Компоновочные схемы заканчивания боковых стволов эксплуатационных скважин месторождений ПАО «Сургутнефтегаз»

Применение технологии зарезки боковых стволов является эффективными технологиями для увеличения дебитов и извлечения оставшейся нефти в выработанных залежах за счет решения таких проблем как ограничение водопритока, вовлечение в разработку недренируемых пропластков; перенос отборов в зону невыработанных запасов и фронта нагнетания — что в целом в ряде случаев позволяет значительно повысить продуктивность.

Важной технической задачей является выбор профиля бокового ствола, конструкции забоя и комплекса оборудования эксплуатационной скважины. При этом учитываются текущее состояние разработки месторождения, геологическое строение залежи и месторождения в целом. Важная роль отводится также технологическим и экономическим показателям, которые прогнозируются уже на стадии проектирования.

В последние годы расширяются возможности для совершенствования конструкций забоя, и соответственно, возникает вопрос об эффективности и целесообразности применения конкретных компоновочных решений по реализации технологии БС эксплуатационных скважин, в частности, конструкции забоя и хвостовика.

В статье описываются наиболее распространенные на месторождениях ПАО «Сургутнефтегаз» технологии зарезки боковых стволов и крепления боковых стволов. Обоснован выбор оборудования, необходимого для реализации каждой компоновочной схемы заканчивания боковых стволов эксплуатационных скважин месторождений ПАО «Сургутнефтегаз».

Ключевые слова: адаптер, башмак, боковой ствол, забой, клапан, компоновка, муфта, обсадные трубы, пакер, подвеска, скважины, хвостовик.

Продуктивная часть месторождений, разрабатываемых ПАО «СНГ», в большинстве имеет сложное геологическое строение. На ряде участков месторождений водоносные горизонты располагаются близко к нефтяным либо непосредственно их подстилают; коллекторы имеют значительную изменчивость по проницаемости. Характеристики пластов существенно различаются по простиранию и по разрезу [1].

Ежегодно за счет высокой выработки длительно разрабатываемых объектов, нестабильности геологических характеристик вновь вводимых залежей происходит ухудшение сырьевой базы, характеризующееся истощением активных запасов высокопродуктивных залежей и ростом доли трудноизвлекаемых запасов. По прогнозным оценкам, на предстоящий период доля таких трудноизвлекаемых запасов может превысить 90 % [1]. При таком состоянии остаточных извлекаемых запасов эффективная добыча нефти невозможна без применения геолого-технических мероприятий и технологий интенсификации. Выбор их в каждом конкретном случае осуществляется исходя из особенностей геологического строения и стадии разработки объекта.

Наиболее эффективными методами увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации притока из зон, недоступных другими методам, является применение горизонтальных скважин, зарезка боковых стволов из вертикальных скважин, многоствольные и разветвленные скважины, т.д. Реализация геолого-технических мероприятий данной группы способствует решению основных проблем разработки месторождений и позволяет: проводить эффективный капитальный ремонт скважин по ограничению водопритока; вовлекать в разработку недренируемые и слабодренируемые пропластки; переносить отборы в зону невыработанных запасов; увеличивать продуктивность; переносить фронт нагнетания; формировать систему воздействия [2].

В настоящее время практически по всем продуктивным пластам месторождений ПАО «Сургутнефтегаз» применяется технология разбуривания боковых стволов как наиболее эффективная и рентабельная [3]. Наиболее технологически и экономически эффективной для продуктивных пластов месторождений компании является зарезка горизонтальных боковых стволов: за счет применения ЗБС за весь период добыто более 60 млн.тонн дополнительной нефти. В среднем удельная эффективность оценивается, по приблизительным оценкам, в 25 тыс. тонн/скв.–опер. Важным достоинством данной технологии является низкая себестоимость выполнения мероприятий пор увеличению добычи, поскольку отсутствует необходимость бурения дополнительных скважин для приростов добычи [3].

1. Продуктивная часть частично или полностью обсаживается фильтрами с манжетным цементированием вышележащих горизонтов.
2. Продуктивная часть частично или полностью обсаживается фильтрами без цементирования.
3. Продуктивная часть обсаживается компоновкой под МСГРП без цементирования.
4. Продуктивная часть обсаживается компоновкой под МСГРП с манжетным цементированием вышележащих горизонтов;
5. Сплошное цементирование хвостовика с последующей перфорацией [3].

Выбор технологии крепления БС скважин определяется на основании конкретных геологических условий и результатов интерпретации данных геофизического каротажа в процессе бурения или окончательного каротажа.

Например, в устойчивых горных породах возможно применение конструкции эксплуатационного забоя открытого типа, что совершенно исключается в неустойчивых породах.

При необходимости, обусловленной геолого-физическими характеристиками пласта, условиями его залегания, неизбежностью или высокой степенью вероятности пересечения горизонтальным участком БС скважины водогазоносных горизонтов, создается конструкция эксплуатационного забоя закрытого типа [5].

При пересечении горизонтальным участком БС скважины водоносных горизонтов, расположенных в непосредственной близости от пласта, допускается применение технологии промежуточной изоляции водоносных горизонтов с созданием избыточного давления и последующим разбуриванием изоляционного моста.

Рассмотрим варианты конструктивного исполнения боковых стволов, применяемых в ПАО «Сургутнефтегаз».

Первый вариант — БС забуриваются из скважин, обсаженных колоннами с диаметрами 139, 146 и 168 мм. Для них используются трубы для обсаживания БС диметрами 89; 102;114;120 и 140 мм соответственно.

В первом варианте применяются эксплуатационные забои БС скважин: открытого типа; закрытого типа со сплошным цементированием интервала продуктивного пласта с последующей перфорацией.

Эксплуатационный забой БС открытого типа предусматривает установку изолирующего заколонного пакера или манжетное цементирование [3].

Рис. 1. Эксплуатационный забой БС открытого типа

Рис. 2. Схема компоновки «хвостовика» бокового ствола

Заканчивание БС скважины предусматривает крепление по шести основным вариантам:

1. БС скважины — хвостовиком с подвешиванием его в эксплуатационной колонне основного ствола на специальном подвесном устройстве. В этом случае верхняя часть («голова›› хвостовика) устанавливается в эксплуатационной колонне основного ствола выше интервала вырезанного окна (не менее 75 м). Схема подвешивания хвостовика в эксплуатационной колонне представлена на рисунке 3 [6].

Рис. 3. Схема подвески хвостовика в скважине

2. БС скважины — хвостовиком с подвешиванием его в интервале вырезанного «окна» эксплуатационной колонны основного ствола на специальном подвесном устройстве (крюк-подвеска);
3. БС скважины — хвостовиком без выхода хвостовика в основной ствол (с сохранением основного ствола). После окончания фрезерования «окна» в эксплуатационной колонне производится углубление технологического «кармана» до глубины, указанной в плане работ на зарезку БС, для посадки жёсткого центратора на низ технологического «кармана».

Хвостовик подвешивается на устройстве подвески (спецворонке) при помощи жёсткого центратора на разности диаметров, конструкции УКРСиПНП ПАО «Сургутнефтегаз» (рисунок 4) [6].

Рис. 4. Схема спецворонки

Схема устройства подвески при помощи жёсткого центратора на разности диаметров дана на рисунке 5.

Рис. 5. Схема жесткого центратора

4. БС скважины — оборудованием для проведения МСГРП;
5. УД — хвостовиком с подвешиванием его выше башмака эксплуатационной колонны;
6. ответвления УД — хвостовиком с установкой его ниже башмака эксплуатационной колонны.

Для оснастки хвостовиков применяется оборудование отечественного и зарубежного производства.

В случае открытого эксплуатационного забоя с обсаживанием БС скважины хвостовиком и подвешиванием его в эксплуатационной колонне основного ствола на специальном подвесном устройстве.

Некоторые компоновки хвостовиков в открытом забое с обсаживанием БС скважины хвостовиком приведены в ниже следующих таблицах 1–4 [6].

Таблица 1

Компоновки хвостовиков воткрытом забое собсаживанием БС скважины хвостовиком иподвешиванием его вэксплуатационной колонне основного ствола (односекционный хвостовик)

Компоновки односекционных хвостовиков отличаются по составу: в первом случае — за счет использования фильтров.

В случае обсаживания БС скважины хвостовиком с подвешиванием его в интервале вырезанного «окна» эксплуатационной колонны основного ствола на специальном подвесном устройстве (крюкподвеска) используемые элементы компоновок хвостовиков: крюкподвеска; вертлюг с фиксатором; одна труба хвостовика неперфорированного; переводник индикаторный; патрубок неперфорированный; пакер заколонный СМХХ; патрубок неперфорированный; хвостовик неперфорированный; переводник индикаторный; патрубок неперфорированный; пакер заколонный СМХХ; патрубок неперфорированный; расчетное количество фильтров; переводник; патрубок кривой; пробка направляющая глухая.

Компоновки двухсекционного хвостовика представлены в таблице 2.

Таблица 2

В случае закрытого эксплуатационного забоя с обсаживанием БС скважины хвостовиком и подвешиванием его в эксплуатационной колонне основного ствола на специальном подвесном устройстве используемые элементы компоновки односекционного хвостовика: адаптер посадочный с пакером механическим; подвеска хвостовика гидравлическая; трубы обсадные; муфта посадочная (стопкольцо) со срезным седлом или без срезного седла или клапан гидравлический цементировочный; клапан обратный с ловушкой под шар; клапан обратный второй; патрубок перфорированный; башмак.

В таблице 3 приведены примеры компоновок для проведения многостадийных гидроразрывов.

Таблица 3

Компоновки для проведения многостадийных гидроразрывов (без цементирования ис цементированием)

В таблице 4 показан состав оборудования, входящего в компоновку для обсаживания удлинений после углубления комплексом «Непрерывная труба» или бригадой по углублению на депрессии без избыточного давления на устье скважины.

Таблица 4

Компоновка для обсаживания удлинений после углубления комплексом «Непрерывная труба» или бригадой по углублению на депрессии без избыточного давления на устье скважины

Пример схемы разбуривания ответвлений бокового ствола с использованием бурового комплекса «Непрерывная Труба» показана на рисунке 6.

Рис. 6. Схема разбуривания ответвлений бокового ствола с использованием бурового комплекса «Непрерывная Труба»

Работы по раздутию заколонных пакеров проводятся при помощи внутренней рабочей колонны. В качестве внутренней рабочей колонны используются безмуфтовые НКТ диаметром 60 мм [3]. В состав внутренней колонны входят:

– инструмент для раздувания пакера;

– распорный патрубок;

– индикаторная цанга;

– распорные патрубки (их число и длины уточняются для размещения инструмента для раздувания пакера напротив клапанной муфты пакера);

– переводник;

– противошламовый патрубок;

– подъёмный патрубок с противошламовой крышкой;

– индикаторная цанга (используется для определения точного расположения манжет инструмента для раздувания пакера и длины патрубков, необходимых для его точного размещения напротив клапанной муфты пакера).

В случае обсаживания БС скважины хвостовиком без выхода в основной ствол хвостовик подвешивается на устройстве подвески (спецворонке, представленной на рисунке 2) при помощи жёсткого центратора на разности диаметров. При креплении БС многоствольной скважины допускается включение в компоновку хвостовика заколонных надувных либо водонефтенабухающих пакеров.

Пакерующий элемент устанавливается над кровлей продуктивного пласта, обеспечивая возможность крепления хвостовика, изоляцию вышележащих проницаемых горизонтов, включая водогазоносные пласты, и сохранность эксплуатационного объекта от воздействия цементного раствора.

Фильтровая часть хвостовика представлена перфорированными обсадными трубами.

Расстановка фильтров рассчитывается, исходя из коллекторских свойств эксплуатационного объекта и обеспечения необходимой пропускной способности гидродинамических каналов, в соответствии с потенциальной продуктивностью пласта.

В интервале пакерующего элемента устанавливаются центраторы и/или турбулизаторы с целью обеспечения качества крепления хвостовика.

После спуска, подвески и крепления хвостовика (в т. ч. ОЗЦ) производится разбуривание оснастки хвостовика с применением малогабаритных объёмных двигателей или роторной комбинированной компоновкой бурильных труб.

С компоновками хвостовиков для проведения МСГРП с цементированием и односекционных хвостовиков под последующее УД и спуск хвостовика диаметром 60 мм или 73 мм для перемалывания, измельчения элементов оснастки хвостовика и цементного камня применяется муфта нормализации хвостовика (шламоуловитель) [5].

При зарезке нескольких БС из одной скважины для подвески и крепления хвостовиков применяется внутрискважинное оборудование отечественного или зарубежного производства. При необходимости, обусловленной геолого-физическими характеристиками пласта, условиями его залегания, неизбежностью или высокой степенью вероятности пересечения водогазоносных горизонтов, создаётся конструкция эксплуатационного забоя закрытого типа.

В интервале эксплуатационного забоя и в водогазоносных пластах хвостовик обязательно центрируется.

После ОЗЦ производится промывка забоя скважины, устье скважины оборудуется малогабаритным превентором и опрессовывается совместно с колонной. По согласованию с геологической службой проводится комплекс следующих геофизических исследований: гамма-каротаж и локатор муфт — с целью определения воронки адаптера «хвостовика››; АКЦ — с целью определения качества цементного камня.

На основании изложенного, можно сделать вывод о том, что применяемые компоновки отличаются разнообразием и исключают их взаимозаменяемость, что связано с конкретными особенностями компоновочных решений — как по БС эксплуатационной скважины, так и по хвостовику. Тем не менее, в целях оптимизации себестоимости на реализацию каждой конкретной технологии необходимо проводить расчеты, предусматривающие не только прогнозируемую технологическую эффективность, но и также предусматривать возможность взаимозаменяемости оборудования, входящего в компоновочные схемы при заканчивании боковых стволов эксплуатационных скважин.

1. Технологии зарезки боковых стволов являются наиболее эффективным, экономичным и распространенным методом извлечения остаточной нефти по всем месторождениям ПАО «Сургутнефтегаз».
2. Основными технологиями зарезки боковых стволов являются горизонтальный, горизонтальный многоствольный до четырех стволов, горизонтальный многозабойный до четырех ответвлений, горизонтальный многозабойный, с вскрытием пласта на депрессии установкой «Непрерывная труба», горизонтальный на депрессии и наклонно-направленной.
3. Наибольшее распространение имеют следующие технологии крепления БС:

– обсаживание (полное или частичное) продуктивной части фильтрами с манжетным цементированием,

– обсаживание (полное или частичное) продуктивной части без цементирования;

– обсаживание компоновкой под МСГРП без цементирования;

– обсаживание компоновкой под МСГРП с манжетным цементированием вышележащих горизонтов;

– сплошное цементирование хвостовика с последующей перфорацией.

4. Выбор технологии крепления БС скважин определяется на основании конкретных геологических условий и результатов интерпретации данных геофизического каротажа в процессе бурения или окончательного каротажа.

При выборе технологии необходимо учитывать также ожидаемые приросты текущих дебитов, а также группу экономических показателей — себестоимость выполнения работ, срок окупаемости затрат и другие показатели, что в совокупности представляет собой многофакторную модель выбора оптимальной технологии заканчивания. Учет каждого фактора позволит сформировать наиболее оптимальное компоновочное решение с позиции технологической и экономической эффективности.

Литература:

1. Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата: Справочное пособие. Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья», ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. — 132с.
2. «Справочник методов увеличения нефтеотдачи»: Справочное пособие. Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2012. — 312 с.
3. Справочник супервайзера: Справочное пособие. Книга в двух томах. Т. 1. — Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья», ОАО «Сургутнефтегаз», 2011. — 296 с., 112 илл.
4. Стандарт организации СТО 58–2017 «Боковые стволы скважин. Порядок крепления» // Производственный отдел по текущему и капитальному ремонту скважин ОАО «Сургутнефтегаз». 2017. — 51 с.
5. Стандарт организации СТО 60–2016. Осложнения при зарезке и креплении бокорвых стволов скважин. Порядок профилактики и ликвидации // Производственный отдел по текущему и капитальному ремонту скважин ОАО «Сургутнефтегаз». 2016. — 79 с.
6. Стандарт организации СТО 119–2017 «Стандарт организации СТО 58–2017 «Боковые стволы скважин. Порядок зарезки» // Производственный отдел по текущему и капитальному ремонту скважин ОАО «Сургутнефтегаз». 2017. — 59 с.