладил деловое сотрудничество с коллегами из ГГТУ им. П.О. Сухого, где есть специальные испытательные машины. Результатом работы стала рецептура тампонажного раствора, состоящая из 12 компонентов, производимых в ближнем зарубежье».
Согласно результатам лабораторных испытаний, механические свойства цементного камня опытного раствора выше, чем у аналогичной рецептуры EnsurSet компании Baker Hughes. Например, показатель прочности на сжатие превышает стандартный цементный камень в 2,5 раза, а применяемый Baker Hughes – в 1,5 раза. Немаловажен и тот факт, что стоимость собственной рецептуры ниже зарубежных аналогов.
Итак, новый тампонажный раствор был готов. Осталось испытать его в деле. Известно, для герметичного крепления скважины нужно, чтобы раствор занял все заколонное пространство. Верное понимание процесса вытеснения раствора в затрубном пространстве является ключом к качественному цементированию. И для моделирования процесса вытеснения в БелНИПИнефть было закуплено и освоено уникальное программное обеспечение Cempro+, основанное на методе конечных элементов. По словам Дмитрия Порошина, оно отображает реальные свойства жидкостей для цементирования в виртуальной среде, используя большой массив данных. Специалисты института провели долгие часы за симулятором, прежде чем подобрали необходимые параметры и смогли заставить тампонажный раствор течь так, как нужно, полностью замещая буровой раствор в открытом стволе. Также для цементирования были разработаны новые рецептуры буферных жидкостей.
Цементирование с вращением
На втором этапе разработки технологии белорусские нефтяники подобрали оборудование, позволяющее вращать обсадную колонну. Такая методика успешно применяется на горизонтальных скважинах месторождений сланцевого газа в США, а также на нетрадиционных коллекторах Баженовской свиты ООО «Газпром нефть» и для добычи высоковязкой нефти в ПАО «Татнефть». Специалисты оценивают этот метод, как один из наиболее эффективных способов повышения качества цементирования.
Тем не менее, другие компании такую технологию применяют крайне редко. В первую очередь, это связано с отсутствием специального устьевого оборудования и ограничением нагрузки на резьбовые соединения обсадных труб. Для расчетов характеристик специальных обсадных труб специалистам БелНИПИнефть помог обмен знаниями с коллегами из ООО «Технологический центр «Бажен» ООО «Газпром нефть». В итоге в лаборатории технологии бурения и крепления скважин БелНИПИнефть была разработана методика расчета максимального крутящего момента на поверхности во время цементирования с вращением. Стандартное устьевое оборудование на рынке отсутствует, поэтому была разработана собственная сборка, включающая как стандартные элементы сервисной компании KATT Gmbh, так и элементы своей разработки. Потребовалась и специальная подвеска хвостовика, существенно отличающаяся от своих «собратьев» функцией вращения.
Испытание практикой
68g Северо-Домановичская. Этот объект хорошо подходил для апробации новой технологии на практике. Всего здесь запланировано проведение 9 стадий ГРП и 27 кластеров перфорации. Для цементирования на скважину прибыла техника Тампонажного управления. Персонал приступил к приготовлению буферных жидкостей и упругого тампонажного раствора. В это время буровой бригадой СУБРа № 8 под руководством мастера Виталия Гавриленко было смонтировано специальное устьевое оборудование, которое возвышалось над столом ротора на 13 м.
«При проведении комплекса работ по креплению горизонтального ствола скважины 68g С-Домановичская потайной эксплуатационной колонной 114 мм для последующего освоения методом Plug&Perf была применена новейшая методика цементирования с вращением, – дал комментарий руководитель группы технологии центральной инженерно-технологической службы СУБРа Павел Барковец. – В ходе проведения операции была дана положительная оценка работоспособности подвески хвостовика «Ranger Scout» в комплекте с технологической оснасткой, поставляемой фирмой «КАТТ Gmbh», для принятия решения о ее дальнейшем внедрении в «Белоруснефти».
Павел Барковец также отметил, что из-за большой длины конструкции устьевого оборудования, специалисты СУБРа еще на этапе разработки программы подготовили специальную разборно-сборную строительную вышку для безопасной работы на высоте. По этой же причине окончательная сборка цементировочной головки с вертлюгом и укороченной ведущей бурильной трубой была осуществлена прямо на объекте силами буровой бригады. Работы на высоте также выполняли специалисты СУБРа. Немаловажным этапом стал подбор и закупка необходимых обсадных труб. Чтобы обеспечить точный контроль значения момента свинчивания, потребовалось переоборудовать буровую установку 3Д-86.
В результате тщательно проведенных подготовительных мероприятий спуск обсадной колонны прошел в штатном режиме. Цементирование было проведено успешно. Рецептура тампонажного раствора и буферов показали себя с положительной стороны. После подвешивания хвостовика было запущено вращение колонны труб, разбивающее структуру бурового раствора в скважине. А еще через три часа, когда закачали все жидкости, включая упругий тампонажный раствор, стало понятно, что операция удалась. Белорусская технология комплексной методики крепления скважин подтвердила свою эффективность.
Оценка заказчика
Свой комментарий и оценку выполненным работам дал заместитель начальника НГДУ «Речицанефть» по бурению Геннадий Новак:
«Мы, как непосредственный заказчик, руководили ходом внедрения этой новой технологии, активно участвуя во всех этапах реализации. Координировали все действия подрядчиков, обеспечив их необходимой технологической оснасткой. Выполнен большой объем технически сложных работ. Осуществлен успешный спуск обсадной колонны в горизонтальный участок скважины протяженностью более 800 метров. Обеспечено вращение обсадной колонны вместе с транспортировочной колонной бурильных труб на протяжении всего процесса цементирования. Работы проводились на российском станке «Уралмаш 3Д-86», не оборудованном системой верхнего привода. Применялась техника американской компании Innovex Downhole Solutions, Inc. – ведущего поставщика инновационных продуктов, технологий и технических услуг для нефтегазовой отрасли. Работы сопровождали специалисты компании КАТТ GmbH (Германия) – эксклюзивного представителя Innovex в Европейском регионе».
В цементе, который использовали в ходе испытаний, есть резиновые микрогранулы. По словам Геннадия Новака, такой состав как нельзя лучше подходит для сохранения целостности цементной крепи при последующем освоении скважины методом Plug&Perf.
Проведенные испытания прошли успешно и стали новинкой для белорусских месторождений. А операция по вращению обсадной колонны при помощи укороченной ведущей трубы, мастерски выполненная нашими специалистами, по словам подрядчика КАТТ GmbH, была произведена в Евразийском регионе впервые! Кроме того, через три дня после испытаний специалисты УПГР произвели акустический контроль цементирования на 68g Северо-Домановичской. Оценка качества – 100 % хорошего контакта цемента с колонной по всей длине хвостовика.
Перспективы
Этот сложный технологический проект был успешно реализован благодаря слаженной работе специалистов НГДУ «Речицанефть», БелНИПИнефть, УСТиС ЦА, СУБР, ТУ, ПУ «Нефтебурсервис», государственного предприятия «Белоруснефть-Промсервис», продемонстрировавших высокую квалификацию и профессионализм. Наша компания получила качественный объект для освоения, а также ценный опыт цементирования с вращением на станках «Уралмаш» 3Д-86,76». Есть все предпосылки к тому, что внедрение данной технология станет большим шагом на пути массового внедрения кластерного гидроразрыва пласта в белорусском регионе.
