опыт
(IPEIIE I 1ЕФТЬ
À.Ê. flyflÀËÀflOB, В.И. BÀHÈÔÀTbEB, C.B. TEPEHTbEB, H.Ë. ÙÀBEËEB, И.Р. BÀCÈËEHÊO ООО НТЦ «ЗЭРС», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «ВНИИНефть»
Опыт эксплуатации продуктивной зоны горизонтальных скважин показал [1], что характеристики притока нефти в большинстве скважин являются крайне несовершенными: 75% притока приходятся на первые 30% протяженности горизонтального ствола. Результатом традиционной технологии за-канчивания скважин — с обеспечением сплошного отбора продукции из всей продуктивной зоны — является низкая эффективность использования горизонтального ствола скважины. Невозможность создания необходимой депрессии для удаленных участков горизонтальной продуктивной зоны приводит к неравномерной и неполной выработке запасов и, при близком расположении водоносных горизонтов в начальном (30%) участке скважины, преждевременному подтягиванию воды.
По мнению авторов [1, 2, 3], наиболее эффективными технико-технологически-
щенную части и межпластовыми перето-коми из-за отсутствия надежной герметизации заколонного пространства в процессе крепления эксплуатационных колонн. К сожалению, исследовательские работы (аналогичные проводившимся в других регионах) с целью повышения надежности крепи скважин: тампонирующей способности и суффозионной устойчивости тампонажных растворов, биохимической стойкости тампонажного камня и т.п., — на Федоровском месторождении не проводилось [4, 5].
С развитием технологии строительства горизонтальных скважин (ГС) возможности повышения эффективности разработки месторождения возросли: коэффициент продуктивности ГС в 2 раза, а дебит нефти в 2,5 раза выше по сравнению с аналогичными показателями вертикальных скважин (ВС) залежи АС48.
Типовая технологии строительства горизонтальных скважин предусматривает
дуктивного пласта с возможностью многократного регулирования сообщения этих зон с полостью эксплуатационной колонны [6].
Упрощенная компоновка оснастки КРР-146 показана на рисунке.
В комплекс КРР входит вспомогательное оборудование:
— многофункциональный управляющий инструмент — привод КРР.146.050 (на рисунке не показан);
— комплект цементировочных пробок (поставляется в комплекте принадлежностей с цементировочной муфтой).
Комплекс КРР-146 обеспечивает проведение следующей совокупности технологических операций в процессе крепления, освоения и эксплуатации горизонтальных скважин:
— проведение высокотехнологичного манжетного цементирования скважины с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта;
ОПЫТ ЗАКАНЧИВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА ФЕДОРОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
ми схемами заканчивания скважин являются те, которые предусматривают разобщение продуктивной зоны на ряд участков без цементирования обсадной колонны в этой зоне. Такие технико-технологические схемы могут быть реализованы путем использования заколонных гидравлических проходных пакеров.
Принципиально новый технико-технологический комплекс КРР-146 для крепления пологих и горизонтальных скважин, разработанный в ООО НТЦ «ЗЭРС» в сотрудничестве со специалистами ОАО «Сургутнефтегаз», впервые был испытан на сложно построенном Федоровском месторождении с целью эффективной эксплуатации горизонтальных скважин.
Федоровское месторождение введено в эксплуатацию с 1973 года. Значительные геологические запасы нефти сосредоточены в группе пластов АС4-8, представляющие собой обширную под-газовую водоплавающую оторочку. Нефтяная оторочка со средневзвешенной мощностью 6,4 м заключена между газонасыщенной частью высотой до 40-50 м и подстилающей водой.
С начала разработки месторождения работа добывающих скважин осложнялась совместными притоками нефти и воды (до 90 % и более), нарушениями герметичности крепи скважин, отложениями парафинов. Совместная добыча нефти и газа была невозможна по причине интенсивного гидратообразования и загазовы-вания продукции. Эффективность работы нагнетательных скважин осложнялась «уходом» воды в газовую и водо-насы-
применение открытого и закрытого типа забоев. Открытый тип забоя — манжетное цементирование 146 мм эксплуатационной колонны с применением пакера ПДМ146. В горизонтальный ствол скважины (ГСС) спускается колонна с 4-5 фильтрами типа ФГС-146. Данная конструкция позволяет максимально сохранить коллекторские свойства пласта, но практически исключает управление режимом работы по длине ГСС, проведение направленных ремонтно-изоляцион-ных работ (РИР) и обработок призабой-ной зоны (ОПЗ). Закрытый тип забоя — ГСС цементируется полностью и перфорируется с плотностью 24 отв./м. Средний дебит скважин с открытым забоем выше дебита скважин с закрытым забоем, как минимум на 32 %. Средний дебит нефти по горизонтальным скважинам составляет 29,7 т/сут, жидкости — 108 м3/сут. Однако скважины с цементированным и выборочно перфорированным ГСС можно эксплуатировать при более высоких рабочих депрессиях, проводить направленные РИР, увеличивать дебит нефти при пониженных отборах газа и воды.
Опытно-промышленная отработка технологии строительства ГС с использованием комплекса КРР-146 была проведена впервые в отечественной практике в условиях Федоровского месторождения. В этом случае горизонтальный участок ствола скважины не цементируется и разделяется с помощью заколонных проходных пакеров на несколько разобщенных друг от друга зон в интервале про-
— герметичное разобщение горизонтального участка скважины на отдельные зоны с помощью заколонных гидравлических проходных пакеров, заполняемых твердеющими полимерными материалами;
— размещение между пакерами механически управляемых — открываемых и закрываемых — колонных фильтров и клапанов;
— проведение операций пакеровки скважины и регулирования колонных фильтров и клапанов с помощью внутри-колонного управляющего инструмента, спускаемого на НКТ и приводимого в действие гидравлическими и механическими операциями.
В ходе промыслового эксперимента отрабатывалась возможность решения следующих задач:
— разобщение горизонтальной части ствола скважины заколонными проходными гидравлическими пакерами, заполняемыми твердеющим материалом;
— размещение между пакерами механически управляемых колонных фильтров и клапанов, открываемых и закрываемых при освоении и эксплуатации скважины;
— ввод в эксплуатацию различных по длине, литологии и нефте-водо-газона-сыщению участков горизонтального ствола скважины путем регулирования колонной оснастки в процессе освоения и эксплуатации скважины;
— технологической управляемости крепи горизонтальной скважины в про-
ЕШН1Е I 1ЕФТЬ
дуктивной зоне и реализации эффективного манжетного цементирования.
В процессе опытно-промышленных работ были проведены промысловые испытания нескольких технологических вариантов применения КРР-146. Сведения о протяженности введенных в разработку интервалов горизонтального ствола по скважинам с колонной оснасткой типа КРР-146 приведены в таблице.
В ходе эксперимента отрабатывалось применение следующих технических средств.
1. Технические средства для проведения манжетного цементирования:
— на двух скважинах (№5120 и №5058) манжетное цементирование проведено с применением пакера для двухступенчатого и манжетного цементирования типа ПДМ-146, который используется при стандартной схеме крепления горизонтальных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз»;
— на девяти скважинах (№№5213, 5027, 5449, 5444, 5447, 5476, 5483, 5488 и 5422) манжетное цементирование проведено с применением муфты МЦП-146С2 и пакера ППГУ-146;
— на трех скважинах (№5470, 5471 и 5469) манжетное цементирование проведено с применением муфты МЦП-146С2 и пакера ПГПМ1.146-2.
2. Тип гидравлического заколонного пакера для разобщения горизонтального участка скважины и технология его приведения в действие (в процессе проведения цементирования скважины или после ОЗЦ, перед началом освоения скважины), а также характером материала, заполняющего уплотнительный элемент па-кера и способом его доставки в скважину:
— на шести скважинах №№5120, 5058, 5213, 5027, 5447 и 5476 применялись пакера типа КРР 146.01, уплотни-тельный элемент которых заполняется композицией смол ФР-12 (находящейся в контейнере пакера) и ПЖФ(С), которая закачивается в межтрубное пространство скважины перед ее освоением;
— на восьми скважинах №№5449, 5444, 5470, 5469, 5483, 5488, 5422 и 5471 применялись пакеры типа ПГПМ1.146-2, уплотнительные элементы которых предварительно (в заводских условиях) заполнены отверждаемым гидрофобным полимерным составом (ОГПС), который при смешении с буровым или солевым раствором в скважинных условиях образует гелеобразную твердеющую массу в рукаве пакера.
3. Количество устанавливаемых на одной обсадной колонне управляемых фильтров КРР 146.02 и клапанов КРР 146.03:
— на скважине №5120 установлено шесть клапанов КРР 146.03 и четыре фильтра КРР 146.02;
— на скважине №5471 установлено пять фильтров КРР 146.02 и два клапана КРР 146.03;
— на скважине №5469 установлено пять фильтров КРР 146.02 и три клапана КРР 146.03;
— на скважине №5488 установлено пять фильтров КРР 146.02 и четыре клапана КРР 146.03;
опыт Ж
1. Кондуктор
2. Промежуточная колонна
3. Эксплуатационная колонна
4. Центраторы жесткие ЦПЖ-195 и ЦСЖ-195 (прямоточные и спиральные-турболизирующие)
5. Муфта проходная цементировочная типа МЦП-146 и МГСЦ-146
6. Пакер проходной гидравлический типа ПГУП-146 или ПГПМ1.146
7. Скважинный управляемый клапан КРР.146.03
8. Фильтр скважинный управляемый КРР.146.03
9. Пакер ПГПМ1 146-2 или пакер КРР.146.01
10. Обратный клапан ТОК-146
11. Фиксатор МПЦ-220
12. Доливное устройство ДУ-146
13. Башмак БОК-146
— на скважине №5470 установлено два клапана КРР 146.03 и четыре фильтра КРР 146.02;
— на одной скважине №5444 установлено три клапана КРР 146.03 и три фильтра КРР 146.02;
— на шести скважинах №№5058, 5213, 5027, 5449, 5476 и 5447 установлено по три клапана КРР 146.03 и четыре фильтра КРР 146.02.
На всех указанных горизонтальных скважинах запланированные операции по манжетному цементированию проведены без технологических осложнений.
Последующие работы по подготовке скважины к освоению показали недостаточную эффективность совмещения
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.