Результаты опытно-промышленных испытаний метода регулируемых депрессионных воздействий на продуктивные интервалы скважины

№ скважины	Дебит			Дебит
	до применения предлагаемого метода			после применения предлагаемого метода
	нефти, т/сут	газа, тыс. м7сут	конденсата, м7сут	нефти, т/сут	газа, тыс. м7сут	конденсата, м7сут	Число цикло-воздействий в сутки
ООО «КУбаньгазпром»
		5,5			8,64		2
		15,0	4Д		20.4	10.3	3
41		2,5			L 6,75	1.2	2
ОАО «Юганскнефтегаз»
105 1 2,1				22,0			4
107	21,0			32,8	-		12
112	13.6			19.7			9
114	12,2		-	33.6			5
122		-		18,4			i
123	13,7			45,4			5
128	1.0			39,0			4
129				23.3			7
133	1,0			40,2			8
ПО «Белгеология»
13	3,5			15,1			9
18	4.0			16.4	-		3 _.
ОАО «Нижневолжскнефть»
7	1,5			4,6			3
14	3,0			7,7			4
18	5,2			12,6			7
162	2,0			5,3		-	2
169	3,1			17,2			4 1
250	9,0			15,0			5
256	2,0			17,0			3
518	5,5		-	17,6			11
519	14,0			20,4			4
525	12,0		-	18.0			6
532	7,0			21.0			5

Наибольший эффект может быть получен на малодебитных неф­тяных, газовых и газоконденсатных скважинах.

Как уже указывалось, более благоприятные условия для эксплуа­тации скважин создаются при плавном снижении перепада пластового и забойного давлений с последующим кратковременным возрастанием депрессии.

96

Этого можно достичь при использовании установок для периоди­ческой эксплуатации скважин. Конструкция и механизм действия таких установок испытаны на промыслах России и Белоруссии

Поясним, как создается и автоматически регулируется режим экс­плуатации (Б. Кравченко).

Скважину вводят в эксплуатацию, подавая рабочий агент извне или используя собственный пластовый газ. Для этого периодически открывают запорное устройство. Сигнал на его открытие подается блоком командного механизма (регулятор циклов) по достижении в кольцевом (или трубном) пространстве скважины заданного давления. При резком снижении давле­ния до заданного в кольцевом (или трубном) пространстве регулятор цик­лов подает сигнал на закрытие запорного устройства.

Установка для периодической эксплуатации скважин состоит из двух основных узлов:

- устьевого запорного устройства с электроприводом (угловой вентиль);

- блока командного механизма.

Установка может работать как при наличии плунжера (поршня) в скважине, так и при его отсутствии. При периодической регулируемой эксплуатации скважины с использованием энергии собственного попут­ного газа запорное устройство устанавливается на выкидной линии. При подаче рабочего агента извне запорное устройство может быть смонти­ровано на устье затрубного пространства или на выкидной линии.

К достоинствам установки следует отнести:

• возможность осуществления периодической регулируемой экс­ плуатации нефтяных скважин в диапазоне устьевых давлений от 0,5 до 40,0 МПа, что способствует максимальному использованию добычных возможностей скважин;

• отсутствие узлов, в которых происходит дросселирование газа, что обеспечивает надежную работу установок в жестких климатических условиях;

• возможность оперативного изменения варианта командного ме­ ханизма (переключение с ЭКМ на РВ и наоборот), что способствует ус­ тановлению оптимального режима работы скважин при быстро изме­ няющихся условиях эксплуатации, облегчает управление большим чис­ лом периодически действующих скважин, предохраняет от перегрузок систему сбора;

- возможность применения для автоматической периодической эксплуатации газовых скважин, что особо важно при обводненности их продукции;

- серийный выпуск основных узлов установки. Периодически регулируемая эксплуатация газоконденсатных и

нефтяных скважин ведется от цикла к циклу. Каждый цикл состоит из трех периодов, имеющих свое назначение:

97

• первый период - продувка скважины на емкость (факел) или в газопровод низкого давления в целях очистки ствола скважины от ско­ пившейся жидкости;

• второй период - накопление давления, позволяющего предот­ вратить обратный переток газа из коллектора в ствол скважины и обес­ печивающее очистку шлейфа от скопившейся жидкости;

• третий период - работа скважины в коллектор, непосредственно обеспечивающая дополнительную добычу углеводородов и повышение конечного коэффициента нефтегазодобычи месторождения.

Результаты проведенных на месторождениях Западной Сибири, Поволжья, Белоруссии и Северного Кавказа экспериментальных работ по методу регулируемых депрессионных воздействий на продуктивные интервалы скважин (табл. 7.1) показывают, что применение метода де­прессионных воздействий в комплексе с колтюбинговыми установками позволяет резко сократить время выхода на оптимальный режим экс­плуатации скважины и увеличить дебиты нефти и газа (Б. Кравченко).

Бурение с использованием гибкой колонны НКТ в Северном море

На месторождениях в Северном море регулярно занимаются выяв­лением объектов для бурения скважин в целях уплотнения первоначаль­ной сетки скважин и разрабатывают новые методы для обеспечения дос­тупа к этим объектам. В связи с малыми запасами на таких месторождени­ях требовались недорогостоящие методы бурения, чтобы обеспечить рен­табельный доступ к этим рассредоточенным запасам. Уникальные слож­ности, связанные с материально-техническим снабжением и бурением, а также с ограниченным числом объектов бурения на каждой платформе, обычно затрудняли реализацию любой продолжительной программы бу­ровых работ. В сочетании с проблемами приспособляемости и получения кривых обучения при внедрении различных технологий и формировании буровых бригад это привело к ограниченной успешности методов ротор­ного бурения через колонну НКТ (through tubing rotary drilling - TTRD) и бурения с использованием гибкой колонны НКТ (coiled tubing drilling -CTD). Метод TTRD стали рассматривать в качестве основного варианта для проводки скважин малого диаметра, однако при определенных обстоя­тельствах однозначно преимущества обеспечивает метод CTD.

Бурение на истощенных, давно разрабатываемых месторождениях сопряжено с многочисленными рисками, особенно в связи с необходи­мостью компромисса между поддержанием устойчивого ствола сква­жины и минимизацией перепада давления во время бурения. В условиях Северного моря в большинстве скважин приходилось выбирать между опасностью дифференциального прихвата и устойчивостью ствола, по-

:

этому многие начинания вынужденно прерывались в самом начале из-за этих буровых проблем.

Динамическое регулирование давления в кольцевом пространстве (dynamic annulus pressure control - DAPC), или бурение при управляе­мом давлении, обеспечивает решение проблемы минимизации рисков. В случае успешности этот метод позволит осваивать многие рассредо­точенные запасы углеводородов.

Месторождение Ганнет «А» в Северном море обеспечивает зна­чительные объемы работ для бурения боковых стволов. Пять первых нефтедобывающих скважин уже обводнялись, в грядущие несколько лет обводнятся, как ожидают, еще несколько скважин. Опыт, приобре­тенный при проводке первых нескольких боковых стволов, в дальней­шем должен упростить подобные операции. К тому же скважины в цен­тральной части месторождения предопределяют возможность второй кампании бурения боковых стволов в связи с сокращением газовой шапки и продолжающего перемещения вверх остающейся нефтяной оторочки.

Скважины на месторождении Ганнет «А» бурили и заканчивали го­ризонтальными стволами в середине нефтяной оторочки. Такое положение ствола определялось необходимостью снижения до минимума возможно­сти образования конусов газа и воды в процессе эксплуатации скважин. Из-за чрезмерной добычи газа на протяжении всего срока разработки ме­сторождения произошла миграция нефтяной оторочки в зону, ранее заня­тую газовой шапкой, что привело к рассеянию доступных запасов нефти. Перемещение нефти способствовало внедрению в пласт воды и обводне­нию добывающих скважин в северной части месторождения.

Активное проявление водонапорного режима способствовало ми­нимальному снижению пластового давления при разработке месторож­дения на истощение. Пластовое давление снизилось только на 300 фунт/дюйм, с начального значения 3250 до 2950 фунт/дюйм² (1 фунт/дюйм² = 6,89 кПа). При допуске между поровым давлением и давлением разрыва породы 200 фунт/дюйм" эффективная эквивалентная плотность бурового раствора должна составлять 435 фунт/тыс, фут³ (1 фут = 0,3048 м; 1 фунт = 0,45 кг).

Увеличение отборов из существующих скважин сопровождалось бы усилением эффектов образования конусов воды и газа, что создава­ло бы трудности в добыче нефти. Поэтому группа, занятая в проекте, предложила бурить боковые стволы из существующих скважин с фре­зерованием окна в зоне перехода от вертикального ствола к горизон­тальному, чтобы освоить рассредоточенные запасы нефти в верхней части пласта (рис. 7.3).

99

Новый ствол скважины

Установка мостовой пробки

и ликвидация существующего

ствола скважины

Рис 7.3. Боковые стволы из существующих скважин с фрезерованием окна в зоне перехода от вертикального ствола к горизонтальному для освоения рассредоточенных запасов нефти в верхней части пласта

Варианты бурения. Первоначальные скважины на месторожде­нии Ганнет были пробурены с тендерного бурового судна и с использо­ванием полупогружной буровой установки Sedco 704, которая обеспе­чила производство электроэнергии и систему циркуляции бурового рас­твора. В состав буровой установки входили вышка и подвышенное ос­нование, резервуар для бурового раствора вместимостью 500 брл, ле­бедки и верхний привод, блок противовыбросовых превенторов и дру­гое оборудование для контроля давления, а также вспомогательные бу­ровые подсистемы.

Когда в 1997 г. закончился срок эксплуатации бурового судна, верхний привод удалили, а остальное буровое оборудование законсер­вировали. Это означало, что для любого уплотнения существующей сетки скважин потребовалось бы восстанавливать исходную буровую установку или прибегать к альтернативному подходу.

В 2001 и 2004 гг. были выполнены исследования по выбору воз­можного способа достижения целей. Варианты и относительные за­траты представлены в таблице 7.2. Технически и экономически при­емлемыми были только два варианта: вариант 6 предусматривал вре­менное использование буровой установки, а вариант 7 — бурение с использованием гибкой колонне НКТ. Вариант 7 считали наиболее привлекательным.

В общих чертах были разработаны базисная конструкция и про- i грамма бурения на основе концепции CTD, а также сформирована груп­па, занимающаяся проектом.

Работа группы проводилась по следующим трем направлениям.

Проект: контракты, анализ практики и повторное представление документации по обеспечению техники безопасности, оценки рисков, проведение экспертных оценок, испытания, персонал, обучение.

100

Таблица 7.2 Сравнение затрат для различных способов бурения

Вариант	Описание	Отношение затрат
1 2 3 4 5 6 7 8	Восстановление буровой установки с помощью тендерного судна (базовый вариант) Восстановление буровой установки со всем вспомогательным оборудованием на платформе Гидравлическая установка для капитального ремонта со всем вспомогательным оборудованием на барже Гидравлическая установка для капитального ремонта со всем вспомогательным оборудованием на платформе Временная буровая установка на платформе со всем вспомогательным оборудованием на барже Временная буровая установка на платформе со всем вспомогательным оборудованием на платформе Бурение на гибкой колонне НКТ Многоствольные скважины с подводной устьевой арматурой	1,00 0,78 037 030 0.37 0.25 0,15 1,8

Работы на поверхности: экспертиза и модернизация платформы, анализ и осуществление технологических изменений, интегрирование с процессами обеспечения безопасности на платформе (например, пожар и газ), требования к временно применяемому и новому оборудованию, материально-техническое обеспечение.

Подземные операции: предварительная подготовка скважин, объ­екты бурения, подробная программа проектирования и бурения сква­жин, закупка оборудования.

Устойчивость ствола. Разрез песчаника разбивается слоями гли­нистых сланцев на отдельные зоны. Цель бурения боковых стволов со­стояла в достижении как можно более высоких отметок в пределах про­дуктивного пласта. При самом высоком положении окна в обсадной ко­лонне требуется, чтобы боковой ствол выполнил набор высоты до ко­нечной отметки и прошел через слой глинистых сланцев, разделяющий зоны D и Е продуктивного песчаника. Анализ данных по соседней скважине показал, что для обеспечения устойчивости ствола требуется эквивалентная плотность бурового раствора 570 фунт/тыс, фут, тогда как для поддержания контроля над скважиной плотность раствора должна составлять 435 фунт/тыс, фут.

Сужения в стволе скважины. Первоначальные скважины были про­бурены и обсажены 9 3/8-дюймовой колонной, спущенной до кровли про­дуктивного пласта. Несколько скважин, включая GA-03, имели протяжен­ный наклонно-направленный ствол с зенитным углом 55-60° с отметки приблизительно 3000 фут до кровли продуктивного пласта на отметке 11000 фут, вдоль которой следовал горизонтальный ствол. При отсутствии вращения такая конфигурация затрудняет очистку ствола.

Заканчивание скважин с 4¹/2^х5¹/₂-дюймовыми колоннами привело к возникновению ряда сужений диаметром 3,313 и 3,250". Группа, занятая в

101

проекте, оценила эти сужения и приняла решение отфрезеровать их до диаметра 3,4". Этот максимальный диаметр определяется размером оправ­ки с боковым карманом на отметке 8643 фут. в горизонтальном стволе.

Все зоны сужения, включая направляющую длиной 11,5 фут. для инструмента на кабеле, были отфрезерованы до начала развертывания системы CTD. Это позволило выполнить работу автономно с разверты­ванием более дешевого оборудования так, чтобы любые затруднения преодолевать при использовании установок с низкой суточной ставкой затрат и в удобный момент времени, что обеспечивает возможность со­кращения времени и затрат.

Эффекты ECD. Фрезерование участков сужения, возникших при заканчивании скважины, до 3,4-дюймовой означает, что открытый ствол может быть пробурен с использованием 3"78-дюймового и более концентрического долота или расширен с помощью бурового долота со смещенным центром. Концентрическое долото было выбрано потому, что впервые на этот продуктивный пласт проводили бурение с исполь­зованием гибкой колонны НКТ, и в связи с тем, что для достижения на­меченной продуктивной зоны без вскрытия водоносного столба требо­вался большой угол отклонения ствола от вертикали.

Был проведен сопоставительный анализ применения буровых рас­творов двух разных плотностей. Первая система бурового раствора спро­ектирована в расчете на эквивалентную плотность 435 фунт/тыс, фут., обеспечивающую превышение забойного давления над пластовым на 200 фунт/дюйм², необходимое для обычного бурения. Вторая система бу­рового раствора спроектирована в расчете на эквивалентную плотность 570 фунт/тыс, фут, требуемую для обеспечения устойчивого ствола.

Плотность бурового раствора, необходимая для обеспечения устойчи­вого ствола, приводит к превышению статического забойного давления над пластовым на 1250 фунт/дюйм² (табл. 7.3). Закачка такого бурового раство­ра с расходом, необходимым для очистки ствола, повышает динамическое забойное давление до значения, превышающего пластовое давление более чем на 2000 фунт/дюйм². Из прошлого опыта известно, что в процессе буре­ния скважин с использованием гибкой колонны НКТ при перепаде давления между скважиной и пластом более 1500 фунт/дюйм² часто сталкивались с дифференциальным прихватом труб и потерей ствола.

Для предотвращения этих проблем были исследованы многочис­ленные методы снижения эквивалентной плотности циркуляции (effec­tive circulating density - ECD) бурового раствора.

Система DAPC. В процессе оценки технической осуществимости проекта на установке компании Shell для НИОКР в Рейсвейке (Нидер­ланды) была разработана автоматизированная система для регулирова­ния поверхностного противодавления в процессе бурения для поддер­жания постоянного забойного давления. Система динамического регу­лирования давления в кольцевом пространстве DAPC состоит из трех основных компонентов (рис. 7.4): действующего в автоматическом ре­жиме электрического насоса высокого давления, автоматического шту­церного манифольда и системы компьютерного управления.

102

Таблица 7.3 Сопоставление свойств буровых растворов разной плотности

Показатели	Плотность
	Низкая	Высокая
Плотность бурового раствора, фунт/галл. Градиент давления, фунт/тыс, фут2 PV, сП УР.Па Статическое забойное давление, фунт/дюйм2 Статический перепад давления между скважиной и пластом, фунт/дюйм2 Динамическое забойное давление, фунт/дюйм2 Динамический перепад давления между скважиной и пластом, фунт/дюйм2	8,4 437 12 10 3220 270 3890 940	11,0 570 20 22 4200 1250 5090 2140