Повышение эффективности разработки месторождений является ключевым направлением деятельности нефтегазовых компаний в секторе добычи углеводородов. Для достижения целевых показателей добычи прикладываются значительные усилия, направленные на увеличение охвата дренирования целевых объектов. Поэтому одним из перспективных методов повышения эффективности разработки месторождений является строительство многоствольных скважин (МСС), в том числе, при капитальном ремонте методом зарезки боковых стволов с сохранением дебита из основного ствола. Способ позволяет повысить начальные и текущие дебиты скважин за счет приобщения к транспортному стволу сразу нескольких боковых стволов, пробуренных на разные залежи, либо на участки одного объекта. При этом исключаются затраты на подготовку и строительство отдельных скважин, обеспечивается возможность выработки недренируемых запасов.
В статье приведен анализ опыта строительства МСС, а также представлен альтернативный способ формирования стыка, запланированный к реализации.
В период с 2012 по 2014 годы на месторождениях Западной Сибири прошли испытания зарубежной технологии формирования стыка уровня TAML4 при строительстве четырех скважин. При этом доля непроизводительного времени занимала от 30 до 70 % в общем времени строительства скважин [1]. На всех этапах работ, от спуска обсадной колонны основного ствола до его нормализации после заканчивания бокового ствола, происходили инциденты, связанные с отсутствием у зарубежных специалистов опыта строительства МСС в Западной Сибири и с несовершенством конструктивно-технологических решений. К таким решениям относятся необходимость разбуривания в основном стволе зацементированной верхней части «хвостовика», а также необходимость последующего обуривания и извлечения клина-отклонителя. В результате полученных аварий с обурочным инструментом две скважины построены с ликвидацией ранее пробуренных стволов и закончены как одноствольные, другие две скважины закончены проектной конструкцией. В последующем на территории Западной Сибири бурение МСС не получило широкого распространения по причине высокой стоимости импортного оборудования [2].
С целью получения полной информации о причинах полученных на скважинах аварий, проведены стендовые исследования технологии формирования стыка. После разбуривания верхней части «хвостовика» торцевым фрезом было выявлено значительное количество остатков металла на внутренней поверхности обсадной трубы. При проведении работ по обуриванию клина наблюдалось последовательное падение скорости проходки вплоть до полного ее прекращения вследствие заклинивания и износа инструмента. В результате испытаний установлен высокоаварийный характер операций по фрезерованию и обуриванию внутрискважинного оборудования, дана рекомендация отказаться от работ с обурочным инструментом при разработке новых технико-технологических решений по формированию стыка [3].
В период с 2010 г. по 2013 г. на месторождениях Пермского края прошли испытания другой технологии формирования стыка при капитальном ремонте пяти наклонно-направленных скважин. Строительство боковых стволов велось по двум принципиальным схемам: с ликвидацией и без ликвидации интервала перфорации основного ствола.
Отличительной особенностью данной технологии от описанной ранее является использование гнутого патрубка внизу «хвостовика» вместо клина для попадания в боковой ствол. Другая особенность состоит в применении подвески «хвостовика» в форме крюка, который фиксируется в «окне» и воспринимает вес колонны и другие сопутствующие нагрузки. Заканчивание бокового ствола с применением крюк-подвески представлено на рис. 1.
В результате промысловых испытаний технологии все скважины закончены проектной конструкцией, однако обнаружен следующий недостаток: несоответствующая форма вырезанного «окна» негативно сказывается на прохождении компоновок в нижнюю часть эксплуатационной колонны и в боковой ствол из-за неправильного расположения подвески «хвостовика» [4].
На основании представленного опыта строительства МСС специалистами сформированы технико-технологические решения, позволяющие:
– исключить технологическую необходимость разбуривания элементов оснастки в интервале «окна»;
– обеспечить возможность проведения внутрискважинных операций в боковом и в основном стволах на протяжении всего жизненного цикла скважины;
– обеспечить минимальное количество спуско-подъемных операций при формировании стыка, простоту и надежность используемого при этом оборудования.
К особенностям принятых решений относятся размещение верхней части «хвостовика» в боковом стволе ниже интервала «окна» и последующее обеспечение механического контакта бокового ствола с основным с помощью устройства механической связи.
Концептуальная схема формирования стыка бокового ствола с основным представлена на рис. 2.
После установки клина-отклонителя, вырезки «окна» в обсадной колонне основного ствола производится проверка герметичности цементного камня не только опрессовкой избыточным давлением, но и снижением уровня жидкости в скважине.
При отрицательных результатах испытаний выполняются ремонтно-изоляционные работы вплоть до достижения полной герметичности. После чего производятся бурение бокового ствола и его обсаживание колонной «хвостовика» с размещением верхней части в открытом стволе ниже «окна».
При этом, в зависимости от геологических условий, «хвостовик» может быть спущен как несколькими секциями, так и в одну секцию, может быть зацементирован, либо не зацементирован [5].
Далее из основного ствола извлекается клин-отклонитель и выполняется спуск устройства механической связи, нижняя часть которого стыкуется с подвеской «хвостовика», а верхняя часть размещается в основном стволе выше «окна». Проходное сечение устройства механической связи имеет диаметр равный внутреннему диаметру обсадной колонны бокового ствола, поэтому устройство обеспечивает беспрепятственное прохождение компоновок для выполнения различных технологических операций в боковом стволе, например, нормализации и вторичного вскрытия продуктивного пласта. Для прохождения компоновок в основной ствол производится деактивация и извлечение устройства механической связи с возможностью повторной установки.
При эксплуатации скважины поток пластового флюида поднимается по основному стволу, проходя через отверстия в корпусе устройства механической связи, а поток пластового флюида из бокового ствола проходит через полость устройства.
Представленная схема формирования стыка бокового ствола с основным является технологичной, имеет более высокую степень надежности и обладает высокой востребованностью на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.
Разработка технологии ведется в рамках созданного консорциума, что позволило разработать опытный образец всего за шесть месяцев с момента согласования технического задания. К настоящему времени успешно завершены приемочные испытания оборудования, проведение опытно-промышленных работ на скважинах и подача заявки на патентование изобретения запланированы в 2023 году.
Прошедшая стендовые испытания технология позволяет производить многостадийный гидравлический разрыв пласта через боковой ствол всеми известными способами, в том числе с применением стингера, который герметично фиксируется в подвеске «хвостовика» ниже устройства механической связи. Кроме того, технология имеет широкие перспективы совершенствования до уровня сложности TAML5 с целью повышения герметичности стыка и одновременной (селективной) эксплуатации нескольких продуктивных объектов с различными геолого-промысловыми характеристиками.
Реализация технологии позволит повысить уровень развития нефтегазового комплекса в России.
