СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ПЕРФЕРАЦИОННОЙ РАБОТЫ

IMPROVING THE EFFICIENCY OF PERFECTION WORK

Raidan Abdan

2еd year student, Oil and Gas Institute named after M.S. Gutserieva, Udmurt State University,

Russia, Izhevsk

АННОТАЦИЯ

Данная статья посвящена совершенствованию эффективности проведения перферационной работы. Ни для кого не секрет, что применение перфорационных работ на месторождениях само по себе несет экономическую эффективность. Обеспечивается это тем, что при сокращении затрат на бурение и заканчивание, объемы добычи возрастают. В связи с этим для технико-экономической эффективности применения технологии перфорационного бурения, сравним рассмотренный способ строительства многоствольных скважин (Перфобур), с традиционным способом, где в качестве вторичного вскрытия используется кумулятивная перфорация.

ABSTRACT

This article is devoted to improving the effectiveness of perforation work. It’s not a secret to anyone that the use of perforation work in the fields itself is cost-effective. This is ensured by the fact that with a decrease in drilling and completion costs, production volumes increase. In this regard, for the technical and economic efficiency of the use of perforation drilling technology, we compare the considered construction method of multilateral wells (Perfobur) with the traditional method, where cumulative perforation is used as a secondary opening.

Ключевые слова: кумулятивная перфорация, цемент, заканчивание, строительство многоствольных скважин.

Keywords: cumulative perforation, cement, completion, construction of multilateral wells.

В связи с неуклонным снижением темпов добычи нефти в стране большое значение приобретают разработка и совершенствование методов и технических средств, позволяющих сократить затраты на разработку месторождений при одновременном увеличении эффективности притока нефти из пласта. Одним из них является разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многоствольными скважинами [1].

Методика бурения многоствольных скважин была разработана и успешно применена еще во времени Советского Союза. Главным разработчиком и автором идеи признан А. Григорян, который полагал, что намного продуктивнее разработка и увеличения проходок стволов при бурении скважин по разведанным потенциально богатым нефтью скважинам, чем бурение с поверхности огромного числа скважин в попытке попадания в полагаемую нефтеносной зону. Это положение справедливо: расходы на бурение первых многоствольных скважин превысили классические значения в 1,5 раз, однако дебит добываемой нефти оказался почти в 20 раз выше в сравнении с классическими скважинами.

В 1998 году экспертами ведущих мировых нефтяных компаний была принята единая классификация многоствольных скважин по функциональности и по сложности – TAML (Technology Advancement for Multi-Laterals). Согласно данной классификации, предусматривают разделение по шести группам: к 1-й и 2-й группе относят скважины, которые состоят из основного ствола и одного или же нескольких ответвлений. Эти ответвления пробурены в пределах единого продуктивного пласта; к подгруппам с 3-й по 6-ю относят скважины, имеющие набор боковых стволов, которые могут вскрыть различные продуктивные горизонты, разные точки сетки при разбуривании одного горизонта.

Технический метод повышение нефтотдачи, направлен восстановления низкодебитных и бездействующих скважин и вовлечение в разработку не дренируемых запасов[2, 3]. Проблемы разработки нефтяных и газовых месторождений в заключительной стадии разработки месторождения являются снижение энергетического потенциала (давление), вызывающее обводнение скважин, вынос механических примесей, моральный и физический износ промыслового оборудования, увеличение бездействующего и низко-дебитного фонда скважин [7, 8].

Таким образом с целью сокращения затрат вместо дополнительной, целесообразно строительство многоствольной скважины, с применением современных способов зарезки боковых стволов и вторичного вскрытия нефтяных пластов.

Доизвлечение остаточных запасов зарезкой боковых стволов, была основана на следующих положениях:

1. Проектный фонд скважин реализован полностью, поэтому бурение новых скважин невозможно, и с точки зрения экономистов невыгодно из-за больших капитальных затрат.
2. Данная технология направлена на увеличение перетоки нефти из залежи, повышение эффективности процессов воздействия на пласт, и на увеличение нефтеизвлечения из недр за счет увеличения площади дренирования, что позволяет отрабатывать остаточные запасы.

Анализ применяемых методов воздействия на пласт показывает, что наибольшую удельную эффективность демонстрирует мероприятия по вводу боковых стволов. С учетом выше сказанного, зарезка боковых стволов как технология доизвлечения остаточных запасов может оказаться эффективной технологии.

Зарезка боковых стволов технико-экономически превосходит бурению новых скважин за счёт меньшей стоимости реализации и последующей эксплуатации с использованием существующей системы сбора, транспорта, коммуникаций на месторождении, именно на период подающей стадии, где геолого-технические условия разработки ограничивают применение других технологий интенсификации нефтедобычи [10].

В настоящий момент наибольшее распространение получили методы забуривания бокового ствола из обсаженной эксплуатационной колонны вертикальных скважин:

• вырезка секции в обсадной колонне, с последующей врезкой бокового ствола;
• прорезка «окна» в обсадных колоннах с помощью вырезающих фрез от устанавливаемого клина-отклонителя с последующей зарезкой бокового ствола скважин от этого клина-отклонителя.

Проект рекомендует провести зарезки БС при помощи клина-отклонителя подтипа КФ, поскольку данный способ имеет несколько преимущества перед другими, основные из которых являются такие:

• высокая точность ориентировки за счёт того, что даётся уже установленное направление бурения при ориентированном клине-отклонителе;
• возможность использования метода роторного бурения;
• снижение числа СПО за счёт небольшого объёма фрезеруемого металла (при 1-м способе зарезки БС нам необходимо вырезать более 7 -8 метров обсадной колонны) [5];
• возможности одновременно вырезания нескольких колонн с любой их прочностью, и состояние закрепления.

Схема произведения ЗБС начинается с установки сочленения на рекомендованной глубине и при ориентировании окна по данным, полученным при гироскопических замерах и цементировании основной обсадной колонны. Далее пробуривают внутренний патрубок с цементным кольцом и устанавливают отклоняющий извлекаемый клин в паз пониже секции с окном. Затем необходимо извлечь сам спускаемый инструмент.

Набор следующих операций можно указать следующий:

• Разбурить боковое ответвление, извлечь буровой инструмент, потом очистить ствол у главной скважины, установить сборный хвостовик, а многоразовый клиноотклонитель подвинуть в паз пониже окна.
• Опустить хвостовик внутрь боковой скважины и поместить инструменты для установки хвостовика внутрь верхнего паза, зафиксировать надставку в хвостовике внутрь заранее вырезанного окна.
• необходимо освободить инструмент, дабы установить  хвостовик, затем поднять цементировочную внутреннюю колонну.
• Сцементировать хвостовик, используя верхние двойные цементировочные пробки, потом извлечь инструемент с целью установки хвостовика, а в конце извлечь цементировочную внутреннюю колонну.

После цементирования хвостовика, необходимо освобождать клиноотклонитель, чтобы извлечь его при помощи овершота. Для удержания на своём месте бокового хвостовика обычно установливают опорный внутренний патрубок.

Первым перспективным направлением строительства радиальных каналов является отечественная технология «Перфобур», основоположником которой принято считать профессора Уфимского государственного нефтяного технического университета Лягова А.В. Им было предложено бурение спиралеобразных каналов диаметром 56-58 мм и длиной до 50 м по прогнозируемой траектории.

Перфорационный бур опускается в скважину на установленную глубину специально фиксированном на НКТ, то есть заранее с ним соединенным. Важнейшие узлы бура это:

- толкатель D в 0,5 см;

- узел поворота;

- прибор имитации осевых нагрузок;

- труба, гибкая, D 2,5-2,7 см;

- винтовой забойный двигатель с двумя секциями;

- долото D 5,6-5,8 см.

Также снизу к корпусу трубного вида подсоединен якорь и специальный клин отклоняющего типа, который служит креплению на забое [6].

В компоновке перфорационных буров нередко включается автономного типа инклинометр. Он дает возможность совершать регистрацию положений у КНБК. Цена на строительство единичного канала длиной не более 14 м при условии проведения геофизических исследований – 1,2-5 миллионов рублей.

Анализируя приведенные технологии строительства многоствольных скважин и принимая во внимание геологическое описание нефтеносных пластов Удмуртской республики, можно сделать вывод о целесообразности бурения дополнительных стволов методом перфорационного бурения.  Эта технология имеет значительное преимуществ перед аналогами –возможность бурения согласно прогнозируемой траектории, возможность ориентирования на забой скважины оборудования. Это позволяет пробурить до 4-х каналов внутри пределов одного пласта, чем способствует интенсификации в скважины притока нефти.

Реализация данной технологии на скважине сводится к осуществлению следующих основных операций:

1. Определение интервала зарезки бокового канала с учетом выбранной компоновки перфобура;
2. Вырезка окна в обсадной колонне или ее участка в заданном интервале;
3. Спуск на искусственный забой и ориентирование по азимуту якоря и клин-отклонителя;
4. Спуск в скважину собранной компоновки перфобура и бурение радиального канала на заданную глубину.

Для придания направления КНБК перфобура необходимо использование специального клин-отклонителя, опирающийся на якорь. При использовании компоновки для перфорационного бурения боковых каналов две системы закрепления якоря в стволе скважины:

1. с опорой на забой и вырезанием участка обсадной колонны;
2. без опоры на забой и вырезанием окна в обсадной колонне.

Данный способ является достаточно распространённым. По окончании работ клин извлекается при помощи специального инструмента и производится разбуривание цементного моста.

Этот метод достаточно долгий, так как необходимо дополнительное время для ОЗЦ и требует больших капитальных затрат. Наиболее эффективным будет использование второго способа: вырезания окна в обсадной колонне за одно СПО без опоры на забой. Для его осуществления предусматривается использование специального комплекта технических средств, который состоит из (рис.1):

- гидравлического якоря;

- клина-отклонителя;

- набора фрезеров;

- вспомогательного инструмента.

Работы по зарезке бокового ствола с помощью КТС производят в следующей последовательности:

- собранный на устье КТС на бурильных трубах спускается в заранее прошаблонированную скважину на заданную глубину;

- вращением БК производят ориентирование клин-отклонителя по проектному азимуту;

- гидравлическим способом фиксируют якорь клин-отклонителя;

- натяжением БК срезаются стопорные винты и происходит фиксация клин-отклонителя на якоре, дальнейшим натяжением освобождается инструмент;

- при заданных параметрах фрезерования начинается вырезка «окна» в обсадной колонне, заканчивающаяся после выходы расширяющейся части фрезера за обсадную колонну [9,10].

Рисунок 1. КТС для вырезки «окна» в обсадной колонне

На территории России в настоящий момент большинство крупных месторождений, находятся на поздних стадиях разработки, а основная часть имеющихся запасов переходит уже в категорию «трудно извлекаемые». Дебиты скважин существенно снижаются. В таких условиях возникает серьёзный вопрос по рентабельности добычи направленных наклонно скважин. Для сохранения нынешнего уровня добычи в месторождениях необходимо увеличивать объёмы бурения направленных наклонно скважин. Повышение цены земельных участков, подводов различных коммуникаций к скважинам, цены на строительство вертикальных скважин приводят к значительным потерям финансовых средств компаний, а это не окупается добычей нефти, получаемой из такого рода скважины. Немаловажным является факт, что вся система разработки, где применяются наклонно направленные скважины, позволяет достичь итогового коэффициента нефтяной отдачи только примерно 30-50% [4,3].

Таблица 1

Сравнение показателей рассматриваемых способов для традиционного метода (кумулятивная перфорация) в Россия и Канаде а также предлагаемой технологии Перфобур

Минусом данной технологии является то, что происходит сужение в материнском стволе проходного сечения по причине оставшейся в колонне профильной трубы.

В таблице 1 представлены сравнение показателей рассматриваемых способов для традиционного метода (кумулятивная перфорация) в Россия и Канаде а также предлагаемой технологии Перфобур

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

Исходя из сказанного выше, можно порекомендовать применять метод забуривания боковых стволов (одного или же нескольких горизонтальных). Они вследствие уплотнения в существующей сетке скважин на месте месторождений, будет способствовать росту коэффициента извлечения нефти, коэффициента охвата пластов воздействием, плюс решит проблему с высоко обводнёнными скважинами и остаточными запасами нефти. Они расположены в не вовлечённых в разработку участках пласта, которые характеризуются большими толщинами насыщенных нефтью слоёв.

Рассмотренная технология перфорационного бурения обладает рядом преимуществ против традиционного способ строительства многоствольных скважин для повышения интенсификации притока нефти, таких как увеличенная площадь фильтрации флюида, уменьшение межремонтного периода эксплуатации скважин, сокращение времени строительства, затрат на материалы и др. Все это ведет к сокращению затрат на строительство скважин с одной стороны и интенсификации притока нефти в скважину с другой. Оба этих фактора в свою очередь оказывают положительное влияние на увеличение прибыли нефтяных компаний.

Список литературы:

1. Полозов, М., М. Аль-Шаргаби, and А. Ганима. ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТКИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ТЕХНОЛОГИИ КИСЛОТНОГО ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, ВСКРЫВШИХ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫЕ ТЕРРИГЕННЫЕ ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ С ПОВЫШЕННОЙ КАРБОНАТНОСТЬЮ. in Материалы 45-й Международной научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов. 2018.
2. Аль-Шаргаби, М.А.Т.С., А.Х. Альмусаи, and А.А.Ш.А. Вазеа, Стадии и механизм набухания глин при бурении скважин, in Научное сообщество студентов XXI столетия. Естественные науки. 2018. p. 47-52.
3. Полозов, М., А. Аль-Хамати, and М. Аль-Шаргаби. АНАЛИЗ ПРИЧИН СНИЖЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА. in Материалы 45-й Международной научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов. 2018.
4. Лягова М.А. Компоновка перфобура для бурения глубоких каналов специальными винтовыми двигателями малого диаметра: дис. … канд. техн. наук: 05.02.13 / Лягова Марина Александровна. – Уфа, 2012. –167 с.
5. Максимов В.П. Особенности освоения нефтяных месторождений Западной Сибири [Электронный ресурс]. – портал научно-технической информации ЭБ нефть и газ. – режим доступа к порталу: http://nglib.ru/annotation.jsp?book=003944 (дата обращения: 13.04.2018).
6. Technological regulations for the construction of wells with horizontal end of the wellbore in the fields of LLC “LUKOIL-Western Siberia” / LLC “LUKOIL-Western Siberia” - Kogalym, 2007.
7. Instructions for testing casing strings for leaks / Scientific-research. Institute for the Development and Operation of Oilfield Pipes - M., 1999.- 36 p.15
8. Iskhakov, R.R. Design methods for developing gas fields using sidetracks [Text] / R.R. Iskhakov. 2014.-25s.
9. Pravdukhin, V.M. Improving the development efficiency of OJSC “Surgutneftegas” fields by sidetracking [Text] / V.M. Pravdukhin, E.N. Korytova // Oil industry.-2005.-No.6.-S.86-101.