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.
Тревожные прогнозы
Докризисные темпы роста добычи и высокая рыночная конъюнктура «черного золота» еще совсем недавно сулили отечественному нефтесервису блестящее будущее. По данным аналитического агентства Douglas-Westwood, объем нефтесервисного рынка России в 2006 году составил $11,4 млрд. с тенденцией роста к 2011 году почти в 2 раза - до $22 млрд.
Резко изменившаяся в 2008 году экономическая ситуация и в России, и в мире, по всей видимости, сильно подкорректирует этот оптимистический прогноз. В России действует около 200 нефтесервисных компаний, которые условно можно разделить на три категории: аффилированные с нефтегазовыми компаниями, крупные сервисные компании, средние и малые сервисные компании.
«Сейчас мы не работаем с сервисными компаниями, так как месторождение небольшое и все объемы бурения уже выработаны», - рассказывает Иршат Ишмуратов, главный инженер ОАО «Негуснефть». - Ранее, предпочтение отдавалось подрядчику, предлагающему бурение и сопутствующие услуги «под ключ". Мы заключали договор с буровой компанией, а она уже находила субподрядчика на тампонажные работы. При этом критерием была не только цена, но и качество работ. В договор подряда изначально закладывались параметры скважины после бурения и цементирования».
По мнению Евгения Демидова, директора по финансово-управленческому консультированию ЗАО «CiG Business Consulting», сложнее всего в нынешней ситуации придется мелким сервисным компаниям. Они переживают резкое сокращение объемов работ, вынуждены держать низкие цены на услуги, качество которых гарантировать все сложнее. Им становится труднее конкурировать с крупными компаниями, которые могут значительно снижать цену при сохранении качества. Все это существенно увеличивает вероятность ухода мелких компаний с рынка.
Достаточно стабильным останется положение компаний, аффилированных с крупными нефтедобывающими корпорациями, а также международных нефтесервисных компаний, которые будут стремиться расширить свою долю на российском рынке.
«Еще 3-5 лет назад на рынке практически не было независимых отечественных сервисных компаний, - говорит Александр Сизов, вице-президент по корпоративному развитию компании " ПетроАльянс". - Но затем нефтяные компании, по примеру западных, стали выделять " непрофильные" предприятия из своего состава. Сервис в нефтяной промышленности включает в себя, помимо геофизических работ, бурение и цементирование скважин, подготовку буровых растворов, геолого-технический контроль, испытания и капитальный ремонт скважин и т.д. Западные сервисные компании стремятся на российский рынок, особенно Halliburton, Schlumberger и BJ Services».
Более подробный прогноз по типам компаний - см. Таблица 1. Сценарии развития рынка нефтесервисных услуг по типам компаний
Но изменения коснутся не только отдельных компаний, но и отдельных видов сервисных услуг. Некоторые, такие, например, как капитальный ремонт скважин (КРС), будут востребованы почти также, как и в докризисные времена (необходимость поддержания фонда скважин). КРС может стать одной из важнейших услуг, обеспечивающих выживание нефтесервисных компаний в новых условиях. А вот объемы бурения и сопутствующих работ, таких, например, как тампонаж, будут сокращаться.
Более подробный прогноз сценариев развития отдельных видов нефтесервисных услуг см. Таблица 2. Сценарии развития рынка нефтесервисных услуг по сегментам.
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.
Цементировочное оборудование
Монтажной базой для размещения цементировочного оборудования служит автошасси, при этом двигатель автомобиля используется в качестве привода насоса высокого давления. В основном тампонажниками эксплуатируются российская спецтехника, в гораздо меньшей степени зарубежная - например, цементировочные агрегаты компаний Halliburton и Aker-Maritime.
«Наш агрегат СИН35 используется не только для закачки цементировочного раствора, но также для опрессовки и промывочно-продавочных работ на скважинах, - рассказывает заместитель главного конструктора ОАО " Синергия" Виктор Чижов. - Он состоит из следующих основных узлов: водоподающий блок (ВПБ) в составе дизеля Д120 и центробежного насоса ЦНС-154; насос высокого давления СИН32; емкость для воды 6 мі (двухсекционная); манифольд (трубная обвязка) с системой кранов и шиберных заслонок, включающих приемную и напорную линии. Для агрегатов с рабочим давлением до 32 МПа устанавливается также гаситель пульсаций. Развиваемое агрегатом давление - 50 МПа. В линейке нашей продукции также универсальный цементировочный комплекс СИН35.10, включающий в себя системы приготовления, дозирования, смешения компонентов цементного раствора и его закачки в скважину». (рис. 1).
Рис. 1. Универсальный цементировочный комплекс СИН35.10.
Директор НТЦ компании «Ранко» Сергей Дегтяренко:
«Для проведения ремонтно-изоляционных работ нами создана наукоемкая мобильная установка приготовления цементного раствора типа УПЦР-6/6, обеспечивающая транспортировку 6 т сухого цемента с возможностью пневматической выгрузки цемента из бункера, а также эффективное приготовление раствора гидроприводными перемешивающими устройствами в двух мерных емкостях объемом 3 мі. Установка оснащена водоподающим самовсасывающим насосом для подачи в мерные баки жидкости затворения и гидравлическими аутригерами для разгрузки шасси. Первый образец установки уже более четырех лет эксплуатируется в Западной Сибири предприятием " Черногорнефтеотдача" (г. Нижневартовск) и заслужил высокие отзывы заказчика».
Технологии тампонажа
При всем многообразии технологий тампонажа есть два основных способа цементирования: прямой и обратный. На их основе разработано огромное количество конкретных методик и технологий. На выбор влияет специфика геологического строения месторождения, а также свойства тампонажных материалов. Не последнюю роль играют трудоемкость и временные затраты.
Методика ступенчатого цементирования наклонно-направленных скважин (с малой высотой подъема тампонажной смеси на первой ступени) помимо резкого уменьшения репрессии на пласт, позволяет обработать буферной жидкостью каждую зону продуктивного пласта и закачивать в нее только необходимую тампонажную смесь. Специально для ступенчатого цементирования разработана проходная универсальная цементировочная муфта клапанного типа МЦП (модели 140С2, 146С2 и 168С2 разных размеров), поэтому разбуривать в эксплуатационной колонне цементировочные пробки и сформированный между ними цементный мост не требуется.
Селективно-манжетное цементирование создает обводной кольцевой канал в зоне продуктивного пласта, чем исключается контакт пласта с тампонажным раствором. Делится на 3 стадии: разобщение пласта от нижележащих пластов-коллекторов; разобщение пласта от вышерасположенною заколонного пространства пакером; манжетное цементирование скважины над пластом с использованием проходной цементировочной муфты типа МЦП и заколонного проходного гидравлического пакера типа ППГУ. Извлечение цементировочных пробок после установки скважинного фильтра проходит без разбуривания, под упорным воздействием спускаемых в скважину насосно-компрессорных труб.
Казахстанская компания Oil Technology Overseas разработала технологию бурения и вскрытия нефтегазовых пластов с применением собственного гидроакустического генератора «Вихрь-1» (для оптимизации работы бурового долота с одновременной кольматацией стенок скважины). «Вихрь-1» создает на забое гидроакустическое поле с частотой волн 1-16 кГц амплитудой 1,5-1,6 МПа, интенсивностью излучения 0,05-18 Вт/смІ, что позволяет кольматировать стенки скважины и избежать проникновения биофильтрата бурового раствора в продуктивный пласт. Возможна одновременная гидроакустическая обработка (частота 1-20 кГц, амплитуда до 10 МПа) цементного раствора, улучшающая его реологические свойства.
ОАО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» внедряет инструмент селективного заканчивания скважины ИСЗС. Оборудование позволяет изолировать каждый пласт от контакта с цементным раствором во время цементирования скважины и избежать взаимных перетоков. Изоляция продуктивных пластов от водяных достигается установкой на каждом продуктивном пласте сверху и снизу двух наливных пакеров, снабженных байпасными проходами для движения цементного раствора мимо пласта.
Признанный лидер в области изоляции продуктивных пластов, компания Halliburton, предлагает системы цементирования «Deep Water Flo-Stop», «ZoneSeal» и «DrillAhead Process», а также относительно новую технологию WellLifeSM Service, предназначенную для долгосрочной изоляции продуктивных зон в сложных условиях, встречающихся в наклонно-направленных, горизонтальных и др. скважинах. Из оборудования предлагаются, например, цементировочные пробки High Wiping Efficiency (HWE). Кстати, цементирование скважин ведет историю с 1924 г., когда Эрл П. Хэллибёртон представил струйную мешалку JET Mixer.
Контроль процесса цементирования скважины
Процесс цементирования скважины контролируется особой станцией - комплексом технических и программно-аппаратных средств.
Рис. 2. Аппаратура контроля цементирования «Мега-Тампонаж».
Отслеживаются параметры: давление в подающей линии; плотность, температура и расход закачиваемой жидкости; объем жидкости по циклам закачки и ее суммарный объем. В техническую часть входят (минимально): преобразователь расхода; термоманометр; плотномер; контроллер сбора данных; инструмент для монтажных работ. Программно-аппаратная часть состоит из бортового компьютера, обеспечивающего прием и обработку информации, и плоттера (либо принтера). Программное обеспечение дает представление результатов измерений и обработки в удобной графической форме на экране монитора; накапливает и хранит первичную информацию в реальном времени; формирует отчетные документы о процессе цементирования.
РИР: конкуренция усиливается
Неблагоприятная экономическая ситуация может скорректировать инвестиционные планы нефтедобывающих компаний по освоению новых месторождений. Как уже говорилось, это приведет к уменьшению спроса на работы по цементированию скважин.
С другой стороны, некоторые виды сервисных услуг, такие как капитальный ремонт, ремонтно-изоляционные работы, будут по-прежнему востребованы - конкурентная борьба за низкобюджетные сегменты усилится. От сервисных компаний ситуация потребует не только ценовой, но и технологической гибкости. Актуален универсальный подход, то есть способность предложить технологию, оптимальную для конкретных условий действующего месторождения. В сервисной практике немало случаев, когда типовые технологии РИР, предлагаемые сервисными компаниями, не в состоянии обеспечить скважине требуемые параметры.
Несколько лет назад РИР по ликвидации газоперетоков на скважинах Северо-Комсомольского месторождения традиционными технологиями, включающими закачку фильтрующихся тампонажных составов различного состава с заключительным цементированием, выполненные специалистами ООО «Global Resource» и ОАО «Oil Technology Overseas», не принесли положительного результата.
Сложность строения залежи высоковязкой нефти Северо-Комсомольского месторождения, высокие значения неоднородности и расчлененности, низкие значения эффективных нефтенасыщенных толщин (в среднем 4 м), высокая вязкость пластовой нефти (до 350 МПа*с и выше) обусловливают необходимость дифференцированного подхода к РИР на каждой скважине. Группой специалистов ОАО «РосНИПИтермнефть», ОАО НПО «Роснефть-Термнефть», ООО НПФ «Нитпо» предложен ряд изменений в технологические схемы РИР для повышения качества работ (подробнее - http://www.nitpo.ru/science/ourworks/article12.html).
Основные особенности адаптированной технологии:
1. Многоэтапная закачка фильтрующихся составов при ликвидации заколонных перетоков.
2. При закачке оторочки воды в газонасыщенный интервал необходимо предусмотреть:
- предварительную гидрофобизацию и крепление призабойной зоны газонасыщенного интервала;
- загущение первых 100-200 м3 буферной воды закачиваемой в газонасыщенный пласт;
- между порциями воды 30-50 м3 закачивать 5-10 м3 раствора гидрофобизатора;
- предварительная закачка гидрофобизаторов перед созданием изоляционного экрана.
3. Проведение предварительных работ по креплению призабойной зоны нефтенасыщенного интервала с предварительной намывкой пропанта в образовавшиеся каверны.
4. Обязательное применение пакерующих устройств при проведении кислотных обработок и закачке изоляционных составов через спецотверстия.
5. Применение изолирующих составов на неводной основе для уменьшения размыва пластов.
6. Реализация технологии создания изоляционных экранов в источниках водо- газоперетоков, в т.ч. сложных экранов через 2-3 интервала спецперфорации.
7. Привлечение средств математического моделирования при проектировании технологии РИР.
8. Устанавливать изоляционные экраны до освоения скважины, как в водонасыщенной, так и в газонысыщенной зонах, через спецотверстия до перфорации основного нефтенасыщенного пласта.
Меняющаяся рыночная конъюнктура требуют от сервисных компаний инновационных подходов, дальнейшего совершенствования технологий и материалов цементирования скважин, ремонтно-изоляционных работ. Особую напряженность нефтесервисному рынку создает резкое снижение доходности нефтедобывающих компаний, за которым следует падение спроса на бурильные и тампонажные работы при параллельном усилении конкурентной борьбы в малобюджетных сегментах, связанных с капитальным ремонтом скважин. В такой ситуации одним из важнейших конкурентных преимуществ, кроме цены, становится способность к быстрой и эффективной модернизации стандартных технологий; ставка на подходы, гарантирующие качество сервисных работ в любых геологических и климатических условиях.
Автор: Константин Литвиненко, Олег Никитин
