Антониади Дмитрий Георгиевич
директор Институт нефти, газа и энергетики
(ИНГиЭ) Кубанского государственного
технологического университета

Фурсин Сергей Георгиевич
Доцент кафедры Институт нефти, газа и энергетики
(ИНГиЭ) Кубанского государственного
технологического университета

Общепризнанным методом разработки месторождений является бурение горизонтальных скважин с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пластов (ГРП). Однако в ряде случаев возможен иной экономически и экологически обоснованный подход, а именно разветвленное глубинное вскрытие продуктивной зоны пласта (ПЗП) каскадом перфорационных каналов малого диаметра из обсаженного ствола скважины. Для этого в системе колтюбинга предлагается использовать гидроабразивный зондовый перфоратор, позволяющий на основе скважинного контейнера-сепаратора абразива улучшить массовое создание дренажных радиальных каналов оптимальной траектории за одну спуско-подъемную операцию (СПО) с трубами. Ввод абразива в сопло зонда в режиме струйного насоса обеспечивает разрушение обсадной колонны, цемента и породы в глубину пласта за одну непрерывную операцию и в оптимальном гидродинамическом режиме – при меньшем давлении и большем расходе жидкости. Внутрискважинная местная циркуляция абразива без выноса его на устье минимизирует ущерб оборудования. Колтюбинговая подвеска перфоратора улучшает режим циркуляции рабочей среды, обеспечивает простое управление устройством через электрокабель колтюбинговой трубы, повышает надежность создания перфорационных каналов в сложных геолого-технологических условиях. Использование абразива применительно к зондовой струйной технике способствует вскрытию пласта на депрессии (нефти). Проводная линия связи перфоратора вместе с соответствующими сигнальными датчиками обеспечивают достаточно полный забойный контроль над оборудованием и геологическим разрезом на всех этапах вскрытия среды. Использование корпусных сейсмоакустических приемников и термомеханического отклонителя зонда, а также возможность измерения параметров среды на забое в реальном режиме времени способствуют активной геонавигации и улучшают управляемость перфоратора при многоствольном и длинноствольном бурении.

Доля трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) постоянно увеличивается и во многих нефтедобывающих регионах составляет уже 70÷75%. Происходит неуклонное снижение средних дебитов скважин, увеличивается процент малодебитных скважин, остро стоит вопрос о прекращении разработки из-за нерентабельности целого ряда месторождений Краснодарского края, Сахалина, Урало-Поволжья и других регионов [1]. Одним из путей интенсификации добычи углеводородов является увеличение поверхности вскрытия пласта, а также проницаемости пород, окружающих скважину, и расширение зоны дренирования ствола скважины в целом. В последние годы ведутся активные поиски простых и экологически обоснованных технологий вскрытия пласта перфорационными каналами малого диаметра, способных перекрывать слабопроницаемый контур загрязнения ПЗП с действующим радиусом до 3÷7 м, а также позволяющих достигать более удаленных от основного ствола перспективных объектов на расстояние 100 м и более.
Основная масса работ (до 90–98%) по вскрытию продуктивного пласта из обсаженных скважин выполняется прострелочно-взрывным способом с использованием кумулятивных перфораторов, что объясняется простотой их применения, достаточно малым временем проведения операции и относительно небольшой стоимостью работ и расходного материала. Несмотря на постоянное совершенствование технологии кумулятивной перфорации, даже самые современные перфораторы, например, компании «Шлюмберже», нередко приводят к существенному нарушению обсадной колонны, цементного камня и ускоренному обводнению скважины. Такое вскрытие не всегда обеспечивает надежную гидравлическую связь пласта с основным стволом и не преодолевает зону загрязнения, достигающую нескольких метров. Как правило, для улучшения проницаемости пласта после кумулятивной перфорации проводят дополнительные весьма затратные мероприятия (кислотные обработки, разглинизации и гидроразрывы пород, геодинамические разгрузки пласта, вибровоздействия и др.) [2].
Стремление к повышению нефтеотдачи и продлению срока службы скважин привело к появлению альтернативных гидропескоструйных, щелевых и сверлящих перфораторов, позволяющих в щадящем режиме для колонны, цементного камня и самой породы проводить вторичное вскрытие пласта гидромеханическим способом. Среди этих методов вскрытия пластов особое развитие получила технология с использованием сверлящих перфораторов для создания каналов глубиной 1÷3м с помощью электробура или гидродвигателя соответственно на кабельной или трубнокабельной подвеске. Использование кабельной подвески дает неоспоримые преимущества, а именно: обеспечивает возможность эффективного контроля и регулирования всего процесса в реальном режиме времени. Недостатком сверлящих перфораторов является сравнительно небольшая глубина вскрытия пласта, что связано с функциональными возможностями приводного вала, вращаемого гидродвигателем или электробуром в сложнонапряженных механических условиях [3].
Наиболее глубокое вскрытие пласта, как известно, обеспечивает технология бурения горизонтальных скважин, которая наряду с ГРП в последние годы широко используется на различных стадиях разработки нефтегазовых залежей. Многолетний опыт разработки месторождений горизонтальными скважинами и боковыми горизонтальными стволами, законченными современными техническими средствами, в том числе системами направленного колтюбингового бурения, показывает, что их продуктивность в 1.5÷5 и более раз выше, чем вертикальных скважин. Вместе с тем практика также показывает, что плановая эффективность по горизонтальным скважинам достигается только в 50% случаев, а 35÷50% из общего числа скважин оказываются нерентабельными, так как их дебиты остаются на уровне и меньше, чем в вертикальных скважинах [4]. Разработка месторождений с использованием системы горизонтальных скважин бывает не всегда экономически оправданной. Это подтверждается и слабой корреляционной связью (коэффициент корреляции 0,23) между дебитом скважины и общей длиной горизонтального участка, когда приток флюида происходит только из высокопроницаемых зон, а не одновременно из всех вскрытых бурением участков ПЗП. Горизонтальная скважина в 1,5÷2 раза дороже вертикальной скважины. Еще сложнее сооружать, дороже эксплуатировать и ремонтировать многозабойные, особенно многоярусные разветвлено-горизонтальные скважины с длинными стволами [5].
Применение же технологии гидроразрыва для увеличения поверхности вскрытия ПЗП и проницаемости пород за счет образования в них трещин часто повышает дебит скважин только на начальном этапе их эксплуатации. Более того использование гидроразрыва пласта требует значительных затрат, обычно приводит к нарушению герметичности цементного камня и появлению заколонных перетоков, росту обводненности скважин, ухудшению условий проведения ремонтно-восстановительных работ, появлению целиков нефти и снижению конечного коэффициента нефтеотдачи [6].
Для устранения большего числа указанных выше недостатков была разработана инновационная технология глубокой щадящей перфорации продуктивных отложений каналами малого диаметра при заканчивании скважин и их капитальном ремонте – технология перфобура [7]. Эта технология основана на использовании малогабаритной турбинной компоновки на конце ГНКТ и позволяет создавать из основной обсаженной скважины каскад дренажных каналов малого диаметра по криволинейной траектории за одну СПО с трубами.
Однако в ряде случаев, например, в маломощных неоднородных коллекторах, тонкопереслаивающихся водонефтяных пластах и пластах с близким расположением флюидных контактов, когда предъявляются повышенные требования к качеству крепи и необходимо адресное избирательное воздействие на отдельные низкопроницаемые зоны, использование технологии перфобура затруднено. Для решения проблемы глубокой перфорации в указанных сложных условиях еще в середине 1980-х годов Сибирским отделением АН СССР и ВНИИнефть были успешно начаты работы по разработке метода радиального бурения высокоскоростной струей жидкости с помощью гибкого зонда [8]. В настоящее время технология радиального бурения высокоскоростной струей жидкости с использованием колтюбинговой установки представлена рядом компаний и постоянно совершенствуется [9, 10]. Эта технология предполагает спуск в обсаженную скважину радиального отклонителя на колонне НКТ, создание фрезой или сверлом ряда отверстий в обсадной колонне и вскрытие продуктивной зоны через эти отверстия высокоскоростной струей жидкости, выходящей из сопла гибкого зонда, подвешенного на ГНЕТ. При этом из основного ствола обсаженной скважины возможно образование системы дренажных каналов длиной до 100 м за одну СПО с трубами в приемлемое для практики время.
К недостаткам технологии радиального бурения высокоскоростной струей жидкости с использованием колтюбинговой подвески можно отнести следующее. В этой технологии используется достаточно высокое рабочее давление (порядка 90÷150 МПа), что осложняет работы на устье и требует применение специального оборудования (соответствующих насосов, соединений, клапанов, фильтров тонкой очистки и др.). С другой стороны, низкая величина используемого расхода рабочей жидкости (порядка 0,2 л/с) ограничивает длину (до 100 м) создаваемых каналов из-за проблемы с выносом шлама. Кроме того, необходимость использования отдельных разнородных операций – механической для фрезерования (сверления) колонны и гидравлической для вскрытия пласта – также усложняет технологию, снижает ее оперативность и надежность. Недостатком рассматриваемой технологии является и непредсказуемость траектории создаваемых каналов из-за малой изгибной жесткости трубчатого зонда и разной прочности размываемых пород. При отсутствии забойного контроля и управления трубчатым зондом это нередко приводит к попаданию перфорационных каналов в водоносные пласты, группированию их около одного преобладающего направления, часто, вокруг обсадной колонны.
Предлагаемая колтюбинговая технология гидроабразивного глубинного вскрытия ПЗП с помощью зондового перфоратора лишена указанных недостатков. Она основана на использовании абразивного материала (песка, корунда, шлама пласта и др.) применительно к зондовой перфорации высокоскоростной струей жидкости. Ввод абразива в сопло с устья или забоя ведется под защитой прижимаемого к обсадной колонне герметизирующего башмака, что препятствует попаданию абразива в затрубное пространство и исключает возможность прихвата глубинного оборудования. В свою очередь использование абразива позволяет разрушать обсадную колонну, цемент и породу пласта в режиме одной непрерывной операции без фрезерования (сверления) колонны, причем при меньшем рабочем давлении (до 25 МПа) и большем расходе жидкости (5 л/с и более). Возврат отработанной после сопла жидкости через герметизирующий башмак позволяет работать в режиме струйного насоса с местной циркуляцией абразива – без необходимости ввода абразива на устье и циркуляции его в пределах всей скважины. Колтюбинговая подвеска перфоратора улучшает режим циркуляции рабочей среды и обеспечивает простое управление устройством. Использование для геонавигации зонда сейсмоакустических приемников и термомеханического отклонителя, а также возможность измерения параметров среды на забое в реальном режиме времени оптимизирует проводку дренажных каналов, особенно при многоствольном бурении.
Гидроабразивный зондовый перфоратор (рис. 1) включает герметизирующий прижимной башмак 1 с контейнером-сепаратором 2 абразива и отклоняющей рессорой 3 и колтюбинговую подвеску 4 с электрокабелем внутри и трубчатым зондом 5, оканчивающимся основным соплом 6. Башмак 1, спускаемый в скважину на колонне НКТ 7, направляет заходящий в него зонд 5 радиально на стенку обсадной колонны 8 и при этом прижимается к ней рессорой 3 через герметизирующий вкладыш 9. Контейнер-сепаратор 2 абразива выполнен в виде двух концентрично расположенных труб, крышки с центральным выходом 10, а также рабочего выхода 11, дозирующего канала 12 и входного винтового паза (завихрителя) 13, связанного с возвратным каналом 14.
Для работы зонда в режиме струйного насоса сопло 6 в узкой части снабжено всасывающими каналами 15 (рис. 2) и на некотором расстоянии – резиновой направляющей манжетой 16. При движении по пласту зонд 5 управляется с устья термомеханическим отклонителем в виде трех-четырех стержней 17 или трех-четырех пробок 18 реактивных сопел 19. Стержни 17 (пробки 18), выполненные из сплава на основе титана с эффектом памяти формы, могут раздельно деформироваться за счет избирательного нагрева электрическим током по проводу 20 и менять траекторию движения зонда. На конце основного сопла 6 встроена катушка индуктивности 21, которая обеспечивает измерение в импульсном режиме кажущегося электрического сопротивления (КС) окружающей среды. Для этого катушку 21 питают импульсами тока и в паузах измеряют спад напряжения, пропорциональный вихревому току и КС окружающей среды. Измерение проводят на разных временах задержки – радиусах исследования, что позволяет по приращению КС пород оценивать их характер насыщения (нефть, вода) в режиме реального времени.
Башмак 1 также содержит каротажный прибор 22 с сейсмоакустическими приемниками 23, расположенными симметрично по кругу на двух разноглубинных уровнях – по четыре приемника на верхнем и нижнем уровне. В процессе движения зонда 5 вглубь пласта приемники 23 принимают упругие волны от работающих сопел 6, 19 и обеспечивают его локацию по глубине и азимуту с учетом данных инклинометра прибора 22. При этом измеряется разница амплитуды и времени прихода упругих волн от сопел 6, 19 до различно расположенных на башмаке 1 приемников 23. Для организации временной проводной связи с прибором 22 используется сопловая 21 и корпусная 24 катушки, которые при определенном положении оборудования (рис. 1) входят друг в друга и образуют дистанционный трансформатор.
Работы по предлагаемой колтюбинговой технологии глубинного вскрытия ПЗП с помощью гидроабразивного зондового перфоратора проводят в следующей последовательности.
Обвязывают устье скважины насосом под рабочее давление нагнетания промывочной жидкости до 25 МПа. В обсадную колонну 8 на колонне НКТ 7 спускают башмак 1 с предварительно засыпанным в контейнер-сепаратор 2 абразивом (песком, корундом) и размещают на заданной глубине скважины. Далее в колонну НКТ 7 на ГНКТ 4 и электрокабеле спускают зонд 5 и с помощью башмака 1 направляют его радиально на стенку обсадной колонны 8. Контролируя показания соответствующих датчиков при перемещении зонда 5, совмещают катушки 21, 24 и через дистанционный трансформатор организуют проводную линию связи с прибором 22. Вращением колонны НКТ 7 с устья ориентируют по данным инклинометра прибора 22 башмак 1 в заданном направлении и прижимают его через вкладыш 9 рессорой 3 (связанной с электродвигателем, не показан) к обсадной колонне 8, исключая утечку в скважину отработанной после сопла 6 жидкости. Включают промывку скважины через ГНКТ 4 в рабочем режиме нагнетания жидкости. При этом сопло 6 (струйный насос) с всасывающими каналами 15 занимает оптимальное положение относительно выхода 11 контейнера-сепаратора 2 и обсадной колонны 8. При промывке скважины возможно использование облегченной рабочей жидкости, например нефти, способствующей созданию режима депрессии и уменьшению повреждения продуктивной зоны вскрываемого пласта.
Проводят разрушение обсадной колонны 8 высокоскоростной абразивной струей жидкости. Закачиваемая с устья в ГНКТ 4 и зонд 5 жидкость без абразива (вода, нефть) выходит из узкой части сопла 6 (струйного насоса) с высокой скоростью и засасывает через каналы 15, расположенные вблизи выхода 11 контейнера-сепаратора 2 абразивную смесь. Засасываемая струйным насосом абразивная смесь разгоняется на выходе сопла 6 до высокой скорости и разрушает колонну 8 в режиме гидроабразивной перфорации. В свою очередь абразивная смесь на выход 11 контейнера-сепаратора 2 подается за счет дозированного возврата части отработанной жидкости через дозирующий канал 12 малого диаметра. Основная часть отработанной жидкости отводится по каналу 14 большего диаметра и через винтовой паз 13 с закруткой по спирали вводится в контейнер-сепаратор 2. Здесь при движении по спирали центральная часть потока освобождается от абразива и через выход 10 возвращается в скважину и на устье. Отбрасываемый к внешней стенке центробежной силой, абразив отделяется и скапливается в контейнере-сепараторе 2 с возможностью воздействия на него дозирующим каналом 12 и повторного использования. Таким образом, при местной циркуляции абразива контейнера-сепаратора 2 без выхода его на устье и ущерба для оборудования создают отверстие необходимого размера в обсадной колонне 8 и цементном камне.
Далее, не меняя режим нагнетания жидкости, зонд 5 на колтюбинговой подвеске 4 продвигают вглубь пласта с разрушением породы, в качестве абразива используется уже крупный шлам пласта, который с помощью всасывающих каналов 15 и манжеты 16 циркулирует через сопло 6 (струйный насос) и совершает полезную работу. Помимо шлама пласта возможно использование другого абразива, вводимого через дополнительный надсопловый контейнер-сепаратор (не показано) также по местному кругу. Продвижение зонда 5 по пласту контролируют по данным сопловой катушки 21 и приемников 23 с использованием постоянной и временной проводной линии связи. Измерительные сигналы с движущейся по пласту катушки 21, характеризующие КС и характер насыщения вскрываемых пород, в реальном режиме времени поступают на устье по постоянной линии связи через провод 20 и электрокабель ГНКТ 4. Эти данные используются для активной навигации перфоратора, например, при незапланированном вскрытии водоносной части пласта, когда необходима оперативная корректировка траектории продвигаемого зонда. Сигналы с приемников 23, характеризующие текущее пространственное положение зонда, запоминаются прибором 22 и периодически, например, при проработке перфорационного канала и совмещении катушек 21, 24 передаются на устье.
Изменение направления продвигаемого по пласту зонда 5 проводят с помощью термомеханического отклонителя. Например, при движении и отклонении зонда 5 вниз к непродуктивной подошвенной части пласта на устье будет отмечаться повышение амплитуды и одновременно уменьшение времени прихода упругих волн на приемниках 23 нижнего уровня относительно приемников 23 верхнего уровня. В этом случая для корректировки траектории движения зонда 5 подают напряжение питания на один из стержней 17 отклонителя, например, верхний стержень и деформируют его в нужную сторону за счет нагрева электрическим током. При этом сопловый узел разворачивается вверх и возвращает продвигаемый зонд 5 на срединную благоприятную траекторию пласта. Аналогично управляют траекторией зонда с помощью пробок 18, избирательно деформируя их для прикрытия одного из реактивных сопел 19.
После создания первого перфорационного канала оптимальной траектории и длины зонд 5 на колтюбинговой подвеске 4 поднимают в колонну НКТ 7, контролируемо (по азимуту, глубине) изменяют положение башмака 1 в скважине и создают следующий канал в аналогичной последовательности. По завершении многоствольного радиального бурения глубинное оборудование из обсаженной скважины поднимают в следующей последовательности. Сначала поднимают зонд 5 на колтюбинговой подвеске 4, а затем – башмак 1 на колонне НКТ 7.
Элементы колтюбинговой технологии глубинного вскрытия ПЗП с помощью гидроабразивного зондового перфоратора начинают опробоваться в обсаженных скважинах на месторождениях Краснодарского края.
ВЫВОДЫ
Проведен анализ проблемы вскрытия продуктивных интервалов обсаженной скважины методом глубокой щадящей перфорации. Установлено, что радиальное вскрытие пласта высокоскоростной струей жидкости с использованием колтюбингового оборудования является наиболее перспективной технологией.
Предложена улучшенная технология заканчивания и капитального ремонта скважин на основе гидроабразивного зондового перфоратора в составе колтюбинга. Ввод абразива в сопло перфоратора с устья или забоя позволяет разрушать обсадную колонну, цемент и породу пласта за одну операцию в оптимальном режиме – при меньшем давлении и большем расходе жидкости. Использование абразива применительно к зондовой струйной технике способствует вскрытию пласта на депрессии.
Возврат отработанной жидкости через герметизирующий башмак перфоратора позволяет для разрушения среды использовать режим струйного насоса с местной циркуляцией абразива. Внутрискважинная местная циркуляция абразива без выноса его на устье минимизирует ущерб оборудования и повышает надежность технологии.
Колтюбинговая подвеска перфоратора улучшает режим циркуляции рабочей среды и обеспечивает простое управление устройством через электрокабель внутри трубы. Проводная линия связи перфоратора вместе с соответствующими датчиками обеспечивают достаточно полный забойный контроль над оборудованием и геологическим разрезом на всех этапах
Использование для геонавигации зонда сейсмоакустических приемников и термомеханического отклонителя, а также возможность измерения параметров среды на забое в реальном режиме времени улучшают контролируемость и управляемость перфоратора при многоствольном бурении в сложных геолого-технологических условиях.
Предлагаемая технология позволяет проще, надежнее и оперативнее в щадящем режиме дренировать ПЗП системой каналов наиболее благоприятной траектории, что способствует повышению рентабельности разработки месторождений, интенсификации добычи углеводородов, особенно с ТРИЗ, увеличению суммарной добычи в целом.
ЛИТЕРАТУРА/REFERENCES
1. Поддубный Ю.А. Повышение нефтеотдачи – не сбывающиеся надежды. Территория действий. Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Сб. докл. 6-й Международной научно-практической конференции. ООО «НПФ «Нитпо». – Краснодар, 2011. – 162 с.
2. Капырин Ю.В., Храпова Е.И., Кашицин А.В. Использование комплексной технологии вторичного вскрытия пласта для повышения дебита скважин. URL: http://www.snafta.ru/article2.html.
3. Гладилович В.Г. Преимущества вторичного вскрытия продуктивного нефтяного пласта методом сверления с помощью электробура для зарезки бокового канала//Бурение и нефть. – № 10. – 2011. – С. 47–49.
4. Поляков В.Н., Хузин Р.Р., Постников С.А., Аверьянов А.П. Технологические проблемы строительства многозабойных скважин с горизонтально разветвленными стволами.//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2013. – № 9. – С. 10–12.
5. Агзамов Ф.А., Агзамов Т.О., Хабибуллин И.В., Иштубаев А.В. О некоторых причинах низкой эффективности горизонтальных скважин//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. –2009. – № 6.
6. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. – 199 с.
7. Шамов Н.А., Лягов А.В., Пантелеев Д.В. и др. Техника и технология создания сверхглубоких перфорационных каналов//Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2012. – № 2.
8. Соловкин О.Е. Пути совершенствования щадящей перфорации скважин//Бурение и нефть. – № 5. – 2010. – С. 50–52.
9. Хенк Джелсма. Методы и применение технологии радиального бурения в странах СНГ и Южной Америки// Нефтегазовая вертикаль. –№ 2. – 2006. – С. 95-96.
10. Демяненко Н.А., Повжик П.П., Серебренников А.В., Галай М.И. Эффективность технологии создания системы разветвленных дренажных каналов большой протяженности и пути ее совершенствования для повышения эффективности работ//Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – № 6, 2015. – С. 65–73.
Источник - «Вермя колтюбинга. Время ГРП» http://www.cttimes.org