главная / банк технологий / бурение / колтюбинговое бурение

Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины в АНК "БАШНЕФТЬ"


Использование горизонтальных скважин  (ГС) для разработки нефтяных месторождений является одним из приоритетных направлений вовлечения в эксплуатацию трудноизвлекаемых запасов нефти.
 
Особенности геологического строения продуктивного горизонта каждого месторождения и меры по предупреждению опасного сближения стволов с ранее пробуренными скважинами определяют сложность и индивидуальный характер проектных профилей ГС, а следовательно, предъявляют повышенные требования как к поверхностному, так и к глубинному оборудованию, инструменту и навигационной аппаратуре, разрабатываемой для данного вида работ.
 
Новым этапом в развитии бурения ГС является колтюбинговое бурение, причем оборудованием и технологией, разработанными отечественными компаниями.
 
В 50-х годах прошлого столетия Н.В. Богдановым было предложено использовать колонны гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса. При этом кабель, питающий погружной электродвигатель, располагался внутри колонны гибких труб. Подобное решение не только позволяло ускорить процесс выполнения спуско-подъемных операций при смене насоса, но и обеспечивало сохранность кабеля при эксплуатации искривленных скважин. Однако практическая реализация этого предложения в сколько-нибудь широких промышленных масштабах в то время была нереальна.
 
Тогда же были разработаны и доведены до практического внедрения конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб - шлангокабеля. По существу, они представляли собой эластометаллические рукава большого диаметра с электрогидравлическим каналом связи. Работы по их созданию проводили, в частности, специалисты Франции и нашей страны. Совместные испытания осуществлялись в 60-70-х гг.  прошлого столетия на опытной буровой установке в Урало-Поволжском регионе, однако в силу ряда причин их промышленное внедрение не состоялось.
 
Промышленное применение гибких труб в бурении началось в 90-е годы, а уже к настоящему времени в мире эксплуатируется около 1000 колтюбинговых комплексов, в том числе в России - несколько десятков, причем в основном импортных (Hydra Rid, Stewart & Stevenson, Dreco, HRI, Fracmaster, Schlumberger и др.). Темпы развития этого вида установок чрезвычайно высоки. Колтюбинговые установки успешно используются в капитальном и текущих ремонтах скважин, а в последнее время и для бурения как новых, так и вторых наклонных и горизонтальных стволов крупнейшими компаниями: ОАО "Сургутнефтегаз", АНК "Лукойл", АНК "Татнефть", АНК "Башнефть" и др.
 
В цикле строительства скважины заканчивание также является одним из основных и технически сложных процессов. Анализ состояния проблемы показал, что бурение при отрицательном перепаде давления в системе "скважина-пласт" (ОПД) - единственная технология первичного вскрытия, позволяющая сохранить естественные фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта при одновременном повышении скорости бурения.
 
При вскрытии пластов на депрессии наиболее важной задачей является регулирование давления на продуктивный пласт. Впервые она была решена К.М. Тагировым, предложившим использование герметизированной системы циркуляции, позволяющей вызвать контролируемый приток пластового флюида на забой скважины и вымыть его на поверхность с целью установления природы флюида и определения пластового давления. При продолжении этих работ В.И. Нифантовым был разработан способ вскрытия продуктивного пласта в условиях переменной депрессии, регулируемой ступенчатым или непрерывным изменением избыточного давления газированной промывочной жидкости.
 
Одна из самых ответственных операций при бурении в условиях равновесия и депрессии в системе "скважина-пласт" - спуск и подъем инструмента. Разработанные ещё в 20-30-х годах зарубежными фирмами Otys и Hyadrel, а также Азербайджанским институтом нефтяного машиностроения комплексы оборудования для спуско-подъема колонны труб под давлением из-за несовершенства, низкой производительности и неэкономичности нашли применение в основном только при проведении аварийных работ.
 
Таким образом, несмотря на то, что бурение на ОПД является единственной технологией первичного вскрытия, позволяющей сохранить естественные фильтрационно-ёмкостные свойства продуктивного пласта при одновременном повышении скорости бурения, остается целый ряд научных и технических задач, сдерживающих массовое внедрение данной технологии.
 
Совмещая две перспективные технологии, по техническому заданию и под руководством ООО "Инжиниринговая компания БашНИПИнефть" АНК "Башнефть" в 2002 г. был создан первый российский колтюбинговый комплекс на базе установки М 4001 (Группа  ФИД): максимальное тяговое усилие инжектора - 440 кН, ёмкость барабана при диаметре трубы 60,3 мм - 3800 м, скорости подачи бурильной колонны - 0,005:0,9 м/с.
 
Для создания комплекса были привлечены следующее оборудование и компании: колтюбинговая установка ("Фидмаш", Минск); закрытая циркуляционная система (НПО "Бурение", Краснодар; ОАО "Синергия", Пермь; ОАО "Геофизика"; Уфа); противовыбросовое оборудование (Воронежский механический завод); компоновка нижней части бурильной колонны - КНБК (Пермский филиал ВНИИБТ, Пермь; ООО "Фирма "НСЛ"", Уфа; Уфимский государственный нефтяной технический университет; ВНИИГИС, Октябрьский; НПФ "Геофизика", Уфа).
 
Техническим заданием в зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидромеханических ориентаторов типа ОР_95 (фирма "НСЛ", УГНТУ), позволяющих ориентировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ ВНИИБТ): при размещении телесистемы "Надир" (НПФ "Геофизика") - ниже ориентатора и выше ориентатора - забойная телеметрическая система ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным модулем НДМ-ЭМ.
 
В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок БВ-95 (фирма "НСЛ"), состоящий из аварийного разъединителя, обратного клапана и выравнивающего переводника. Блок БВ-95 устанавливается между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологических и технических операций.
 
В соответствии с планом работ по бурению скважины № 1619Г Асяновской площади (НГДУ "Чекмагушнефть") колтюбинговым комплексом ИК "БашНИПИнефть" провела продолжительную подготовительную работу для испытания КНБК, позволяющую ориентировать и регистрировать положение отклонителя в процессе бурения; бурение в интервале 1015:1075 м (по стволу скважины) предполагалось вести только на депрессии, рецептуру бурового раствора выдерживать согласно регламенту.
 
Целью бурения первой скважины с использованием колтюбинга было не столько получение большого притока нефти на данной конкретной скважине, сколько отработка и отладка элементов комплекса и технологии в целом. Выбор объекта для опробования колтюбинговой технологии был обусловлен в том числе и достаточно большой мощностью продуктивного пласта.  Это было необходимо для страховки от неожиданного ухода траектории ствола за пределы продуктивного пласта, т.к. поведение колтюбинговой компоновки низа бурильной колонны еще недостаточно изучено.
 
Отработка технологии ориентирования инструмента, а также изучение поведения компоновок при бурении на гибких трубах дадут возможность приступить к следующей стадии внедрения колтюбингового комплекса, а именно - бурению продуктивных пластов малой мощности (2:3 м).
 
Строительство скважины проводится в два этапа: на первом с помощью серийной буровой установки бурится скважина до продуктивного пласта, обсаживается и цементируется; на втором этапе монтируется колтюбинговый комплекс и дальнейшее бурение - в пределах продуктивного пласта - ведется на гибких трубах на депрессии.
 
Для проведения испытаний подготовлены две компоновки - КНБК 1 и КНБК 2.
 
 
Состав КНБК 1 (рис. 1): долото 123,8 MF3PS; наддолотный блок (ВНИИГИС); двигатель ДГ-95К с узлом искривления (ПФ ВНИИБТ); обратный клапан, аварийный переводник, выравнивающий переводник (фирма "НСЛ"); магнитный индикатор положения отклонителя (ВНИИГИС) - гидравлический ориентатор ОР 95.01 (фирма "НСЛ"); телесистема (ВНИИГИС) - испытывалась с ориентатором впервые.
Предусматривалось, что при выявлении в процессе работ неисправности следует КНБК 1 заменить и собрать другую - КНБК-2, опробованную при традиционном бурении ранее.
 
 
Состав КНБК 2 (рис. 2): долото III 123,8 MF3PS; винтовой двигатель ДР-95К с узлом искривления (ПФ ВНИИБТ); обратный клапан, выравнивающий переводник (фирма "НСЛ", УГНТУ); телесистема (НПФ "Геофизика") - уже испытывалась при работе с ориентатором; устройство поворотное УП-95 (фирма "НСЛ") в составе: гидравлический ориентатор ОР 95.01 с проводным каналом связи - специальная электрическая муфта (МЭП-3), трубчатый торсион с двумя кабельными наконечниками для соединения с телесистемой и кабелем.
 
 
Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ ВНИИБТ и Уфимском УБР, промысловые испытания в Нефтекамском УБР на технической воде при бурении традиционной бурильной колонной, агрегатом АР60/80 с телесистемой НПФ "Геофизика". Основной задачей при испытании колтюбинговых КНБК на данном этапе было научиться осуществлять ориентирование гидромеханическим устройством при работе на аэрированной жидкости путем отработки технологии пуска насоса и азотной установки.
 
На рис. 4 показан фрагмент записи процесса работы узлов комплекса при бурении в рассматриваемом интервале. На осях ординат: P - давление в МПа, Q - расход в м3/с; - на оси абсцисс: t - текущее время.
 
 
Бурение началось в 12.00 (14.03.2004 г.) с использованием КНБК 1. После двух часовых экспериментальных работ по подбору параметров раствора удалось стабилизировать поток промывочного агента, получить расчетную депрессию с газовым фактором 9,3 и =0,7 г/см3, и включить ориентатор. Параметры раствора подбирались путем регулирования давления на входе и выходе замкнутой циркуляционной системы. В конечном итоге удалось многократно осуществить поворот КНБК на 440° в процессе бурения в нужном направлении (на рис. 3 - поворот на 180° в интервале 15.19-15.39; поворот на 260° в интервале 17.20-17.40). Второе включение ориентатора понадобилось для компенсации реактивного момента двигателя при удлинении гибкой трубы в процессе бурения. Успешность отработкиКНБК 1 исключила возможность опробовать КНБК 2 на данной скважине. Полученный профиль скважины № 1619Г представлен на рис. 5.
 
 
Результаты испытаний выявили ряд недостатков гидравлического ориентатора, к которым следует отнести поворот только по часовой стрелке, т.е. если необходимо уменьшить угол установки отклонителя (УУО), то нужно сделать почти полный оборот КНБК по часовой стрелке до требуемого УУО. Этот процесс отнимает достаточно много времени (несколько отключений-включений насоса с выдержкой пауз между ними). Но если эту особенность ориентатора учитывать в процессе проектирования профиля скважины и при ее бурении, то неудобства можно свести к минимуму.
 
По результатам бурения опытной скважины собран большой материал в электронном виде, и в настоящее время идет его обработка и анализ.
В настоящее время ИК "БашНИПИнефть" совместно с привлеченными компаниями готовит к испытаниям еще ряд компоновок, включая электромеханический ориентатор.
 
При необходимости в состав КНБК могут быть включены специальные виброгасители - калибраторы, разработанные с возможностью работы в режиме обгонной муфты. А для компенсации потерь осевой нагрузки на трение вследствие локальных искривлений ствола скважины в состав компоновки планируется включать наддолотный гидромеханический нагружатель, выполненный по схеме "центратор - яс". Готовятся специальные устройства для возможности выполнения аварийно-ловильных работ безмуфтовой длинномерной трубой.
 
Инжиниринговая компания "БашНИПИнефть" обладает техникой и технологией бурения на гибких трубах на депрессии, причем подавляющая часть оборудования произведена в России и Беларуси. Этот факт значительно сказывается на стоимости проведения работ с использованием колтюбингового комплекса, а именно снижает стоимость скважины в 5-7 раз по сравнению с применением колтюбингового комплекса иностранного производства.
 
Колтюбинговое бурение на депрессии является мощной технологией, позволяющей получить эффективный результат там, где другие технологии бессильны. Но стоимость применения этой технологии дороже, чем "классического" бурения, поэтому необходим тщательный подбор скважин, проектирование и взвешенный подход в принятии решений при бурении.
Вступить в Ассоциацию! Члены Ассоциации
Все права защищены
© АсБур 2005-2015