"Лучше гор могут быть только горы, на которых еще не бывал"
Моменты борьбы за технологический прогресс в заканчивании скважин
В данном очерке мне хочется коротко рассказать о самой непростой поре творческих поисков Юрия Цырина и его коллег по ВНИИ буровой техники в содружестве с Геннадием Проводниковым. Это была напряженная работа по созданию новых технико-технологических комплексов для повышения эффективности заканчивания скважин. Но, прежде чем затрону непосредственно сургутские дела, мне понадобится несколько пространное, но, уверен, не лишнее вступление.
Юрий Цырин нередко вспоминает дела, которыми жил десятки лет в родной нефтяной отрасли, вспоминает поиски, ошибки, нелегкие успехи… И глубоко понимает, что не имел бы счастливых моментов признания каких-то своих заслуг в науке и изобретательстве, не будь у него замечательных учителей. В одном из его стихотворений, которые он попутно писал всю жизнь по велению души, есть такие строки:
Юрий Цырин нередко вспоминает дела, которыми жил десятки лет в родной нефтяной отрасли, вспоминает поиски, ошибки, нелегкие успехи… И глубоко понимает, что не имел бы счастливых моментов признания каких-то своих заслуг в науке и изобретательстве, не будь у него замечательных учителей. В одном из его стихотворений, которые он попутно писал всю жизнь по велению души, есть такие строки:
|
Не знаю, что сумею – не сумею,
Но верным быть учителям смогу! |
Среди тех, кто сыграли принципиальную роль в становлении и совершенствовании Юрия как работника науки, был Яков Аронович Гельфгат, хотя не являлся официальным научным руководителем ни диссертационной работы Юрия, ни его, с коллегами, разработок по научной тематике ВНИИ буровой техники. Юрию посчастливилось многие годы ощущать мощное влияние личности этого МАСТЕРА: его неравнодушие и высочайшую требовательность к себе в любом большом или малом деле, которое он взял в свои руки, его блистательное владение логикой и профессией, его неукротимое упорство в отстаивании своих идей при неизменных корректности и внешнем спокойствии, его чуткое, дружеское внимание, мудрые, но всегда ненавязчивые советы и рекомендации, даримые многим и многим людям...
С первой половины тридцатых до первой половины девяностых годов прошлого столетия Я.А.Гельфгат увлеченно, с неизменным упорством и оптимизмом, трудился на благо нефтяной и газовой промышленности в Азербайджане и России, в Украине и Казахстане, в Узбекистане и Киргизии, за рубежами бывшего Советского Союза.
Став опытнейшим специалистом, он многие годы руководил отделом технологии бурения скважин ВНИИ буровой техники. Юрий вспоминает, что, когда был еще молодым, все корифеи буровой науки в институте посвящали себя созданию новых технических средств, и только Яков Аронович вел отчаянную борьбу за то, чтобы любой значительный шаг для совершенствования буровых работ начинался с создания всесторонне продуманной технологической концепции. Казалось бы, даже с обывательской точки зрения эта позиция ясна. К примеру, не следует сколачивать шкаф, не уточнив тщательно вначале, какой комплекс функциональных свойств ему необходим. Но, к сожалению, ученые-буровики иногда забывали в азарте самоутверждения такой принцип и затем добирались до рациональных технологических результатов мучительными путями проб и ошибок. А то и не добирались. Яков Аронович вел и вел свою борьбу на ученых советах, на совещаниях, в журналах и, конечно, на буровых…
...Когда в середине 90-х годов директор ВНИИ буровой техники вдруг отметил, что "Цырин у нас – настоящий ученый", Юрий воспринял эти слова с волнением и признательностью. Прекрасно понимал, что они говорят вовсе не о каком-то особом его вкладе в науку. Юрий считает очевидной скромность этого вклада. Но те слова отразили его нравственное поведение в отраслевой науке того времени, когда в ней началось разобщение человеческих пластов – психоз сепаратных коммерческих изысков взамен дружного поиска путей к наиболее весомым творческим прорывам. Он неколебимо и с полной ответственностью продолжал жить только в сфере решения комплексных научно-технических проблем и стремился по мере сил увлечь коллег из родственных лабораторий делами в этой сфере. Юрий уверен, что именно в таком смысле оценил его деятельность директор института. И утверждает, что это его поведение – несомненный итог многолетнего нравственного влияния Якова Ароновича, а также – подчеркивает с глубочайшей благодарностью – пристального, отеческого внимания этого человека именно к делам Юрия и его соратников в науке.
В конце 80-х годов, когда Юрий был уже опытным специалистом и руководил довольно крупным научным подразделением, Яков Аронович предложил ему побеседовать с глазу на глаз. В этой незабываемой и, как полюбили говорить в горбачевские времена, судьбоносной для Юрия беседе он услышал приблизительно следующее:
- Юрий Завельевич, вам с коллегами удалось создать в стране эффективное научно-техническое направление – крепление скважин с применением заколонных проходных пакеров. При этом технологичность и функциональные возможности пакерующих устройств шаг за шагом развиваются. Это – серьезная заслуга вашего дружного коллектива. Но у меня создается ощущение, что в своей увлеченности совершенствованием пакеров вы сузили горизонты своих творческих поисков.
Заколонный пакер – это, бесспорно, прекрасное техническое средство. Но попробуйте взглянуть на проблему заканчивания скважин шире, в аспекте всего комплекса технологических задач. Ведь, при рациональном решении проблемы заканчивания скважин в целом должны быть с высокой технологичностью обеспечены не просто качественная изоляция эксплуатационных объектов в скважинах любого типа, но и надежное сохранение коллекторских свойств этих объектов, и рациональный отбор нефти из продуктивной зоны горизонтальных скважин, и охрана недр в сложных геолого-технических условиях...
Настоятельно советую вам задуматься о новых высокотехнологичных способах разобщения пластов на стадии заканчивания скважин с учетом всех технологических потребностей и при этом стремиться к комплексному сочетанию новых технологических приемов, технических средств и изоляционных материалов. У вашего коллектива, несомненно, есть силы для такого, комплексного подхода к совершенствованию заканчивания скважин, и это стало бы качественно новым уровнем эффективности разработок. А заколонные пакеры, конечно, заняли бы достойное место в разрабатываемых технико-технологических комплексах.
После этой беседы Юрий буквально потерял покой. Говоря коротко, из искры, которую высек в его сознании Яков Аронович, возгорелось пламя. Старался, чтобы все дальнейшие разработки "пакерщиков" стали базироваться на широком осмыслении проблемы заканчивания скважин и, соответственно, выработке своей технологической концепции.
В результате 90-е годы стали для него и его коллег поистине кульминацией творческих поисков. Эти поиски были довольно смелыми, а потому и рискованными, принесли им немало разочарований, жесткой критики но, к счастью, и некоторые очевидные успехи. Кое-что из созданного и сегодня используется к промышленной практике, другое нуждается в дальнейшей ювелирной отработке, но все это является честными и упорными попытками значительных творческих прорывов – а разве такое не заслуживает искреннего уважения? Уверен, все это было не зря и еще прямо или косвенно послужит качественному строительству скважин.
...А Яков Аронович внезапно ушел из жизни в 2006 году.
***
...Во ВНИИ буровой техники в конце 80-х годов прошлого века была создана удивительная смесь для изоляции пластов. Она творила истинное чудо в скважине: сама "находила" водоносные отложения, вплоть до самых тонких пропластков, проникала в них и буквально через несколько минут надежно закупоривала их пористое пространство. Но дело не только в этом. Нефтеносные отложения она сберегала в их первозданности, не нанося их проницаемости никакого ущерба. Такого практика еще не знала. Юрий с коллегами разработали высокотехнологичное специальное устройство (особую муфту ступенчатого цементирования), которое обеспечивало, чтобы в безостановочном, неразывном процессе цементирования скважины только эта смесь попадала в нижнюю, продуктивную зону, а обычный цементный раствор использовался выше, а значит, никак не мог повредить нефтеносным коллекторам. Когда новый технико-технологический комплекс был применен в нескольких скважинах, они, вопреки твердому скепсису геологов бурового предприятия, дали безводную нефть. Это было воспринято как фокус. "Такого просто не может быть – ведь водоносные пласты залегают буквально рядом с нефтеносными!" – недоумевали геологи. Тем не менее – это случилось!
Однако радоваться разработчикам не пришлось. Предприятие, которое цементировало скважины, – тампонажное управление – стало твердо протестовать против дальнейшего применения новинки. И весьма обоснованно. Оно могло вскоре лишиться работоспособных цементировочных агрегатов – и тогда произошел бы провал в строительстве скважин.
Дело было в том, что новая смесь для изоляции пластов прилипала к металлическим поверхностям, создавая водостойкое пленочное покрытие в насосах цементировочных агрегатов. На основе лабораторных опытов разработчики полагали, что прокачкой порции нефти этими насосами удастся удалить из них все остатки новой, удивительной смеси. Но не тут-то было – очистить насосы полностью, как после обычного цементного раствора, не удавалось, а значит, провоцировался их выход из строя. Лаборатория – одно, скважина – другое. И не только с насосами была проблема...
Не забывается Юрию грустная картина на одной из буровых. Машинист цементировочного агрегата, использованного для закачки в скважину новой смеси, остался на буровой площадке после работ по цементированию и около двух часов кропотливо старался очистить от прилипших остатков этой смеси баки агрегата. Юрий сидел возле будки бурового мастера и чувствовал себя преступником.
Буровики, конечно, народ грубоватый, но у них особая закалка – бесчисленными трудностями и непредвиденностями. Нет привычки впадать в панику или истерику, когда обрушиваются на них очередные сложности дела. Они просто должны решать свои проблемы – никто другой этого не сделает. Как-то один из них с заметной гордостью сказал Юрию:
- Знаешь, чем буровик отличается от эксплуатационника, обслуживающего действующую скважину? Тем, что для второго спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб самое трудное дело, а для буровика – самое плевое.
Нет, никто не оскорбил, не унизил Юрия, все разговоры были сугубо деловыми. Но разработке грозил крах...
Юрий, честно говоря, был растерян: расторжение договора с производственниками – это безденежье его лаборатории, не говоря уж о мощном ударе по репутации разработчиков. И такое произойдет после отчаянной творческой работы, после упорных и долгих надежд на победу... А особенно печальным было то, что необычные технологические свойства созданных специального устройства и материала гармонично соответствуют друг другу, то есть применить это устройство с другими известными разработчикам материалами для разобщения пластов невозможно. Значит, буквально вся идея разработки для повышения производительности скважин, как говорится, – коту под хвост...
Геннадий Борисович все это, конечно, понимал тоже... Юрий тогда не заметил его отчаянных и стремительных творческих поисков, его штурмовых лабораторных экспериментов по спасению их общей идеи – изолировать нефтеносный пласт практически без загрязнения его пористой среды... И однажды он сообщает Юрию: им получен другой изоляционный материал, который не будет загрязнять ни насосы, ни нефтеносные отложения – и при этом совместим с тем самым высокотехнологичным специальным устройством!
Это было "победным голом" Геннадия Борисовича! Такое могло оказаться под силу только ему – блистательному технологу и мыслителю... и верному другу.
Работа на скважинах продолжилась и уже не вызывала протестов.
Конечно, в жизни что-то находишь, а что-то теряешь. Новый материал имел один недостаток: не мог создавать закупорку внутри пористой среды водоносных отложений, подобно прежнему. Но это стало стимулом новых творческих поисков. Ведь в арсенале разработчиков уже были надежные, проверенные механические разобщители пластов. Значит, эти резервы должны быть направлены в бой...
Так начались и буквально захлестнули их вместе с Геннадием Борисовичем новые поиски. Границы этих поисков расширялись и расширялись, выйдя далеко за первоначально намеченные рубежи. Естественно, расширялась и когорта участников работы.
В итоге ВНИИ буровой техники в творческом содружестве с СургутНИПИнефтью создали несколько новых технико-технологических комплексов, каких еще не было в мировой практике.
***
С первой половины тридцатых до первой половины девяностых годов прошлого столетия Я.А.Гельфгат увлеченно, с неизменным упорством и оптимизмом, трудился на благо нефтяной и газовой промышленности в Азербайджане и России, в Украине и Казахстане, в Узбекистане и Киргизии, за рубежами бывшего Советского Союза.
Став опытнейшим специалистом, он многие годы руководил отделом технологии бурения скважин ВНИИ буровой техники. Юрий вспоминает, что, когда был еще молодым, все корифеи буровой науки в институте посвящали себя созданию новых технических средств, и только Яков Аронович вел отчаянную борьбу за то, чтобы любой значительный шаг для совершенствования буровых работ начинался с создания всесторонне продуманной технологической концепции. Казалось бы, даже с обывательской точки зрения эта позиция ясна. К примеру, не следует сколачивать шкаф, не уточнив тщательно вначале, какой комплекс функциональных свойств ему необходим. Но, к сожалению, ученые-буровики иногда забывали в азарте самоутверждения такой принцип и затем добирались до рациональных технологических результатов мучительными путями проб и ошибок. А то и не добирались. Яков Аронович вел и вел свою борьбу на ученых советах, на совещаниях, в журналах и, конечно, на буровых…
...Когда в середине 90-х годов директор ВНИИ буровой техники вдруг отметил, что "Цырин у нас – настоящий ученый", Юрий воспринял эти слова с волнением и признательностью. Прекрасно понимал, что они говорят вовсе не о каком-то особом его вкладе в науку. Юрий считает очевидной скромность этого вклада. Но те слова отразили его нравственное поведение в отраслевой науке того времени, когда в ней началось разобщение человеческих пластов – психоз сепаратных коммерческих изысков взамен дружного поиска путей к наиболее весомым творческим прорывам. Он неколебимо и с полной ответственностью продолжал жить только в сфере решения комплексных научно-технических проблем и стремился по мере сил увлечь коллег из родственных лабораторий делами в этой сфере. Юрий уверен, что именно в таком смысле оценил его деятельность директор института. И утверждает, что это его поведение – несомненный итог многолетнего нравственного влияния Якова Ароновича, а также – подчеркивает с глубочайшей благодарностью – пристального, отеческого внимания этого человека именно к делам Юрия и его соратников в науке.
В конце 80-х годов, когда Юрий был уже опытным специалистом и руководил довольно крупным научным подразделением, Яков Аронович предложил ему побеседовать с глазу на глаз. В этой незабываемой и, как полюбили говорить в горбачевские времена, судьбоносной для Юрия беседе он услышал приблизительно следующее:
- Юрий Завельевич, вам с коллегами удалось создать в стране эффективное научно-техническое направление – крепление скважин с применением заколонных проходных пакеров. При этом технологичность и функциональные возможности пакерующих устройств шаг за шагом развиваются. Это – серьезная заслуга вашего дружного коллектива. Но у меня создается ощущение, что в своей увлеченности совершенствованием пакеров вы сузили горизонты своих творческих поисков.
Заколонный пакер – это, бесспорно, прекрасное техническое средство. Но попробуйте взглянуть на проблему заканчивания скважин шире, в аспекте всего комплекса технологических задач. Ведь, при рациональном решении проблемы заканчивания скважин в целом должны быть с высокой технологичностью обеспечены не просто качественная изоляция эксплуатационных объектов в скважинах любого типа, но и надежное сохранение коллекторских свойств этих объектов, и рациональный отбор нефти из продуктивной зоны горизонтальных скважин, и охрана недр в сложных геолого-технических условиях...
Настоятельно советую вам задуматься о новых высокотехнологичных способах разобщения пластов на стадии заканчивания скважин с учетом всех технологических потребностей и при этом стремиться к комплексному сочетанию новых технологических приемов, технических средств и изоляционных материалов. У вашего коллектива, несомненно, есть силы для такого, комплексного подхода к совершенствованию заканчивания скважин, и это стало бы качественно новым уровнем эффективности разработок. А заколонные пакеры, конечно, заняли бы достойное место в разрабатываемых технико-технологических комплексах.
После этой беседы Юрий буквально потерял покой. Говоря коротко, из искры, которую высек в его сознании Яков Аронович, возгорелось пламя. Старался, чтобы все дальнейшие разработки "пакерщиков" стали базироваться на широком осмыслении проблемы заканчивания скважин и, соответственно, выработке своей технологической концепции.
В результате 90-е годы стали для него и его коллег поистине кульминацией творческих поисков. Эти поиски были довольно смелыми, а потому и рискованными, принесли им немало разочарований, жесткой критики но, к счастью, и некоторые очевидные успехи. Кое-что из созданного и сегодня используется к промышленной практике, другое нуждается в дальнейшей ювелирной отработке, но все это является честными и упорными попытками значительных творческих прорывов – а разве такое не заслуживает искреннего уважения? Уверен, все это было не зря и еще прямо или косвенно послужит качественному строительству скважин.
...А Яков Аронович внезапно ушел из жизни в 2006 году.
***
...Во ВНИИ буровой техники в конце 80-х годов прошлого века была создана удивительная смесь для изоляции пластов. Она творила истинное чудо в скважине: сама "находила" водоносные отложения, вплоть до самых тонких пропластков, проникала в них и буквально через несколько минут надежно закупоривала их пористое пространство. Но дело не только в этом. Нефтеносные отложения она сберегала в их первозданности, не нанося их проницаемости никакого ущерба. Такого практика еще не знала. Юрий с коллегами разработали высокотехнологичное специальное устройство (особую муфту ступенчатого цементирования), которое обеспечивало, чтобы в безостановочном, неразывном процессе цементирования скважины только эта смесь попадала в нижнюю, продуктивную зону, а обычный цементный раствор использовался выше, а значит, никак не мог повредить нефтеносным коллекторам. Когда новый технико-технологический комплекс был применен в нескольких скважинах, они, вопреки твердому скепсису геологов бурового предприятия, дали безводную нефть. Это было воспринято как фокус. "Такого просто не может быть – ведь водоносные пласты залегают буквально рядом с нефтеносными!" – недоумевали геологи. Тем не менее – это случилось!
Однако радоваться разработчикам не пришлось. Предприятие, которое цементировало скважины, – тампонажное управление – стало твердо протестовать против дальнейшего применения новинки. И весьма обоснованно. Оно могло вскоре лишиться работоспособных цементировочных агрегатов – и тогда произошел бы провал в строительстве скважин.
Дело было в том, что новая смесь для изоляции пластов прилипала к металлическим поверхностям, создавая водостойкое пленочное покрытие в насосах цементировочных агрегатов. На основе лабораторных опытов разработчики полагали, что прокачкой порции нефти этими насосами удастся удалить из них все остатки новой, удивительной смеси. Но не тут-то было – очистить насосы полностью, как после обычного цементного раствора, не удавалось, а значит, провоцировался их выход из строя. Лаборатория – одно, скважина – другое. И не только с насосами была проблема...
Не забывается Юрию грустная картина на одной из буровых. Машинист цементировочного агрегата, использованного для закачки в скважину новой смеси, остался на буровой площадке после работ по цементированию и около двух часов кропотливо старался очистить от прилипших остатков этой смеси баки агрегата. Юрий сидел возле будки бурового мастера и чувствовал себя преступником.
Буровики, конечно, народ грубоватый, но у них особая закалка – бесчисленными трудностями и непредвиденностями. Нет привычки впадать в панику или истерику, когда обрушиваются на них очередные сложности дела. Они просто должны решать свои проблемы – никто другой этого не сделает. Как-то один из них с заметной гордостью сказал Юрию:
- Знаешь, чем буровик отличается от эксплуатационника, обслуживающего действующую скважину? Тем, что для второго спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб самое трудное дело, а для буровика – самое плевое.
Нет, никто не оскорбил, не унизил Юрия, все разговоры были сугубо деловыми. Но разработке грозил крах...
Юрий, честно говоря, был растерян: расторжение договора с производственниками – это безденежье его лаборатории, не говоря уж о мощном ударе по репутации разработчиков. И такое произойдет после отчаянной творческой работы, после упорных и долгих надежд на победу... А особенно печальным было то, что необычные технологические свойства созданных специального устройства и материала гармонично соответствуют друг другу, то есть применить это устройство с другими известными разработчикам материалами для разобщения пластов невозможно. Значит, буквально вся идея разработки для повышения производительности скважин, как говорится, – коту под хвост...
Геннадий Борисович все это, конечно, понимал тоже... Юрий тогда не заметил его отчаянных и стремительных творческих поисков, его штурмовых лабораторных экспериментов по спасению их общей идеи – изолировать нефтеносный пласт практически без загрязнения его пористой среды... И однажды он сообщает Юрию: им получен другой изоляционный материал, который не будет загрязнять ни насосы, ни нефтеносные отложения – и при этом совместим с тем самым высокотехнологичным специальным устройством!
Это было "победным голом" Геннадия Борисовича! Такое могло оказаться под силу только ему – блистательному технологу и мыслителю... и верному другу.
Работа на скважинах продолжилась и уже не вызывала протестов.
Конечно, в жизни что-то находишь, а что-то теряешь. Новый материал имел один недостаток: не мог создавать закупорку внутри пористой среды водоносных отложений, подобно прежнему. Но это стало стимулом новых творческих поисков. Ведь в арсенале разработчиков уже были надежные, проверенные механические разобщители пластов. Значит, эти резервы должны быть направлены в бой...
Так начались и буквально захлестнули их вместе с Геннадием Борисовичем новые поиски. Границы этих поисков расширялись и расширялись, выйдя далеко за первоначально намеченные рубежи. Естественно, расширялась и когорта участников работы.
В итоге ВНИИ буровой техники в творческом содружестве с СургутНИПИнефтью создали несколько новых технико-технологических комплексов, каких еще не было в мировой практике.
***
|
Чтобы моя информация выглядела не слишком абстрактной, позволю себе перечислить для читателей, которым это может оказаться интересным, те основные комплексные объекты, что стремились они создать для отрасли в 90-е годы:
· высокотехнологичные способы ступенчатого и манжетного цементирования скважин, не требующие для своей реализации специальных свойств тампонажных смесей; · высокотехнологичный способ селективно-манжетного цементирования, обеспечивающий создание цементного кольца во всем объеме заколонного пространства скважины, кроме зоны пласта-эксплуатационного объекта, заполняемой спецжидкостью КПС; · технико-технологический комплекс для избирательного и регулируемого разобщения продуктивной зоны горизонтальных скважин, цементируемых манжетным способом над этой зоной, - комплекс, обеспечивающий создание ремонтопригодной и технологически управляемой крепи в горизонтальной (нецементируемой) части ствола; · высокотехнологичный способ манжетно-ступенчатого цементирования скважин на контактные водонефтяные залежи, обеспечивающий заполнение порового пространства водоносных отложений в прискважинной зоне гелеобразующим изоляционным материалом. |
Производство всех устройств, необходимых для осуществления созданных комплексов, освоил Рязанский завод "Тяжпрессмаш" на основе конструкторских разработок ВНИИ буровой техники. Юрий Цырин неизменно вспоминает с глубокой признательностью усилия завода, руководимого энтузиастом технического прогресса Алексеем Михайловичем Володиным, по освоению производства этих технических средств и обеспечению высокого качества их изготовления.
Выставка продукции завода «Тяжпресмаш». На переднем плане заведующий лабораторией ВНИИБТ С.С. Янкулев – один из ведущих разработчиков устройств для новых технико-технологических комплексов.
|
В чем же заключалась идеология упомянутых выше поисков, а точнее, их единая методологическая основа? В качестве этой основы была сохранена уже использованная в описанном выше случае применения удивительной тампонажной смеси концепция избирательного метода изоляции пластов. Избирательным разработчики назвали такой метод изоляции пластов при креплении скважины, когда к ее разным зонам подбираются оптимальные технологические приемы, органически входящие в единый технологический процесс.
Прежде всего, они предположили и затем доказали, что пакеры не только создают высокопрочные герметичные перемычки между пластами, но и могут положительно влиять на герметизирующую способность цементного кольца в прилегающих зонах (особенно в наклонных скважинах). Тут уже "виновниками торжества" становятся физико-химические процессы. В частности, очень наглядный результат дали простые эксперименты с наклонными стеклянными трубками, закрытыми снизу пробкой и заполненными цементным раствором. Можно было увидеть, как происходит очень медленное осаждение твердой фазы – частиц цемента (седиментация). Естественно, при этом твердая фаза уплотняется в некоторой зоне над пробкой. Но при осаждении |
цементных частиц должна куда-то деваться вытесняемая вода. И она устремляется снизу вверх, промывая себе дорогу вдоль самой верхней части стенки трубки. Это вполне понятно: ведь осаждение происходит под действием гравитации, а поэтому у верхней части стенки располагается самая разуплотненная часть цементного раствора. И вот текут такие "ручейки" снизу вверх, а в это же время происходит процесс схватывания раствора. В итоге раствор теряет подвижность – и исчезает возможность "залечиться" этим "ручейкам". А ведь в скважине они становятся каналами для заколонных перетоков пластовых жидкостей. Но, к счастью, в некоторой зоне непосредственно над пробкой – а в скважине над пакером – они образоваться не могут: эта зона полностью заполняется уплотненным цементным раствором, вытеснившим избыточную воду. Русла "ручейков" возникают и фиксируются при схватывании цементного раствора только выше этой зоны. Значит, пакер способен создавать над собой в некотором интервале надежного "дублера" из бездефектного цементного кольца повышенной плотности и прочности. Геофизики подтвердили такой эффект и показали, что длина этого "дублера" в скважине составляет несколько метров.
***
Затем ученые, не умаляя значение сделанного ранее, сосредоточились на новом технологическом направлении. Его сущность – высокотехнологичная реализация потенциальной продуктивности скважин при их заканчивании на основе комплекса УНИВЕРСАЛЬНЫХ технических средств – заколонных пакеров и цементировочных муфт, не требующих никакого разбуривания своих внутренних элементов и обеспечивающих:
- стабильное качественное разобщение продуктивного пласта от других пластов;
- предотвращение практически значимого ухудшения коллекторских свойств продуктивного пласта в прискважинной зоне.
Говоря другими словами, это высокотехнологичные способы ступенчатого, манжетного цементирования и радикально новый в мировой практике способ селективно-манжетного цементирования. Разработанные для осуществления этих способов пакеры и муфты имели высший в мире уровень эксплуатационной технологичности. Неразбуриваемых цементировочных муфт в зарубежной практике не было вообще. Не было там и заколонных проходных пакеров, приводимых в действие совершенно автономно, вне зависимости от особенностей процесса цементирования скважины.
Высокотехнологичные методы ступенчатого и манжетного цементирования потихоньку приживались в практике "Сургутнефтегаза" и показывали несомненную эффективность. Но, конечно, не всё получалось гладко в этих опытно-промышленных работах – и разработчики всеми силами старались устранять свои недочеты. А бывает ли иначе? Так могут думать только те, кто наблюдают научно-технический прогресс со стороны, не касаясь его ни умом, ни сердцем, ни твердой волей к совершенству создаваемых объектов.
А теперь я хочу немного рассказать о следующем шаге – селективно-манжетном цементировании.
Началось бурение скважин на Восточно-Еловом месторождении. Скважины особо глубокие, более 3-х километров, значит, особо дорогие. Ну, а продуктивный пласт низкопроницаемый, причем и сверху, и снизу – водоносные отложения. Дебиты скважин очень низкие – не более 4 – 5 тонн в сутки. Низкопроницаемые пласты особенно чувствительны к загрязняющему воздействию тампонажного раствора. Ступенчатое цементирование в этом случае не способно обеспечить значительного эффекта, хотя и позволяет уменьшить давление на пласт, когда в его зоне расположили тампонажный раствор. А манжетное цементирование – только выше продуктивного пласта – невозможно, поскольку этот пласт не будет разобщен от нижней воды. Тут настала пора показать свои возможности селективно-манжетному цементированию, которое только-только было подготовлено для промышленных испытаний. Им обеспечивается заполнение тампонажным раствором всего заколонного пространства, кроме зоны продуктивного пласта.
***
Затем ученые, не умаляя значение сделанного ранее, сосредоточились на новом технологическом направлении. Его сущность – высокотехнологичная реализация потенциальной продуктивности скважин при их заканчивании на основе комплекса УНИВЕРСАЛЬНЫХ технических средств – заколонных пакеров и цементировочных муфт, не требующих никакого разбуривания своих внутренних элементов и обеспечивающих:
- стабильное качественное разобщение продуктивного пласта от других пластов;
- предотвращение практически значимого ухудшения коллекторских свойств продуктивного пласта в прискважинной зоне.
Говоря другими словами, это высокотехнологичные способы ступенчатого, манжетного цементирования и радикально новый в мировой практике способ селективно-манжетного цементирования. Разработанные для осуществления этих способов пакеры и муфты имели высший в мире уровень эксплуатационной технологичности. Неразбуриваемых цементировочных муфт в зарубежной практике не было вообще. Не было там и заколонных проходных пакеров, приводимых в действие совершенно автономно, вне зависимости от особенностей процесса цементирования скважины.
Высокотехнологичные методы ступенчатого и манжетного цементирования потихоньку приживались в практике "Сургутнефтегаза" и показывали несомненную эффективность. Но, конечно, не всё получалось гладко в этих опытно-промышленных работах – и разработчики всеми силами старались устранять свои недочеты. А бывает ли иначе? Так могут думать только те, кто наблюдают научно-технический прогресс со стороны, не касаясь его ни умом, ни сердцем, ни твердой волей к совершенству создаваемых объектов.
А теперь я хочу немного рассказать о следующем шаге – селективно-манжетном цементировании.
Началось бурение скважин на Восточно-Еловом месторождении. Скважины особо глубокие, более 3-х километров, значит, особо дорогие. Ну, а продуктивный пласт низкопроницаемый, причем и сверху, и снизу – водоносные отложения. Дебиты скважин очень низкие – не более 4 – 5 тонн в сутки. Низкопроницаемые пласты особенно чувствительны к загрязняющему воздействию тампонажного раствора. Ступенчатое цементирование в этом случае не способно обеспечить значительного эффекта, хотя и позволяет уменьшить давление на пласт, когда в его зоне расположили тампонажный раствор. А манжетное цементирование – только выше продуктивного пласта – невозможно, поскольку этот пласт не будет разобщен от нижней воды. Тут настала пора показать свои возможности селективно-манжетному цементированию, которое только-только было подготовлено для промышленных испытаний. Им обеспечивается заполнение тампонажным раствором всего заколонного пространства, кроме зоны продуктивного пласта.
На таких буровых испытывались технологические комплексы, созданные совместно ВНИИ буровой техники и СургутНИПИнефтью.
|
И испытания начались. Это была на то время абсолютно беспрецедентная работа. С каким волнением участники испытаний ждали необходимых сигналов об успешности технологического процесса: заданных всплесков и падения рабочего давления, наличия циркуляции жидкости в скважине! С не меньшим волнением брали они в руки диаграммы цементометрии, вручаемые им геофизиками. И какую радость дарили им эти цементограммы! Вся скважина была прекрасно зацементирована, и только в зоне пласта – эксплуатационного объекта за обсадной колонной не было тампонажного раствора. Пласт не имел с ним даже кратковременного контакта, а давление вышерасположенного столба этого раствора принимал на себя заколонный пакер, установленный непосредственно над этим пластом. Более того: в зоне пласта для улучшения его коллекторских свойств размещался разработанный Геннадием Проводниковым кислотный раствор КПС.
Но волнения заканчивались позднее. Ведь главное – конечный итог: каков будет дебит скважины, насколько производительнее станет это техническое сооружение. А дебит достиг 15 – 20 тонн в сутки – стал, по меньшей мере, в три – четыре раза больше, чем в обычных соседних скважинах. Это была победа! По существу, это обеспечивало рентабельность буровых работ на месторождении. *** Несомненно, наиболее сложными и волнующими были промышленные испытания разработанного во ВНИИ буровой техники технико-технологического комплекса для избирательного и регулируемого разобщения продуктивной зоны горизонтальных скважин, цементируемых манжетным способом над этой зоной. Разработка была осуществлена лабораториями института, руководимыми Юрием Завельевичем Цыриным и Владимиром Ивановичем Ванифатьевым. |
Зачем понадобился такой комплекс?
На Федоровском месторождении "Сургутнефтегаза" геологические условия обусловили массовое строительство скважин с горизонтальным окончанием ствола длиной 500 и более метров. На этом месторождении нефтяной пласт заключен между обширной газовой шапкой и подстилающей подошвенной водой и имеет среднюю толщину лишь около шести метров. Традиционное заканчивание скважин с применением только манжетного цементирования над горизонтальным участком ствола (через пакер-муфту) здесь оказалось недостаточно эффективным, ввиду ряда специфических факторов:
- неоднородность нефтяной залежи по нефтенасыщенности;
- наличие в нефтяной залежи водонасыщенных интервалов;
- фактические отклонения горизонтального ствола от проектного профиля с приближением к газовой шапке и подошвенной воде и даже частичным попаданием в них.
Зачем понадобился такой комплекс?
На Федоровском месторождении "Сургутнефтегаза" геологические условия обусловили массовое строительство скважин с горизонтальным окончанием ствола длиной 500 и более метров. На этом месторождении нефтяной пласт заключен между обширной газовой шапкой и подстилающей подошвенной водой и имеет среднюю толщину лишь около шести метров. Традиционное заканчивание скважин с применением только манжетного цементирования над горизонтальным участком ствола (через пакер-муфту) здесь оказалось недостаточно эффективным, ввиду ряда специфических факторов:
- неоднородность нефтяной залежи по нефтенасыщенности;
- наличие в нефтяной залежи водонасыщенных интервалов;
- фактические отклонения горизонтального ствола от проектного профиля с приближением к газовой шапке и подошвенной воде и даже частичным попаданием в них.
На Федоровском месторождении "Сургутнефтегаза" геологические условия обусловили массовое строительство скважин с горизонтальным окончанием ствола длиной 500 и более метров. На этом месторождении нефтяной пласт заключен между обширной газовой шапкой и подстилающей подошвенной водой и имеет среднюю толщину лишь около шести метров. Традиционное заканчивание скважин с применением только манжетного цементирования над горизонтальным участком ствола (через пакер-муфту) здесь оказалось недостаточно эффективным, ввиду ряда специфических факторов:
- неоднородность нефтяной залежи по нефтенасыщенности;
- наличие в нефтяной залежи водонасыщенных интервалов;
- фактические отклонения горизонтального ствола от проектного профиля с приближением к газовой шапке и подошвенной воде и даже частичным попаданием в них.
Зачем понадобился такой комплекс?
На Федоровском месторождении "Сургутнефтегаза" геологические условия обусловили массовое строительство скважин с горизонтальным окончанием ствола длиной 500 и более метров. На этом месторождении нефтяной пласт заключен между обширной газовой шапкой и подстилающей подошвенной водой и имеет среднюю толщину лишь около шести метров. Традиционное заканчивание скважин с применением только манжетного цементирования над горизонтальным участком ствола (через пакер-муфту) здесь оказалось недостаточно эффективным, ввиду ряда специфических факторов:
- неоднородность нефтяной залежи по нефтенасыщенности;
- наличие в нефтяной залежи водонасыщенных интервалов;
- фактические отклонения горизонтального ствола от проектного профиля с приближением к газовой шапке и подошвенной воде и даже частичным попаданием в них.
Пакер ПДМ приводится в действие заданным повышением давления. Всё внимание – к манометру цементировочного агрегата.
|
Цементирование прошло нормально, но по его окончании, когда надо было выдержать в колонне контрольное повышенное давление, было отмечено, что оно самопроизвольно снижается. Видимо, не закрылись плотно цементировочные окна пакера ПДМ. Это, к сожалению, впоследствии "смазало" и контроль результатов открытия колонного фильтра. Пришлось окончательно подтверждать успешность этой операции на основе анализа конечного состояния управляющего устройства после извлечения его из скважины...
Немного позже в беседе с коллегами Юрий так говорил о выполненной работе: - Мы не фейерверк показывали, не фокус, а выполняли беспрецедентно сложную работу по заканчиванию горизонтальной скважины. Эта работа дала нам массу новой, подчас совершенно неожиданной информации, которая позволит в будущем применять наш комплекс без тех проблем, что мы имели при проведенных испытаниях. Испытания в целом, несомненно, были успешными. Они стали большим коллективным делом. Теперь то, что мы сделали, уходит в прошлое... Остается уважение к творчеству, и не только у |
разработчиков. Оно живет в душах и бурового мастера, и мастера освоения, и работников отдела по заканчиванию скважин, и, конечно, главного геолога нефтегазодобывающего управления... У всех нас возникли доброе взаимопонимание, общая болезнь за успех, хотя работа была очень непростой и, конечно, рискованной...
Дружеская встреча соратников. В гостях у А.А. Шамшурина (первый слева) Г.Б.Проводников, Ю.З.Цырин и С.С.Янкулев. (слева направо).
|
***
В течение последних 30-ти лет прошлого столетия заколонные пакеры и затем "примкнувшие к ним" цементировочные муфты конструкции ВНИИ буровой техники – эти высокотехнологичные технические средства – не только не отвергались, но и в ряде регионов были весьма серьезно востребованы. Например, многие сотни проходных пакеров применены в Пурпе, Ноябрьске и Муравленко, и производственники там реально отмечали эффективность этих устройств (Юрий был свидетелем этого, да и сам убеждался в их бесспорной эффективности, проводя собственные анализы промысловых данных). А разве можно отрицать эффект пакерно-муфтовых технологий на Восточно-Еловом месторождении "Сургутнефтегаза", где скважины бурились на низкопроницемые продуктивные пласты и где данные технологии обеспечили повышение удельного дебита скважин в несколько раз. |
Почему именно эти технологии, а не другие, принимались длительное время? Потому что они соответствовали экономическим условиям отрасли своего времени. Нефть была существенно дешевле, а процесс проводки скважины существенно более трудоемким и дорогим, чем сегодня. В тех условиях перед разработчиками стояла очень четкая задача: положительно повлиять на производительность скважин практически без удорожания буровых работ. И они, достигая значительного повышения качества скважин, ограничили удорожание бурения лишь "копеечной" стоимостью пакеров и муфт. Тогда не было альтернативных методов, которые могли обеспечить аналогичные положительные эффекты столь же дешево. Например, затраты на установку заколонного пакера составляли не более 1% от цены скважины.
Сегодня с помощью более дорогих методов – ГРП и проводки дополнительных, боковых стволов (с использованием американской техники и технологии) – достигаются, видимо, более серьезные эффекты, чем обеспечивали пакерно-муфтовые технологии, и именно на них переориентировалось основное внимание «Сургутнефтегаза». Но теперь увеличение затрат на заканчивание скважин находится в ином соотношении с затратами на проходку и с ценой нефти – возникла иная гармония.
Не исключено, что могут возникнуть иные сочетания геологических, технических и экономических обстоятельств, которые будут стимулировать некоторый, частичный возврат сургутян и к пакерно-муфтовым технологиям... Мы с Юрием беседовали по этому поводу, и он сказал:
- Я, конечно, не сомневаюсь в эффективности широкого применения гидроразрыва пласта (ГРП) по зарубежной технологии. Это весьма рациональный способ повышения качества вскрытия продуктивного пласта в скважинах. Однако правильно ли, что для сургутян это сегодня некий вездеход в заканчивании скважин? Бесспорно, что по улицам Сургута лучше ездить не на вездеходе, хотя, конечно, и на нем проедешь. Говоря другими словами, думаю, что в каких-то случаях при заканчивании скважин «стреляют из пушки по воробьям». А нужно ли это? Полагаю, что в многообразных геолого-технических условиях было бы правильнее не упускать из виду весь известный арсенал средств. Жаль, что, сургутяне в сегодняшнем пристрастии к ГРП подзабыли, например, о предложенном ВНИИБТ в 1990-е годы весьма недорогом и высокотехнологичном способе ступенчатого цементирования с малой высотой подъема тампонажного раствора на первой ступени (на основе применения проходной цементировочной муфты). Таким цементированием (особенно при установке проходного заколонного пакера над нефтеносными отложениями) обеспечивается резкое уменьшение репрессии на продуктивный пласт, а значит сохранение его коллекторских свойств в прискважинной зоне. Естественно, это способствует повышению дебита нефти, что было убедительно доказано на практике, особенно применительно к низкопроницаемым продуктивным объектам. Надо иметь в виду также, что благодаря этому способу может достигаться проектная высота подъема тампонажного раствора за колонной... А еще повышается качество разобщения пластов в продуктивной зоне.
- Почему же повышается качество разобщения? – заинтересовался я.
Мой вопрос заметно воодушевил Юрия – похоже, я коснулся его соображений, высказать которые ему очень важно. Он доверительно улыбнулся и охотно стал отвечать:
- Во-первых, в эту зону скважины поступает только та тампонажная смесь, которая предназначена специально для размещения ней и имеет наиболее высокие технологические свойства. Значит, исключено загрязнение этой зоны прокачиваемой через нее вверх менее качественной тампонажной смесью. А во-вторых, продуктивная зона скважины очищается буферной жидкостью непосредственно перед размещением в ней «своей» тампонажной смеси. Ну, может ли что-то быть правильней?!
Немного помолчав в задумчивости, он продолжил:
- Не сомневаюсь, что сургутянам следовало бы иметь в виду опыт применения высокотехнологичного способа ступенчатого цементирования с малой высотой подъема цементного раствора на первой ступени, – способа, который положительно зарекомендовал себя в 90-е годы прошлого столетия. Уверен, что этот способ цементирования, в частности, повысит эффективность строительства многих нагнетательных скважин. Почему я о них вспомнил? Ведь в начале эксплуатации они в основном используются как добывающие, а ГРП в них не производится. И к подъему цемента там требование особое...
____________
Ну, а в целом – слава научно-техническому прогрессу! Его нельзя подчинять амбициям и капризам. Есть такое счастье – честно послужить ему на каком-то этапе. А еще большее счастье – видеть, что он никогда не останавливается. Так уж устроено человечество. Мы помним мудрые слова Владимира Высоцкого: "Лучше гор могут быть только горы, на которых еще не бывал".
Сегодня с помощью более дорогих методов – ГРП и проводки дополнительных, боковых стволов (с использованием американской техники и технологии) – достигаются, видимо, более серьезные эффекты, чем обеспечивали пакерно-муфтовые технологии, и именно на них переориентировалось основное внимание «Сургутнефтегаза». Но теперь увеличение затрат на заканчивание скважин находится в ином соотношении с затратами на проходку и с ценой нефти – возникла иная гармония.
Не исключено, что могут возникнуть иные сочетания геологических, технических и экономических обстоятельств, которые будут стимулировать некоторый, частичный возврат сургутян и к пакерно-муфтовым технологиям... Мы с Юрием беседовали по этому поводу, и он сказал:
- Я, конечно, не сомневаюсь в эффективности широкого применения гидроразрыва пласта (ГРП) по зарубежной технологии. Это весьма рациональный способ повышения качества вскрытия продуктивного пласта в скважинах. Однако правильно ли, что для сургутян это сегодня некий вездеход в заканчивании скважин? Бесспорно, что по улицам Сургута лучше ездить не на вездеходе, хотя, конечно, и на нем проедешь. Говоря другими словами, думаю, что в каких-то случаях при заканчивании скважин «стреляют из пушки по воробьям». А нужно ли это? Полагаю, что в многообразных геолого-технических условиях было бы правильнее не упускать из виду весь известный арсенал средств. Жаль, что, сургутяне в сегодняшнем пристрастии к ГРП подзабыли, например, о предложенном ВНИИБТ в 1990-е годы весьма недорогом и высокотехнологичном способе ступенчатого цементирования с малой высотой подъема тампонажного раствора на первой ступени (на основе применения проходной цементировочной муфты). Таким цементированием (особенно при установке проходного заколонного пакера над нефтеносными отложениями) обеспечивается резкое уменьшение репрессии на продуктивный пласт, а значит сохранение его коллекторских свойств в прискважинной зоне. Естественно, это способствует повышению дебита нефти, что было убедительно доказано на практике, особенно применительно к низкопроницаемым продуктивным объектам. Надо иметь в виду также, что благодаря этому способу может достигаться проектная высота подъема тампонажного раствора за колонной... А еще повышается качество разобщения пластов в продуктивной зоне.
- Почему же повышается качество разобщения? – заинтересовался я.
Мой вопрос заметно воодушевил Юрия – похоже, я коснулся его соображений, высказать которые ему очень важно. Он доверительно улыбнулся и охотно стал отвечать:
- Во-первых, в эту зону скважины поступает только та тампонажная смесь, которая предназначена специально для размещения ней и имеет наиболее высокие технологические свойства. Значит, исключено загрязнение этой зоны прокачиваемой через нее вверх менее качественной тампонажной смесью. А во-вторых, продуктивная зона скважины очищается буферной жидкостью непосредственно перед размещением в ней «своей» тампонажной смеси. Ну, может ли что-то быть правильней?!
Немного помолчав в задумчивости, он продолжил:
- Не сомневаюсь, что сургутянам следовало бы иметь в виду опыт применения высокотехнологичного способа ступенчатого цементирования с малой высотой подъема цементного раствора на первой ступени, – способа, который положительно зарекомендовал себя в 90-е годы прошлого столетия. Уверен, что этот способ цементирования, в частности, повысит эффективность строительства многих нагнетательных скважин. Почему я о них вспомнил? Ведь в начале эксплуатации они в основном используются как добывающие, а ГРП в них не производится. И к подъему цемента там требование особое...
____________
Ну, а в целом – слава научно-техническому прогрессу! Его нельзя подчинять амбициям и капризам. Есть такое счастье – честно послужить ему на каком-то этапе. А еще большее счастье – видеть, что он никогда не останавливается. Так уж устроено человечество. Мы помним мудрые слова Владимира Высоцкого: "Лучше гор могут быть только горы, на которых еще не бывал".