НЕ?!
Н.К. БАЙБАКОВ,
д.т.н., академик РАЕН
В.И. ПЕТРУШИН,
кт.н, ВНИИБТ
наука — производству
Рис. 1
И
з мировом практики известно, что при разработке нефтегазовых месторождений более 60 углеводородов остается в недрах. Высокая выработанность запасов приводит к падению деби-тов скважин и обводненности добываемого сырья. На сегодня большая часть запасов в нашей стране относится к трудноизвлека-емым. Многие месторождения, разрабатываемые традиционными способами, являются нерентабельными. В связи с этим особо актуальной является проблема интен-
■ вскрытие продуктивных пластов при равновесии (депрессии, то есть с отрицательным перепадом давления — ОПД) — обеспечивает повышение производительности скважин в 3 — 5 раз, некоторое увеличение нефтегазоотдачи и повышает экологическую безопасность;
■ вскрытие продуктивных пластов многозабойными разветвленно-горизонтальными скважинами (РГС) — обеспечивает повышение производительности в 10 — 20 раз, увеличение нефтегазоотдачи плас-
сторождении Клеппер в Грант Ка-унти (штат Канзас, США). Скважина не дала существенного увеличения дебита, однако уже в следующем году компания «Станолинд» продала лицензию на процесс «гидрофрак» компании «Халлибер-тон», которая в 1949 году осуществила первые коммерческие обработки скважин методом гидроразрыва.
В 50-х годах обработка скважин методом гидоразрыва давала неопределенность конечных результатов. В настоящее время в результа-
ИНТЕНСИФИКАЦИЯ НЕФТЕДОБЫЧИ. ЦЕЛИ И СРЕДСТВА
сификации нефтегазодобычи с целью превращения нерентабельных месторождений в рентабельные.
К настоящему времени известны три радикальных метода увеличения нефтеотдачи пластов и повышения производительности скважин:
■ гидроразрыв продуктивного пласта — обеспечивает увеличение производительности скважин в 3 — 5 раз, но имеет непродолжительный эффект;
та в 2 — 2,5 раза, снижение себестоимости добычи углеводородов в 5 — 8 раз.
Идея гидравлического создания трещины в продуктивной зоне для повышения ее производительности была предложена в 20-х годах прошлого столетия Р.Ф. Фаррисом, сотрудником компании «Станолинд Ойл энд Гэс Корп.». В 1947 г. у «Станолинд» (в настоящее время — компания «АМОКО продакшн Корп.») осуществила первый экспериментальный гидроразрыв на ме-
те использования трехмерных моделей распространения трещин гидроразрыв широко применяется на месторождениях Западной Сибири компаниями БсЫитЬегдег,
Fracmaster, BJ и др. По утверждениям их представителей, эффект проведенного гидроразрыва можно обнаружить и через три года, но лучше через полгода — год провести повторный гидроразрыв.
Технология и оборудование отработаны в достаточной степени. Для успеха и обеспечения экологической безопасности требуется только точное знание геологических особенностей объекта.
Вскрытие продуктивных пластов на равновесии (депрессии) — относительно новый метод, в силу своей прогрессивности получивший с начала 90-х годов достаточное распространение в США, Канаде и некоторых других странах. В России первые опыты были проведены в 92 — 94 годах. В настоящее время Fracmaster использует данную технологию с использованием установки непрерывной гибкой трубы и криогенной системы для подачи азота. Из отечественных весьма привлекателен опыт компании «Лукойл-бурение Пермь», вскрывшей на депрессии продуктивные пласты в нескольких десятках скважин в Пермской области РФ. Использовано опытное оборудование, изготов-
ленное на заказ Воронежским механическим заводом. Примерная схема размещения оборудования приведена на рис. 1.
При бурении на депрессии необходимо поддерживать забойное давление ниже пластового давления. Допустимый диапазон забойного давления определяется характеристиками коллектора. При определении нижнего предела давления необходимо учитывать устойчивость стенок скважины. Используемый метод позволяет уменьшить повреждение пласта (как следствие — рост дебитов КИН), исключить дифференциальный прихват, в 2 — 3 раза увеличить механическую скорость проходки, в 2 раза повысить стойкость долот, предотвратить поглощение бурового раствора, получить приток нефти и информацию о дебите в процессе бурения и исключить снятие фильтрационной корки во время заканчивания.
При использовании традиционных методов бурения происходит повреждение пласта в результате задавливания в продуктивный пласт жидкостей, фильтрата бурового раствора, шлама, а иногда материала для борьбы с поглощением бурового раствора.
Первоначальную проницаемость можно только частично восстановить посредством стимуляции по следующим причинам:
■ в скважинах с низкой проницаемостью может возникнуть необратимое повреждение;
■ из-за увеличения времени воздействия бурового раствора на пласт горизонтальные скважины повреждаются больше, чем вертикальные.
Бурение с притоком пластового флюида в скважину осуществляется с помощью использования бурового раствора, плотность которого ниже градиента гидростатического давления пласта, что допускает приток в скважину в процессе бурения.
Сложности управления притоком из пласта, особенно в газовых скважинах вызываются неопределенностью пластового давления, неоднородным характером пластов, лавинным притоком из трещин в призабойной зоне.
Существует несколько вариантов данного метода, характеризующиеся разной степенью управляемости процессом. Но при любом варианте комплекс оборудования
наука — производству J
Месторождение Глубина залегания продуктивного пласта, м Дебит РГС, т/сут Дебит верт. скважины, т/сут Рост дебита, раз
Карташевское 475 120 6...8 15...20
Бориславское 600 10...28 0,1...2,0 7...40
Южно-Карское 260 7...140 4...35 2...35
должен включать универсальный превентор с продолжительным сроком службы уплотнительного элемента (например — сферический) для установок с непрерывной гибкой трубой, с верхним приводом, или универсальный вращающийся превентор, имеющий возможность вращения гидравлически обжимаемого вокруг вращающейся ведущей трубы уплотнительного элемента — для обычных буровых установок.
Как показали практические работы основоположников отечественной технологии бурения на депрессии (А.О. Межлумов, И.М. Му-радян) и недавние работы ООО «Лукойл-бурение Пермь», роторные герметизаторы или вращающиеся превенторы как отечественные, так и импортные, не имеющие принудительного обжима уплотни-тельного элемента на рабочей трубе, в режиме бурения на депрессии герметичности практически не обеспечивают. В настоящее время существует универсальный вращающийся превентор фирмы Shaffer с условным проходом Ду = 280 мм на давление при вращении Ррв = 140 кг/см2 (в статическом режиме 350 кг/см2 при давлении в станции гидроуправления 387 кг/см2) и более ранняя и более совершенная отечественная конструкция — ВУГП, разработанная в диапазоне условных проходов Ду от 140 до 350 мм на рабочее давление при вращении до Ррв = 350 кг/см2. Универсальные вращающиеся превен-торы имеют армированный сферический уплотнитель, обеспечивающий им стойкость до полного износа при протаскивании бурильной колонны под давлением в 5 — 10 раз большую, чем у обычных универсальных кольцевых превенто-ров с коническим или кольцевым уплотнителями. Они имеют довольно значительную массу, но существенно меньшие вертикальные габариты по сравнению со сборкой из отдельных универсального и вращающегося превенторов.
Метод разветвленно-горизон-тальных скважин (РГС) также име-
ет давнюю историю. Суть метода заключается в том, что месторождение разбуривается сеткой РГС, значительно более разреженной, чем сетка традиционных вертикальных или горизонтальных скважин. В принципе РГС представляет собой несколько горизонтальных стволов (ответвлений), пробуренных из одного вертикального (горизонтального) ствола и имеющих одно устье. При этом многократно увеличивается площадь зоны дренирования и производительность скважины. Одновременно возрастает коэффициент извлечения нефти из продуктивного пласта. Существенно снижаются затраты времени, связанные с бурением и креплением многочисленных вертикальных участков, обустройством нескольких устьев вместо одного у РГС. В конечном счете сроки ввода участка в эксплуатацию сокращаются и, главное, снижается себестоимость добычи нефти.
Первый патент на способ раз-ветвленно-горизонтального бурения был выдан в США с приоритетом 1928 г., первые скважины с двумя дополнительными боковыми стволами по 7 м на глубине 900 м появились в Техасе, США, в 1930 г. В 1943 г. Д.А. Зублин (США) создал турбодолото, гибкие трубы и другой инструмент для бурения РГС. В 1946 г. в Калифорнии этим инструментом было пробурено девять дополнительных горизонтальных стволов из одной скважины.
В России в 1948 году А.М. Григорян начал работы над созданием отечественной технологии бурения РГС. С 1949 по 1980 гг. в 13 районах на 30 площадях бывшего Советского Союза пробурено 110 РГС при глубинах по вертикали от 400 до 2300 м, в том числе 57 эксплуатационных.
В разветвленных скважинах выполнено 320 дополнительных стволов общей протяженностью 175 440 м, в том числе 210 резко искривленных ответвлений с общей проходкой 21 000 м из «открытого» ствола. Максимальная
Сравнение дебитов РГС и обычных скважин
Фото
А.Аншелевича
9/2003
33
lEii Рис. 2
наука — производству
Фото А.Аншелевича
интенсивность искривления достигла 10 — 12°/10м проходки. Максимальная длина горизонтального участка — 632 м.
Рост дебита РГС по сравнению с вертикальными для различных месторождений приведен в таблице.
За эти тридцать лет было создано три поколения технологий строительства РГС (по классификации А.М. Григоряна), специальный инструмент, приспособления, приборы, оборудование. Пробурены РГС с 10 ответвлениями, со вскрытым интервалом продуктивного пласта 1768 м. Все ответвления имели диаметр, равный диаметру основного ствола. Основной проблемой, по свидетельству А.М. Григоряна, была качественная промывка разветвленных стволов (ответвлений), за-кольматированных в результате длительного воздействия бурового раствора при их бурении.
В конце 90-х РГС снова получили широкое применение, а термин стал трактоваться гораздо шире. Боковой ствол малого диаметра,
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.