щ
технологии
Применение колтюбинговых технологий для решения проблемных задач нефтегазодобывающих предприятий
A.А. ЗЕМЛЯНОЙ,
ассистент, аспирант
М.В. ЛИСТАК,
ассистент
B.А. ДОЛГУШИН,
ассистент, аспирант
кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин»
Д.А. ШАТАЛОВ,
доцент
кафедра «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности»
Г.П. ЗОЗУЛЯ,
д.т.н., профессор
кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин»
В.Н. ИЛЬИНЫХ,
ассистент, аспирант
кафедра «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности»
Тюменский государственный нефтегазовый университет (ТюмГНГУ)
Статья посвящена возможностям и перспективам использования колтюбинговых установок для решения одной из основных задач нефтегазодобывающих предприятий - ограничению водопритока в скважины.
USING OF COILED-TUBING TECHNOLOGIES TO SOLVE PROBLEM TASKS OF OIL-GAS-PRODUCTION VENTURES
A. ZEMLYANOY, M. LISTAK, V. DOLGUSHIN, D. SHATALOV, G. ZOZULYA, V. ILYINYKH,
Tyumen' State oil and gas university (TyumGNGu)
The article is dedicated to possibility to use coiled-tubing units to limit water influx to wells.
Key words: technologies of coiled tubing, hydraulic fracturing of layer, hydro-sand-blasting perforation, horizontal wells, repair-insulation works
Сегодня колтюбинговые технологии переживают период бурного развития. К широкому пакету предоставляемых услуг добавляются новые технологии по бурению, заканчиванию и освоению скважин. Основное преимущество, которое позволяет колтюбингу занимать все большую долю нефтегазосервисного рынка, - это его адаптивность и возможность использования в сложных условиях, когда применение традиционных технологий малоэффективно. Например, на скважинах с длиной горизонтального участка более 1000 м достаточно сложно другими средствами, кроме непрерывных труб (НТ), доставить геофизические приборы в исследуемый интервал, потому как приборы на жестком геофизическом кабеле не проходят в скважину [1].
Представленная на рис. 1 статистика [2] показывает, что до 2010 г шел устойчивый рост числа используемых колтюбинговых установок в мире, а некоторое снижение данного показателя в последние два года связано с усложнением условий работы, такими, как например, труднодоступность ряда месторождений. Одним из решений данной проблемы является разработка модульных агрегатов, которые будут транспортироваться блоками к месту проведения работ с помощью вертолетов, морской и другой мобильной техники и собираться непосредственно на скважине. Такой вариант установки будет дороже, чем стандартный, но при этом существенно увеличится общая эффективность работ за счет снижения эксплуатационных затрат.
Лидером в области колтюбинговых технологий является компания Schlumberger, в парке которой имеются 299 работающих установок - это 16,5% от их общего количества в мире. В 2012 г на территории Российской Федерации работали 226 колтюбинговых установок, из которых около 60% принадлежат российским компаниям. Но при этом на долю россиян пришлась едва ли половина выполненных в этом сегменте рынка работ [2]. Можно констатировать, что отечественный неф-тесервис представляется неконкурентоспособным по сравнению с зарубежными компаниями, осваивающими новые технологии и вкладывающими серьезные средства в научное сопровождение своих разработок.
Применение колтюбинговых технологий весьма актуально при освоении шельфа арктических морей, прежде всего в условиях суровой ледовой обстановки. При быстро меняющихся метеорологических условиях большую роль играют такие важные качества установок НТ, как скорость спуско-подъемных операций (СПО), высокая степень автоматизации технологических процессов и возможность работы под давлением, что делает их незаменимыми для повышения уровня безопасности работ и производительности буровой установки. Однако при освоении месторождений в акватории Северного Ледовитого океана, даже с наличием таких установок, разведку и бурение скважин можно осуществлять только в короткие навигационные периоды. Поэтому целесообразно
технологии
щ
перенимать опыт предприятий оборонной промышленности, которые имеют хорошо отработанные технологии по производству атомных подводных лодок, способных непрерывно находиться под водой в течение нескольких месяцев, с целью создания подводных буровых аппаратов, в том числе с применением гибких труб [3].
Колтюбинговые технологии сегодня неизбежно становятся комплексными, т. е. сочетающими в себе максимальное количество наиболее эффективных видов работ [4].
Традиционные технологии бурения вертикальных скважин и последующий гидравлический разрыв пласта (ГРП) не обеспечивают достижения высокого показателя коэффициента извлечения углеводородов и допустимой рентабельной эксплуатации нефтяных и газовых скважин. При отсутствии прочных глинистых пропласт-ков происходит неконтролируемый рост трещин, что приводит к высокой начальной обводненности продукции [5]. С помощью гидропескоструйной перфорации (ГПП), проводимой перед основным ГРП, можно задавать направление и контролировать развитие трещин разрыва. Кроме того, подобные операции можно производить и в горизонтальном участке скважины большой протяженности.
Резка колонны и последующее образование каверн в призабойной зоне производится при подаче в перфоратор смеси кварцевого песка (проппант концентрации 50 - 100 кг/м3) и воды с расходом 0,2 м3/мин на одно сопло. Формирование перфорационного отверстия в колонне происходит в течение 15 мин с момента выхода на рабочий режим подачи смеси воды и песка. При высокой приемистости пласта во избежание быстрого поглощения воды резку колонны необходимо проводить с ис-
2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0
1851 то 1811
1616 1657
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
■ Канада »США »Азия
■ Европа и Африка ■ Латинская Америка • Россия и СНГ
Рис. 1. Количество используемых колтюбинговых установок в мире (1999 - 2012 гг.)
пользованием геля. Опыт проведения ГРП за рубежом показывает, что устранение осложнений, связанных с транспортировкой геля с проппантом по перфорационным каналам, достигается путем использования проппантов, максимальный размер зерен которых в 8 - 10 раз меньше диаметра отверстия. Наиболее интенсивное развитие каверн происходит в течение 5 мин с момента прорезки колонны, в последующем скорость изменения размеров полости резко уменьшается. В связи с чем рекомендуется ограничивать продолжительность режима образования каверн до 5 мин [6]. Преимущество данной технологии еще и в том, что весь процесс (ГПП+ГРП) осуществляется за одну спуско-подъемную операцию НТ. Основной ГРП производится по кольцевому пространству между НКТ и НТ, а после его завершения остатки проппанта
щ
технологии
вымываются прямой циркуляцией. Подобным образом при использовании в компоновке НТ вместе с перфоратором мостовой пробки многократного действия можно осуществлять многостадийный ГРП [5], при этом по мере продвижения перфоратора вверх - от самого нижнего горизонта до верхнего - нижние, уже перфорированные интервалы будут надежно изолированы, что особенно актуально в горизонтальных скважинах.
Очень важным моментом при производстве работ через НТ является правильный выбор режима прокачивания технологических жидкостей, обусловленный малым диаметром и большой протяженностью труб. Высокая турбулизация потока и большие скорости сдвига предопределяют необходимость регулирования реологических свойств жидкости, которая, в конечном счете, определяет успешность работ. Кроме того, в горизонтальных участках скважин режим прокачки должен выбираться с учетом высокой вероятности выпадения проппанта. Возможность перемещения НТ во время закачки позволяет бороться с дюнообразованием и избегать прихвата инструмента.
Основная задача, которую решают сегодня нефтедобывающие предприятия на зрелых месторождениях Западной Сибири, - это даже не рост, а сохранение уровня базовой добычи нефти. Для этого выбрано несколько стратегических направлений, основное из которых - ограничение водопритока с помощью специальных технологий.
Одним из таких направлений является проведение так называемых экраноустанавливающих ГРП. Технология заключается в создании в продуктивном пласте трещин, проходящих как по нефтенасыщенным, так и по водоносным пропласткам с последующим заполнением части пространства трещин, находящихся за пределами нефтенасыщенного пласта, изолирующим материалом, а в пределах нефтеносного пласта -проппантом [6]. Для проведения подобных работ авторами статьи предложен селективный состав, содержащий гидрофобные кремнийорганические жидкости и гидрофобизирующие добавки. Данная композиция обеспечивает селективную изоляцию воды и при этом способна пропускать через себя углеводороды в коллекторах любой проницаемости и, кроме того, может использоваться в широком интервале пластовых температур (0-200 0С) независимо от степени минерализации пластовых вод.
Весьма актуальной задачей в современных условиях является проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР) в горизонтальных скважинах (ГС). Для таких условий разработан способ проведения РИР в ГС с помощью НТ [7], который реализуется в два этапа: первый -установка блокирующего экрана по всей длине вскрытого продуктивного горизонта, второй - закачивание изолирующего состава. В качестве блокирующего экрана при реализации данной технологии возможно применять гидрофобную кремнийорганическую жидкость, а в качестве изолирующего состава этилсиликат в оптимальной концентрации. Данный способ сможет найти применение для селективной изоляции ГС, не имеющих жестких ограничений по фиксации границ интервала изоляции пласта.
Необходимость работы с колтюбингом доказывается наличием негерметичности в горизонтальном стволе, ликвидация которой возможна только с
помощью НТ. Проблемы диагностики технического состояния горизонтального ствола скважин можно показать на примере проведения изоляционных работ на Самотлорском месторождении. Так, на скважине №16341 с горизонтальным участком длиной 220 м была выявлена негерметичность в вертикальном участке ствола, но основной приток
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.