Крупные нефтегазодобывающие компании в последнее время осуществляют строительство скважин на условиях раздельного сервиса. Наряду с повышением качества оказания отдельных услуг, в рамках такой организации работ, возникает проблема потери части компетенций непосредственно у буровых компаний. Ведь при такой схеме организации работы от буровика требуется только исправное буровое оборудование, инструмент и квалифицированный полевой персонал.
В недавнем времени, в связи со значительным снижением объемов буровых работ у традиционных крупных заказчиков, были заключены контракты с альтернативными, относительно небольшими добывающими компаниями, в силу небольших объемов бурения, не имеющих собственных достаточно мощных служб по организации процесса. Особенность контрактов – выполнение работ под ключ, с привлечением всех сопутствующих сервисов и ответственность за получение запланированных дебитов строящихся скважин за буровым подрядчиком.
В процессе реализации проектов, на начальном этапе мы столкнулись с проблемой получения незапланированной продукции, и недостаточным качеством сцепления цемента в продуктивных горизонтах. По данным на 2020 г., коэффициенты составили К-13=0,78; К-14=0,84.
В рамках решения задачи минимизации затрат на проведение РИР (ремонтно-изоляционные работы) был проведен анализ причин получения незапланированной продукции. В результате, выявлены группы проблем:
1. Организационные – недостаточное взаимодействие участников процесса как внутри бурового предприятия, так и с заинтересованными службами заказчика.
2. Технологические – недостаточный контроль за действиями подрядчика по тампонажному сервису, неоптимальные режимы первичного вскрытия и режимы цементирования, несоответствие задачам буферных жидкостей.
3. Геологические – ведение буровых работ на месторождениях с низкими пластовыми давлениями в целевых объектах, наличие в продуктивном разрезе водонапорных горизонтов с пластовым давлением значительно превышающем пластовое давление в целевом пласте, вертикальная естественная трещинноватость продуктивных карбонатных коллекторов.
Одной из причин возникновения заколонных перетоков, является разность пластовых давлений между водоносным и нефтеносным горизонтом. В процессе цементирования в начальный период ОЗЦ, в результате седиментационного уплотнения столба цементного раствора, потери его подвижности, происходит снижение влияния гидростатического давления цемента на пласты в продуктивной части. В ходе исследований, проведенных в конце 70-х гг. ПО «Татнефть» и ТАТНИПИнефть, было установлено, что в период ОЗЦ в течение первых 3-4 часов практически полностью исключается репрессия на продуктивные интервалы, и значение давления в точке замера в заколонном пространстве становится равным пластовому давлению. Именно в этот период начинает происходить миграция флюида из интервала с повышенным пластовым давлением в интервал с пониженным пластовым давлением, и формирование каналов в цементном кольце до начала формирования цементного камня.
Таким образом, был сделан вывод о необходимости механического разобщения интервалов с различными градиентами пластовых давлений установкой заколонных пакеров, с их активацией непосредственно в момент «СТОП». С целью исключения кавернообразования и сохранения «площадки» между разобщаемыми пластами, первичное вскрытие продуктивного горизонта начали производить в «щадящем» режиме: ограничили нагрузку на долото, минимизировали расход бурового насоса и перешли на применение бурового раствора с повышенной ингибирующей способностью и условной вязкостью не менее 70 секунд.
Для разобщения пластов в состав эксплуатационной колонны начали включать заколонный гидравлический пакер ЗПГ-114/156 (ООО «ИНТЕХНО»), который позволил механически разобщить Тульский водоносный горизонт от Турнейского нефтеносного горизонта, имеющих разные пластовые давления. Пакер ЗПГ-114/156 (рис.1), как и другие его аналоги, позволяет без лишних временных затрат произвести его активацию в момент получения давления «СТОП». 
Также были изменены режимы цементирования эксплуатационной колонны. Увеличен расход цементного раствора при закачке и продавке с 5 л/с до 12 л/с, тем самым обеспечен турбулентный режим движения тампонажного раствора, в связи с чем обеспечено более полное вытеснение и замещение бурового раствора тампонажным. Для опережающей изоляции подошвенной воды в трещиноватых карбонатных коллекторах применена технология продавки последних 0,5-0,8 м3 тампонажного раствора с остановкой процесса на непродолжительное время (15-20 мин.). При остановке продавки начинало происходить седиментационное уплотнение столба цемента за колонной, раствор в некоторых интервалах ствола частично терял подвижность, и после возобновления продавки, оставшийся небольшой объем тампонажного раствора принудительно задавливался в прибашмачную зону, изолируя подошвенную воду.
Также проработаны вопросы по подбору цементных смесей для улучшения качества сцепления. После множества попыток был подобран оптимальный цементный состав, состоящий из следующих компонентов: отмывающий буфер, абразивный буфер, цемент марки ПЦТ-II-50, обработанный облегчающей добавкой Kerwood, цемент марки G, обработанный модифицирующими добавками линейки WellCem и армирующими базальтовыми микроволокнами. Данный комплекс решений по подбору тампонажных материалов помог улучшить качество цементирования, повысить механическую и ударную прочность цементного камня.
Было введено в практику проведение сессий «Цементирование на бумаге» с привлечением всех участников процесса, непосредственно после получения заключения ГИС по бурящейся скважине, где происходит обсуждение расстановки оснастки, режимов цементирования и применяемых тампонажных материалов.
Применяя в комплексе все вышеописанные мероприятия ООО «Татбурнефть» в 2023 г. достигло значительного улучшения качества цементирования эксплуатационных колонн в скважинах малого диаметра (рис. 2).
Дальнейшие решения по улучшению качества строительства скважин малого диаметра находятся в стадии обсуждения с заказчиком, и направлены в том числе на изменение проектных решений по увеличению кольцевых зазоров между стенками скважины и ЭК.
Выводы:
1. Проблема получения незапланированной продукции должна рассматриваться как комплекс проблем организационного, технологического и геологического характера, оказывающих взаимное влияние друг на друга.
2. Необходимо владение информацией по данным пластового давления и ФЕС продуктивных коллекторов в районе ведения буровых работ.
3. Обязательно применение заколонных гидромеханических пакеров между интервалами продуктивного разреза, с различными градиентами пластовых давлений.
4. При снижении стоимости скважин малого диаметра по сравнению с традиционным диаметром, проблем с качеством крепления ЭК значительно больше, и они требуют пристального изучения и выработки технологических решений на этапе проектирования, в том числе, по определению оптимальных соотношений диаметров колонн и ствола, а также детального изучения режимов вытеснения в условиях малых кольцевых зазоров.
