Исследование и разработка комплекса технологических решений повышения качества заканчивания скважин малого диаметра: На примере месторождений Западной Сибири

В современных условиях ограниченного финансирования отечественной нефтегазовой отрасли поддержание достигнутого уровня добычи нефти и газа возможно лишь за счет роста объемов буровых работ и строительства новых скважин, а также посредством интенсификации работы скважин старого эксплуатационного фонда, включая малодебитные, простаивающие и законсервированные скважины на месторождениях, которые вступили в позднюю стадию разработки.

Потенциальные возможности старых скважин могут быть реанимированы путем использования новых современных технологий ремонтно-изоляционных работ в обводнившихся продуктивных пластах, а также увеличения количества капитальных ремонтов скважин с использованием технологии бурения вторых (боковых) стволов из эксплуатационных колонн с целью вскрытия новых продуктивных участков залежи.

С учетом постоянного роста цен на энергоносители, оборудование, материалы и услуги соисполнителей — подрядчиков конечная суммарная стоимость строительства новых скважин с использованием традиционной техники и технологии бурения настолько возрастает, что зачастую не окупается добываемой продукцией и бурение таких скважин становится не рентабельным. Острота этой проблемы наблюдается не только при бурении скважин на старых разрабатываемых истощенных месторождениях, где скважины отличаются малыми суточными дебитами, но и при вводе в разработку новых месторождений, когда значительное удорожание бурения разведочных скважин обусловлено большими дополнительными затратами материально-технических средств и времени вследствие более тяжелых географических, климатических и сложных горно-геологических условий бурения.

Вследствие того, что процессы бурения и капитального ремонта скважин являются наиболее трудоемкими и дорогостоящими в общем цикле строительства и эксплуатации скважин, наибольшие возможности решения проблемы следует связывать со снижением стоимости этих работ за счет расширения объемов внедрения современной прогрессивной техники и технологии бурения скважин малого диаметра. Об этом свидетельствует отечественный и зарубежный промысловый опыт, который убедительно подтверждает необходимость перехода на бурение скважин малого диаметра (с эксплуатационными колоннами диаметром 114 мм и менее), что во многом позволит снизить финансовые затраты и повысить производительность работ при строительстве и капитальном ремонте скважин.

Экономическая и технологическая целесообразность бурения скважин малого диаметра не вызывает сомнения, в первую очередь, в районах Западной Сибири, где многие месторождения в настоящее время находятся в стадии интенсивной разработки, при которой скважины эксплуатируются с малыми дебитами нефти. В этой связи, совершенно очевидно, что вполне нормальная эксплуатация скважин в условиях массового снижения их дебитов может быть успешно обеспечена при использовании эксплуатационных колонн диаметром 114 мм и менее, вместо обычно применяемых в широкой промысловой практике колонн диаметром 146 или 168 мм. Это открывает возможность и целесообразность упрощения (облегчения) конструкций вновь строящихся скважин на таких месторождениях не только Западной Сибири, но и в других регионах с аналогичными геолого-техническими условиями.

Несмотря на это, приходится с сожалением констатировать, что бурение новых эксплуатационных скважин на таких месторождениях в настоящее время продолжается с использованием ранее принятой в рабочих проектах традиционной конструкции, которая является сравнительно «тяжелой» и дорогостоящей для этих условий эксплуатации, так как предусматривает применение эксплуатационных колонн диаметром до 168 мм.

Выводы.

1. Проведен анализ технологических жидкостей на углеводородной основе применяемых в настоящее время при бурении, ремонте и перфорации скважин.

2. Разработана методика выбора перфорационной жидкости, базирующаяся на принципе достижения максимально возможного значения ОП в каждом конкретном случае.

3. Подобран загуститель для товарной нефти Мыхлорского месторождения.

4. Подобраны гелеобразователи, обеспечивающие псевдопластичные свойства жидкости, и на их основе разработаны технологические составы для перфорации скважин.

5. Установлено соотношение загустителя и гелеобразователя для получения качественных псевдопластичных составов, у которых показатель поведения потока равен п = 0,3 — 054, а коэффициент консистентности к = 14−46,3.

6. Изучена зависимость эффективной вязкости разработанных углеводородных систем от концентрации загустителя на высоких и низких скоростях сдвига.

7. Изучена фильтрация и термостабильность разработанных систем.

8. Проведены исследования влияния жидкости перфорации на основе нефти на коллекторские свойства продуктивных пластов, и установлено, что разработанные составы не вызывают ухудшения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов, в отличие от обычно применяемых для этих целей солевых растворов на основе солей хлорида натрия и кальция, использование которых ведет к снижению ОП на 2040%.

Влияние разработанных составов на коллеткорские свойства.

Исследуемая Плотность Проницаемость Тип керновоОП жидкость раствора, керн, материала, го материала г/см3 мД.

Дистиллированная вода 1,0 60 песчаный 0,90 глинистый 0,84.

Глинистый раствор 1,35 60 песчаный 0,44 глинистый 0,31.

Раствор NaCl 1,1 60 песчаный 0,75 глинистый 0,74.

Раствор СаСЬ 1Д 60 песчаный 0,69 глинистый 0,61.

Состав 1 0,85 60 песчаный 1 глинистый 0,99.

Состав 2 0,85 60 песчаный 0,99 глинистый 0,99.

Состав 3 0,85 60 песчаный 0,99 глинистый 0,97.

Состав 1 0,85 250 песчаный 0,99 глинистый 0,98.

Состав 2 0,85 250 песчаный 0,99 глинистый 0,98.

Состав 3 0,85 250 песчаный 0,99 глинистый | 0,96.

5. ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН МАЛОГО ДИАМЕТРА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ.

СИБИРИ.

5.1. Опыт строительства скважин малого диаметра.

Как указывалось в предыдущих главах, в качестве одного из вариантов может быть представлена следующая конструкция скважины [25]: направление диаметром 245 мм на глубину 20 м (вместо труб диаметром 324 мм), техническая колонна диаметром 168 мм на глубину 1200 м (вместо труб диаметром 245 мм) и эксплуатационная колонна диаметром 114 мм, спускаемая в виде «хвостовика» в интервале 1100−2500 м (вместо эксплуатационной колонны диаметром 146 мм до глубины 2500 м).

Приведенный вариант упрощенной конструкции позволит сократить расход металла обсадных труб в 1,5 раза. Одновременно с этим, за счет применения долот меньшего размера, снижается объем ствола скважины и, соответственно, объем потребного бурового раствора для бурения под эксплуатационную колонну в 2,3 раза при значительном сокращении расхода химреагентов и других материалов для приготовления растворов. С учетом перечисленных и ряда других факторов, в результате такого упрощения конструкции скважины представляется возможным снизить общую стоимость строительства скважины почти в два раза в сравнении с более «тяжелой» традиционной конструкцией.

Следует отметить, что ряд ограничений геологического и технико-технологического плана, которые в той или иной степени препятствовали широкому применению технологии бурения скважин малого диаметра и были обусловлены несовершенством технических средств и технологических приемов, в настоящее время успешно преодоленыв том числе, опровергнуто необоснованное мнение о том, что в скважинах малого диаметра возможно значительное снижение величины дебитов за счет уменьшения диаметра эксплуатационной колонны.

Исследования и расчеты специалистов показали, что уменьшение диаметра эксплуатационной колонны со 146 до 114 мм потенциально может обусловить снижение дебита скважины лишь до 4%, а при переходе от эксплуатационной колонны диаметром 168 мм на колонну диаметром 89 мм (то есть почти двукратное уменьшение диаметра), дебит скважины может снизиться не более, чем на 8% [27]. Несомненно, что такое незначительное снижение дебитов в скважинах малого диаметра в полной мере и гарантированно компенсируется сокращением финансовых и материально-технических затрат на строительство таких скважин.

Экономическая эффективность использования техники и технологии бурения скважин малого диаметра прослеживается не только за счет облегчения конструкции скважин, но и существенно увеличивается при выполнении работ на других этапах их строительства и эксплуатации.

Поскольку общий вес каждой обсадной колонны при облегченных вариантах конструкций снижается ориентировочно в 1,5 раза, так же, как и вес бурильной колонны уменьшенного диаметра (до 89 мм вместо 127 мм), то для бурения таких скважин представляется возможным использовать «легкие» буровые установки грузоподъемностью на крюке до 100 тн (например, БУ-75 или АРБ-100 вместо тяжелых установок БУ-3000 и др.), отличающиеся более низкой стоимостью комплекта бурового оборудования и минимальными сроками строительно-монтажных (и демонтажных) работ на точке бурения при значительном сокращении площади арендуемых земель, подлежащих рекультивации после окончания бурения скважины. В дополнение к этому, отмечается закономерное снижение как энергетических так и амортизационных затрат в процессе эксплуатации оборудования.

К числу положительных факторов следует отнести и то обстоятельство, что технические характеристики «легких» буровых установок в условиях использования бурильного инструмента уменьшенного диаметра обеспечивают ускорение времени спуско-подъемных операций до 20% в процессе бурения скважины, а применение усовершенствованных долот малого диаметра в сочетании с новыми конструкциями малогабаритных винтовых забойных двигателей позволяет существенно увеличить механическую скорость бурения.

Для реализации этих потенциальных возможностей в СКВ «Доломит» разработаны и изготавливаются малогабаритные долота диаметром от 117 до 165 мм с усовершенствованной конструкцией опоры и усиленным вооружением шарошек, которые способны обеспечить рост проходки на долото в 5−7 раз при одновременном увеличении механической скорости бурения в 2−2,5 раза в сравнении с долотами других отечественных заводов — изготовителей [5].

Кроме этого, для создания более эффективных и работоспособных компоновок низа бурильной колонны (КНБК) при бурении скважин малого диаметра, разработаны и нашли практическое применение усовершенствованные малогабаритные винтовые забойные двигатели диаметром от 42 до 127 мм типа Д-106 и ДР-127 [63].

К числу основных факторов, которые в настоящее время сдерживают расширение объемов бурения скважин малого диаметра в регионах массового бурения, помимо дефицита отечественного высокопрочного бурильного инструмента уменьшенного диаметра (89 мм и менее), относится сложность, а порой и невозможность адаптации традиционно применяемых на местах буровых растворов к специфическим особенностям бурения и крепления скважин в условиях малых кольцевых зазоров, когда закономерно возрастающие гидродинамические сопротивления приводят к возникновению осложнений в виде гидроразрывов проницаемых пластов и интенсивных поглощений буровых растворов.

В этих условиях возникновение высоких гидродинамических давлений, как правило, обусловлено повышенной величиной вязкости традиционных буровых растворов при высоких скоростях сдвига, а также недостаточной несущей и удерживающей их способности для удаления выбуренного шлама из призабойной зоны скважины.

Это обстоятельство свидетельствует о том, что при выборе типа и рецептуры бурового раствора решающее значение приобретают реологические характеристики бурового раствора, которые активно способствуют снижению гидравлических сопротивлений в стволе скважины при одновременном сохранении высокой транспортирующей способности раствора. Достижение этой цели возможно за счет применения новых видов ПАВ, способных существенно модифицировать свойства бурового раствора в сторону их максимального соответствия новым специфическим требованиям, которые диктуют малые кольцевые зазоры в скважинах и во многом ограничивают использование обычных вязких флокулирующих систем буровых растворов.

Для обеспечения качественного крепления эксплуатационных колонн уменьшенного диаметра в условиях малых кольцевых зазоров (величиной 10−15 мм) разработан и освоен производством полный комплекс элементов малогабаритной технологической оснастки для обсадных труб диаметром 114 мм и менее, включая специальное устройство для цементирования обсадных колонн с открытым забоем, при использовании которого исключается контактирование закачиваемых в кольцевое пространство тампонажных растворов с продуктивными пластами.

Кроме того, разработан технологический регламент на проведение процесса цементирования обсадных колонн диаметром 114 мм в условиях малых кольцевых зазоров, в котором приведены конкретные приемы и режимы выполнения отдельных операций и рекомендуемые рецептуры тампонажных растворов с высокой подвижностью и прокачиваемостью, а также с повышенной седиментационной устойчивостьюформирующийся из них цементный камень характеризуется увеличенной прочностью как на изгиб, так и на сжатие, которая в 2−3 раза превышает прочность камня из стандартного портландцемента. Предлагаемые рецептуры составов тампонажных растворов базируются на использовании высокоэффективных недефицитных реагентов отечественного производства.

5.2. Внедрение новых технологических решений при строительстве скважин малого диаметра на Мыхлорском месторождении.

В целях практической реализации комплексной задачи по ускоренному освоению Мыхлорского месторождения в условиях недостаточной его обустроенности (отсутствие электроэнергии и дорог в весенне-летний период) было принято решение в экспериментальном порядке пробурить три скважины малого диаметра с использованием облегченной конструкции.

Основанием для этого послужил положительный опыт бурения скважин малого диаметра в отечественной и зарубежной промысловой практике, который убедительно свидетельствует о больших потенциальных возможностях с точки зрения существенного сокращения затрат времени на строительство и ввод в эксплуатацию скважин, а также материально-технических и финансовых расходов.

С учетом опыта бурения предыдущих поисково-разведочных скважин на этом месторождении принято решение и разработан проект на строительство скважин малого диаметра с применением следующей облегченной конструкции:

— направление — диаметром 245 мм — на глубину 30 м;

— кондуктор — диаметром 168,3 мм — на глубину 800 м;

— эксплуатационная колонна — диаметром 114 мм — на глубину 2800 м.

Наличие географических особенностей района буровых работ с учетом специфики рельефа местности месторождения обусловило целесообраз ность использования наклонно — направленного способа бурения экспериментальных скважин малого диаметра, что позволяет существенно сократить расходы на выполнение подготовительных работ к строительству скважин за счет минимальной площади земель, подлежащих рекультивации после окончания процесса бурения.

Возможность повышения экономической эффективности буровых работ в значительной мере подкрепляется тем обстоятельством, что принятая облегченная конструкция экспериментальных скважин (при максимальной массе эксплуатационной колонны диаметром 114 мм и колонны бурильного инструмента соответственно 54 и 56 тонн) позволяет использовать «легкие» буровые установки грузоподъемностью на крюке не более 100 тн. Транспортировка, строительномонтажные работы и аммортизационные затраты в процессе эксплуатации таких установок значительно ниже в сравнении с традиционно применяемыми типовыми «тяжелыми» буровыми установками грузоподъемностью 150−200 тн и более.

С учетом выше перечисленных обстоятельств, принято решение о целесообразности использования для бурения скважин на Мыхлорском месторождении специальной мобильной буровой установки АРБ-100, которая создана и изготавливается Кунгурским машиностроительным заводом для выполнения цикла работ по зарезке и бурению вторых (боковых) стволов в скважинах старого эксплуатационного фонда с целью интенсификации их работы.

К числу основных технических характеристик мобильной буровой установки АРБ-100 с дизельным приводом относятся:

— допустимая нагрузка на подъемном крюке — 100 тн.;

— транспортная база подъемника — шасси автомобиля БАЗ-69 094 с колесной формулой 10×8 и палубным дизелем ЯМЗ-8424;

— мощность дизеля — 450 кВт;

— тип вышки — наклонная, телескопическая с открытой передней гранью (состоит из двух секций);

— высота вышки от уровня земли до оси кронблока — 30 м;

— талевая система: оснастка 4×5- диаметр талевого каната — 25,5 мм;

— скорость подъема талевого блока: минимальная — 0,15 м/с, максимальная — 1,5 м/с;

— лебедка — двухбарабанная (буровой и тартальный барабан);

— максимальная производительность основных (буровых) насосов (2шт.) — 340 л/мин;

— габаритные размеры в транспортном положении, не более: длина-20 м, ширина-3,25 м, высота —4,5 м;

— масса в транспортном положении, не более 50 000 кг;

— тип основания буровой установки — шарнирно-скпадное с каркасными резино-тканевыми укрытиями.

Вспомогательное оборудование буровой установки скомпоновано в составе следующих блоков:

— блок рабочих (приемных) емкостей для бурового раствора;

— блок очистки и дегазации буровых растворов, включающий в себя вибросито, пескоотделитель, илоотделительпозволяет дополнительную установку новых усовершенствованных технических средств для обеспечения высокой степени очистки растворов (дегазаторы, центрифуги, диспергаторы и др.);

— блок бункера — шламоприемника;

— насосно-дизельный блок;

— дизель-энергоблок;

— водно-компрессорный блок;

— электрощитовой блок;

— блок дросселирования противовыбросового оборудования (ПВО);

— блок гидроуправления ПВО.

Принципиальная схема расположения комплекта оборудования и вспомогательных блоков буровой установки АРБ-100 представлена на рис. 5.1.

Технологические процессы по бурению трех экспериментальных наклонно-направленных скважин (№ 11,12 и 13) на Мыхлорском месторождении с помощью буровой установки АРБ-100 осуществлялись в соответствии с разработанной технико-технологической программой проводки стволов принятого расчетного профиля.

Типовые расчетные параметры программы на проводку наклонных скважин отражены в табл.5.1, а вертикальная проекция принятого расчетного профиля ствола экспериментальной скважины показана на рис. 5.2.

Общая схема расположения производственных и жилищно-бытовых объектов на Мыхлорском месторождении представлена в приложении 1.