CC BY
766
ПРИМЕНЕНИЕ ИННОВАЦИОННЫХ КОЛТЮБИНГОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
А.Е. Воробьёв, В.П. Малюков, В.А. Куценко
Кафедра нефтепромысловой геологии, горного и нефтегазового дела Российский университет дружбы народов ул. Миклухо-Маклая, 6, Москва. Россия, 117198
Проанализировано применение колтюбинговых технологий при разработке месторождений углеводородов на АНК «Башнефть» и Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении.
Ключевые слова: безмуфтовые длинномерные трубы, бурение скважин, депрессия, водоизо-ляционные работы, бустерные установки.
Колтюбинговые технологии находят широкое применение при разработке месторождений углеводородов — при бурении, капитальном ремонте скважин, проведении водоизоляционных работ и др.
В последние годы практически все нефтяные компании России большое внимание уделяют качеству строительства скважин и вскрытия продуктивных пластов. Для этого широко привлекают новые прогрессивные технологии бурения. Одной из таких технологий является бурение на равновесии или при депрессии на пласты. Вскрытие пластов в условиях депрессии создает предпосылки для сохранения естественного состояния вскрываемых продуктивных пород. Традиционно бурение осуществляется на репрессии, когда давление Рскв промывочной жидкости в скважине выше пластового давления Рпл. Следствием этого является проникновение промывочной жидкости (ПЖ) в пласты и их кольматация. Бурение в условиях депрессии, когда Рскв < Рпл, наоборот, вызывает приток пластового флюида в скважину, сохраняя при этом естественные коллекторские свойства пород. Режим бурения на депрессии наиболее оптимален также для проведения гео-логогеохимических исследований.
Одним из наиболее технологичных способов бурения, обеспечивающих вскрытие продуктивных пластов на депрессии, является применение колтюбинга. Колтюбинговый способ бурения (англ. coiled tubing — гибкие трубы), основанный на использовании безмуфтовых гибких труб, находит широкое развитие при бурении новых скважин и новых стволов из старых скважин. Высокая техническая и экономическая эффективность достигается при бурении наклонных и горизонтальных боковых стволов из существующих скважин. Особенно эффективным колтюбинг может оказаться на месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, для реанимирования старого фонда скважин путем зарезки боковых стволов.
Для бурения боковых горизонтальных стволов малого диаметра в АНК «Баш-нефть» начата реализация проекта по разработке и освоению технологии бурения на депрессии с применением облегченных ПЖ и колтюбингового способа бурения. Проект реализуется преимущественно на отечественном оборудовании. Специально разработаны и изготовлены колтюбинговая установка, закрытая циркуляционная система с управляемой системой дросселирования на выходе из скважины, аппаратурно-программный комплекс для контроля параметров ПЖ в циркуляционной системе. Гибкая безмуфтовая труба, внутренний диаметр которой 60,3 мм, имеет встроенный 7-жильный каротажный кабель, который используется для передачи информации с забойной телеметрической системы «Надир», разработанной в ОАО НПФ «Геофизика». Система «Надир» позволяет контролировать следующие забойные параметры: зенитный и азимутальный углы, положения откло-нителя, давление в трубе и в затрубье, нагрузку на долото, позволяет выполнять гамма-каротаж.
Бурение осуществляется с применением закрытой циркуляционной системы, а в качестве промывочных жидкостей используются несколько типов промывочных жидкостей, в том числе раствор на нефтяной основе, разбавленный азотом. Для поддержания требуемого давления ПЖ в призабойной зоне и регулирования его значения на устье скважины создается избыточное давление, которое поддерживается управляемой системой дросселирования.
Изучение тампонирующих свойств рассматриваемых составов в газонасыщенных кернах с содержанием остаточной и связанной воды показало, что после вызова притока газа проницаемость их существенно снижается (рис. 1), т.е. в газонасыщенных кернах газовая фаза не является растворителем водоизолирующих систем и легко вытесняется из кернов.
0.1 0.2 0,3 0.4 0.5 0.6 0,7 0.8 0.9 1.0
Депрессия, МПа
Рис. 1. Изменение проницаемости газонасыщенных кернов после закачивания водоизолирующих составов:
1 — исходная проницаемость; 2 — состав на основе А-пласт; 3 — состав на основе АКОР МГ
Исследования изменения проницаемости осуществлялись на основе теоретического обоснования компьютерного моделирования, а также с использованием тренажера SHELF 6000 Grill и привлечением практических данных (закупленного по программе ИОП РУДН).
Таким образом, забойное давление регулируется двумя способами: увеличением или уменьшением избыточного давления на устье или обеспечением необходимой плотности ПЖ, которая достигается ее аэрацией инертным газом (азотом).
Информация с забойной телеизмерительной системы и наземных датчиков позволяет определить положение долота относительно продуктивного интервала, а управляемый с устья отклонитель позволяет оперативно вносить коррективы в траекторию ствола скважины.
Проведенная работа является одним из первых опытов разработки отечественной аппаратуры и технологии геолого-технологических исследований в процессе бурения на облегченных ПЖ с применением колтюбинговых установок.
Колтюбинговые технологии находят широкое применение при капитальном ремонте скважин. Специалистами ООО «Газпром добыча Уренгой» и ООО «Газпром подземремонт Уренгой» выполнены интересные разработки технических и технологических решений с использованием колтюбинга для сохранения объемов добычи углеводородов.
Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) введено в разработку в 1978 г. Более 10 лет половина добычи газа в стране приходилась на это месторождение.
В настоящее время бездействующий фонд скважин по причине обводненности составляет 30—35 % общего фонда. В связи с этим потребность в изоляционных и ремонтно-восстановительных работах огромная.
Уренгойский нефтегазодобывающий комплекс представляет собой самый крупный в мире инженерный комплекс по добыче, переработке и подготовке к транспорту газа, газового конденсата и нефти. Общий фонд скважин составляет 2520 скважин, из них 1480 газовых, 1040 газоконденсатных и нефтяных скважин и другого назначения. Основные запасы природного газа Уренгойского НГКМ сосредоточены в сеноманских отложениях.
В настоящее время Уренгойское НГКМ вступило в заключительную стадию разработки, для которой характерно истощение продуктивных пластов и падение пластового давления, прогрессирующее обводнение продукции в результате подхода контурных вод, подъема уровня газо-водяного (ГВК) и водо-нефтяного контакта (ВНК), прорывов воды по разрушенному цементному камню за эксплуатационной колонной, нарушения целостности колонны. Острее становится проблема выноса песка, что в значительной степени обусловлено появлением в продукции воды. Разрушение скелета пласта-коллектора ведет к нарушению условий равновесия всего геологического разреза, следствием чего является искривление стволов скважин, негерметичность и смятие эксплуатационных колонн. Все это приводит к снижению продуктивности скважин, значительному увеличению затрат на проведение ремонтных работ и на вывод скважин из простоя и бездействия.
Большинство ремонтных работ на скважинах с помощью безмуфтовых длинномерных труб (БДТ), или гибких труб, выполняются в 2—4, а порой и в 10 раз быстрее и дешевле по сравнению с традиционными технологиями.
Проведен анализ экспериментальных исследований разработки технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, которые учитывают условия Уренгойского НГКМ и обеспечивают повышение эффективности эксплуатации скважин.
Поскольку эксплуатация Уренгойского НГКМ ведется в условиях водонапорного режима, одной из основных причин пескопроявления газовых скважин является постепенное их обводнение как подошвенной, так и конденсационными водами. Увеличение влагосодержания приводит к размыву глинистого цемента, разрушению глинистых частиц горной породы, выносу песка и образованию отдельных каналов повышенной проводимости в газонасыщенных интервалах. Поэтому ре-монтно-изоляционные работы (РИР) на газовых скважинах всегда сопровождаются восстановлением забоя — промывкой песчаной пробки.
Фильтрационно-емкостные параметры коллекторов: открытая пористость — 28—35%; проницаемость — 300—3500 мД; газонасыщенность — 70—74%; начальное пластовое давление — 12,2 МПа, которое с начала разработки снизилось в среднем в два раза; текущее давление 5,2—6,9 МПа; средняя пластовая температура 31 °С; плотность газа — 0,757—0,815 кг/м3; плотность газового конденсата — 730—740 кг/м3; плотность нефти — 750—850 кг/м3. Пластовые воды гидрокарбо-натнонатриевые, минерализация не превышает 20,1 г/л, в среднем 18 г/л.
Аномально высоких давлений в сеноманских залежах не обнаружено, повсеместно имеются высокопроницаемые пласты с низким поровым давлением. Пластовые давления как в сеноманских, так и в неокомских объектах эксплуатации снижены относительно первоначальных, что является причиной поглощения технологических жидкостей.
Исследования фильтрационно-емкостных свойств образцов кернов позволили выявить связи между типом коллектора по минералогическому составу и его фильтрационными характеристиками. Отмечена анизотропия фильтрационно-емкостных параметров, прежде всего проницаемости, по основным литологиче-ским направлениям. Учет горизонтальной анизотропии имеет большое значение не только для выбора системы и методов регулирования разработки, но и для разработки технологий РИР, так как рабочие растворы при обработке коллектора проникают в него неравномерно.
Обводнение продукции является одной из основных причин перевода скважин в бездействие, что, в свою очередь, способствует другому осложнению — неравномерности выработки запасов. Участки месторождения в районе обводненных скважин практически не разрабатываются. Это создает условия для неравномерного дренирования продуктивных пластов по площади и разрезу и, в конечном счете, к значительным потерям углеводородов.
Эксплуатация скважин с дебитами, не обеспечивающими вынос жидкости потоком газа, приводит к накоплению жидкости в скважине, постепенному увели-
чению высоты ее столба на забое, созданию противодавления на пласт и самоглушению скважин. Дальнейшая их эксплуатация возможна при достаточно частых продувках (относительно кратковременных увеличениях отбора для увеличения скорости восходящего потока, газа) с целью очистки забоя от воды.
Для скважин с диаметром насосно-компрессорных труб 168 мм при значении депрессии на пласт до 0,1 МПа количество продувок может быть 1—2 раза в неделю.
Остановка обводненных скважин либо заметное снижение дебитов продукции приводят к необходимости проведения РИР. На капитальный ремонт скважин (КРС) с целью изоляции притока пластовых вод расходуются значительные средства, кроме того, скважины продолжительное время не дают продукции.
Все это приводит к снижению коэффициента эксплуатации скважин и увеличению себестоимости добычи газа. На этой стадии разработки месторождения проблема обводнения скважин становится особенно актуальной.
Разработка обводняющихся залежей сопровождается большими осложнениями и требует проведения мероприятий по повышению эффективности работы эксплуатирующихся скважин, скорейшему выводу скважин из консервации и простоя. К таким мероприятиям относятся и водоизоляционные работы.
Перспективным является направление проведения РИР без глушения скважин, что стало возможным при внедрении технологий с использованием колтю-бинговых установок. Это позволяет в 2—3 раза и более сократить продолжительность РИР и снизить затраты на их проведение.
На Уренгойском НГКМ в опытно-промышленной эксплуатации находятся семь колтюбинговых установок (РАНТ 10-01 и модернизированные установки М-10 и M-20). Установки укомплектованы БДТ диаметром 33,5 мм (38,1 мм), толщиной стенки 3 мм и длиной 1600 м (3500 м).
В ходе операций максимальная глубина СПО БДТ достигала 2950 м, максимальное внутреннее гидравлическое давление в БДТ равнялось 20 МПа, максимальное наружное — 16,5 МПа.
С помощью колтюбинговых установок монтаж-демонтаж технологического оборудования (превентора, герметизатора, инжектора) выполнялся без использования автокрана. При проведении технологических операций не требовался демонтаж фонтанной елки, а прерывистый процесс свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб (НКТ) заменялся на непрерывный спуск БДТ. Высокая эффективность операций при ремонте скважин по такой технологии по сравнению с традиционными методами достигается за счет целого ряда преимуществ, главными из которых являются:
— исключение в технологическом процессе спуско-подъемных операций (СПО);
— возможность выполнения работ в газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах без их предварительного глушения;
— обеспечение герметичности устья скважины использованием устьевого герметизатора и превентора;
— уменьшение влияния технологических растворов на продуктивные пласты;
— безопасность проведения СПО вследствие устранения необходимости свинчивания и развинчивания резьбовых соединении и перемещения НКТ;
— возможность выполнения операций подземного ремонта в сильно искривленных и горизонтальных скважинах;
— возможность быстрой транспортировки и монтажа установки.
Колтюбинговая техника в наибольшей степени отработана для КРС и широко
используется при выполнении операций, связанных с нагнетанием в скважину технологических агентов — различных жидкостей, газа или пены и не требующего спуска внутрискважинного оборудования. К этим операциям относятся: вызов притока посредством газирования жидкости, промывка скважины с целью удаления пробок, тепловая и кислотная обработка призабойной зоны. По сути, номенклатура операций, выполняемых колтюбинговыми агрегатами в РФ, исчерпывается этим списком. К операциям более высокого уровня в числе других относится и селективная изоляция обводненного интервала пласта. Еще более сложными являются операции по исследованию скважин, каротажные работы, визуальное обследование состояния скважины и проведение гидроразрывов пласта (ГРП) всех видов.
Колтюбинговые установки значительно повышают эффективность работ по подготовке скважин к РИР, ликвидации песчаных пробок, продувке забоя от воды, испытанию колонн на герметичность снижением уровня, пенокислотным обработкам, обработкам призабойной зоны пласта азотом, продувкам и опрессовкам трубопроводов (шлейфов), очистке от гидратов и парафинов ствола скважины, освоению. На месторождениях с аномально низким пластовым давлением и высокой проницаемостью пластов выполнение ремонта скважин сопряжено с большими трудностями и часто приводит к отрицательным результатам. В таких условиях невозможно выполнять работы с циркуляцией растворов, даже вспененных.
Проведенные специалистами Уренгойского УИРС гидравлические расчеты циркуляционной системы колтюбинговой установки показали, что в условиях низких пластовых давлений для эффективной работы колтюбинговых установок при промывке пробок и освоении скважин после КРС во многих случаях не хватает энергии пластового газа. Поэтому с 2001 г. стали использоваться установки нагнетания газа — газо-бустерные (англ. booster от boost — повышать давление, напряжение) установки УНГ-8/15, осуществляющие нагнетание газожидкостной смеси поршневыми насосами. При газо-бустерном режиме работы проводится компримирование природного газа низкого давления (1,5—2,5 МПа) до 15 МПа. Возможность с помощью бустерной установки увеличить давление подачи газа на эжектор позволяет изменять технологию освоения скважин и эффективно проводить изоляционные работы.
Перед проведением водоизоляционных работ в большинстве скважин сено-манской залежи требуется очистка забоя от песчаных пробок. Они перекрывают интервал перфорации и делают невозможным закачивание водоизолирующего состава. Промывка песчаных пробок является трудоемким процессом. Значительное увеличение эффективности этого процесса стало возможным при совместном использовании колтюбинговой и бустерной установок. Данная технология позво-
ляет промывать песчаные пробки в скважинах с полностью перекрытым интервалом перфорации и отсутствием давления.
Технология промывки песчаной пробки с использованием колтюбинговой установки (рис. 2) основана на выносе пластового песка из скважины восходящим потоком газа в условиях равновесного давления.
Рис. 2. Схема промывки песчаной пробки
При определении объема закачиваемого в пласт состава учитывается вид во-допритока, количество изолируемых интервалов, величина вскрытой части продуктивного интервала или его обводненной толщины, тип коллектора и приемистости пласта, пластовая температура и планируемый размер радиуса водоизо-лируемого экрана.
Время нагнетания и продавливания состава в водоносный пласт, определяется по формуле
V + V
пр
qPн
(1)
где Ус — объем состава, м ; V — объем продавочной жидкости, м ; Рн — ожидаемое
давление нагнетания, МПа; д — приведенная приемистость скважины, м /ч МПа.
Объем водоизолирующего состава ¥с, м3, для создания планируемого радиуса водоизолирующего экрана (не менее 1—2 м) определяется по формуле
„ *(( - Р2/к) н
ус =-:--низ • т
(2)
где Д. — диаметр контура изолирующего экрана, м; Д/к — диаметр эксплуатационной колонны, м; Низ — толщина изоляционного экрана, м; т — пористость пласта, относит. ед.
Определение расхода при продавливании изолирующего составов проводится по уравнению Дюпюи для плоскорадиальной фильтрации:
Q =
2пкНиз (Р, - Гпл)
Ьц 1П—
(3)
Гс
где k — средняя проницаемость пласта, мкм ; Ь — объемный коэффициент продавочной жидкости; ц — динамическая вязкость продавочной жидкости, Пас; —к — радиус контура изолирующего экрана, м; гс — радиус скважины (эксплуатационной колонны), м.
Забойное давление, при котором будет происходить фильтрация в ПЗП изолирующего состава с расходом Q, м3/с, определяется из выражения (3):
QЬц 1П —-
г
Рз =-— + Рг
з 2лкй,„ и
(4)
Если расчетное значение Р3 превышает фактически полученное, над столбом жидкости необходимо создать дополнительное давление на величину полученной разницы, например, путем подачи газа от скважины-донора или от газо-бустерной установки.
Изоляция притока пластовых вод при подъеме ГВК до уровня интервала перфорации в газовых и при заколонных перетоках в нефтяных скважинах осуществляется в указанной последовательности (рис. 3).
Рис. 3. Схема изоляции притока пластовых вод: а) спуск БДТ до низа интервала перфорации; б) закачивание водоизолирующего состава; в) подъем БДТ, продавливание состава в пласт, ожидание затвердевания состава; г) спуск БДТ, установка цементного моста; д) подъем БДТ, ОЗЦ, вызов притока
Испытания разработанных технологий водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок на скважинах Уренгойского НГКМ показали значительное сокращение материальных затрат и продолжительности проведения
технологических операций (не менее чем в 1,5 раза по сравнению с технологией использования подъемных установок), простоту и безопасность их выполнения, а также повышение текущих дебитов скважин.
ЛИТЕРАТУРА
[1] Сервисные технологии с применением колтюбинговых установок при капитальном ремонте газовых скважин / А.А. Ахметов, Н.В. Рахимов, P.P. Сахабутдинов и др. // Нефть и капитал. Технологическое приложение к журналу «Колтюбинг, опыт, исследования, технологии, практика». — 2001. — № 1. — С. 33—35. [Servisnye texnologii s pri-meneniem koltyubingovyx ustanovok pri kapitalnom remonte gazovyx skvazhin / A.A. Axme-tov, N.V. Raximov, P.P. Saxabutdinov i dr. // Neft i kapital. Texnologicheskoe prilozhenie k zhurnalu «Koltyubing, opyt, issledovaniya, texnologii, praktika». — 2001. — № 1. — S. 33—35.]
[2] Тагиров К.М., Нифантов В.И. Бурение скважин на депрессии. — М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. [Tagirov K.M., Nifantov V.I. Burenie skvazhin na depressii. — M.: Nedra-Biznescentr, 2003.]
[3] Методика выбора технологии водоизоляционных работ с применением колтюбинговых установок на Уренгойском НГКМ / P.P. Сахабутдинов, Н.В. Рахимов, Д.Н. Хадиев и др. — М.: ИРЦ Газпром, 2003. — Т. 1. — С. 81—84. [Metodika vybora texnologii vodo-izolyacionnyx rabot s primeneniem koltyubingovyx ustanovok na Urengojskom NGKM / P.P. Saxabutdinov, N.V. Raximov, D.N. Xadiev i dr. — M.: IRC Gazprom, 2003. — T. 1. — S. 81—84.]
[4] Проблемы и перспективы колтюбинговых технологий в газодобывающей отрасли / М.Г. Гейхман, Г.П. Зозуля, А.В. Кустышев и др. // Обз. инф. — М.: ИРЦГазпром, 2007. [Problemy i perspektivy koltyubingovyx texnologij v gazodobyvayushhej otrasli / M.G. Gejx-man, G.P. Zozulya, A.V. Kustyshev i dr. // Obz. inf. — M.: IRCGazprom, 2007.]
[5] Кустышев А.В., Дмитрук В.В., Рахимов С.Н. Инновационные технологии: колтютинг на Уренгойском месторождении // Наука и техника в газовой промышленности. — 2010. — № 4. — С. 25—31. [Kustyshev A.V., Dmitruk V.V., Raximov S.N. Innovacionnye texnologii: koltyuting na Urengojskom mestorozhdenii // Nauka i tex-nika v gazovoj pro-myshlennosti. — 2010. — № 4. — S. 25—31.]
[6] Рахимов H.B., Кустышев А.В., Дмитрук В.В., Шестакова Н.А., Федосеев А.П., Рахимов С.Н. Водоизоляционные работы с использованием колтюбинговой техники и полимерных составов на скважинах Уренгойского НГКМ: Обз. инф. — М.: Газпром экспо, 2012. [Raximov H.B., Kustyshev A.V., Dmitruk V.V., Shestakova N.A., Fedoseev A.P., Raxi-mov S.N. Vodoizolyacionnye raboty s ispolzovaniem koltyubingovoj texniki i polimernyx sostavov na skvazhinax Urengojskogo NGKM: Obz. inf. — M.: Gazprom ekspo, 2012.]
INNOVATIVE TECHNOLOGIES OF COILED-TUBING IN DEVELOPMENT OF FIELDS OF HYDROCARBONS
A.E. Vorob'ev, V.P. Malyukov, V.A. Kutsenko
Peoples' Friendship University of Russia
Miklukho-Maklaya str., 6, Moscow, Russia, 117198
Use of coiled-tubing technologies when developing fields of hydrocarbons on ANK 'Bashneft" and the Urengoy oil-gas condensate field is analysed.
Key words: coiled-tubing, drilling of wells, depression, isolation operations, booster sistems.
