Технология повторного вскрытия пласта методом радиального бурения каналов с использованием технической системы «Перфобур»

ВВЕДЕНИЕ
В последние годы изменение внешних экономических факторов, в том числе, введение антироссийских санкций, стали причиной значительного роста расценок на нефтесервисные услуги. Дополнительно к этому, в декабре 2022 г. страны G7 и ЕС установили потолок стоимости российской нефти на уровне 60 долларов за баррель. Совокупность данных факторов стала причиной для актуализации расчетов технико-экономических показателей со стороны нефтегазодобывающих компаний. С учетом новых внешнеэкономических условий определенная часть объемов бурения (порядка 15–20 %) и геолого-технологических мероприятий потеряла экономическую целесообразность.
По различным оценкам уровень неработающего фонда скважин в Российской Федерации достигает 23–29 % от эксплуатационного фонда[1].
Эксплуатация части этих скважин экономически нерентабельна из-за высокого процента обводненности, часть требует проведения дорогостоящих ремонтов для запуска в работу (РИР). При этом значительная часть неработающих скважин имеют обустройство и технически могут эксплуатироваться.
С учетом вышеизложенного, особую актуальность приобретают геолого-технические мероприятия, нацеленные на доизвлечение остаточных запасов уже разрабатываемых месторождений, стоимость которых кратно ниже бурения новой скважины (или бурения бокового ствола).
Целью компании «Перфобур» является разработка и внедрение техники и технологии для радиального вскрытия пласта и оказание сервиса по увеличению добычи нефти и газа из низкодебитных и простаивающих скважин за счет бурения каналов длинной до 25 м, диаметром 69 мм в карбонатных и терригенных коллекторах по контролируемой траектории для преодоления зоны кольматации и установления надежной гидродинамической связи в системе скважина – пласт [2–12].
Многосекционные винтовые забойные двигатели (ВЗД) с заданными углами перекоса между двигательными секциями позволяют бурить протяженные каналы по траектории, схожей с дугой окружности. Благодаря сверхмалому радиусу кривизны и прогнозируемости траектории каналов, стало возможным точное фрезерование окна в обсадной колонне с последующим бурением канала в пределах установленного интервала. С одной отметки возможно бурение до 4 радиальных каналов.
С использованием модульной конструкции ТС «Перфобур» (рис. 1) была подготовлена компоновка для работ на скважинах с аварийным ГНО на забое, плановая длина канала была увеличена до 21 м, а радиус кривизны до 17,5 м, чтобы точка срезки каналов располагалась выше аварийного оборудования, а траектория каналов позволила вскрыть верхнюю часть продуктивного пласта.

Техническая система (ТС) Перфобур объединяет преимущества современных технических решений:
• существенно увеличивает радиус дренирования добывающих скважин, оптимизируя режим эксплуатации месторождения без бурения уплотняющих скважин;
•применима в карбонатных и терригенных коллекторах;
• преодолевает загрязненную призабойную зону;
• работает в пластах небольшой мощности (от 3-х метров);
• может применяться в пластах с близким расположением водоносных горизонтов;
• предоставляет возможность регистрации фактической траектории пробуренных каналов;
• на одной отметке можно пробурить до 4-х радиальных каналов с разным набором кривизны и длины каналов;
• предоставляет возможность многократного входа в пробуренный канал;
• возможно комбинирование ГТМ, например, дополнительное проведение кислотной обработки;
• возможность работы как в вертикальных, так и в горизонтальных скважинах;
• состоит исключительно из узлов не серийного отечественного производства.
ТС Перфобур позволяет проходить через отложения пленок парафина и асфальтенов в призабойной зоне, уменьшающих перепад давления в системе «скважина-пласт».
Для стимуляции карбонатных пород наиболее эффективным является комбинирование технологии радиального бурения с глубоко проникающей гидромониторной обработкой пласта соляной кислотой. Гидромониторная насадка имеет четыре сопла, скорость истечения кислоты из которых составляет более 100 м/с. Помимо эффекта растворения породы, дополнительно происходит намыв каверн, длина которых может достигать одного метра [13].
В статье представлена технология, реализованная на скважине № 100 Восточно-Фурмановского месторождения. В 2022 г. ООО «РИТЭК» поставило задачу осуществить повторное вскрытие продуктивного пласта, обойдя аварийный ЭЦН, перекрывший интервал перфорации. На скважине произведены работы по бурению двух радиальных каналов длиной 21 м [2].
После бурения каналов проведена кислотная обработка в объеме 15 м³ через специальную гидромониторную насадку в определенных точках каждого канала.

ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
Мендымский горизонт (Д3br) в пределах Восточно-Фурмановского месторождения сложен известняками серыми и коричневато-серыми, органогенно-обломочными и органогенно-детритовыми, неравномерно перекристаллизованными, пористыми, кавернозными, с вертикальной трещиноватостью, с прослоями известняков светло-серых, серых кристаллических, доломитизированных, участками окремненных, плотных, крепких. Покрышкой пласта служат вышележащие известняки серые и темно-серые, кристаллические, плотные, крепкие, с глинистыми прослоями.
Продуктивный пласт Д3br залегает в интервале глубин А.О. -3094,5-3134,1 м, средняя нефтенасыщенная толщина составляет 6,3 м (при общей мощности объекта 33,9 м), коэффициент пористости 0,11 д.ед., проницаемость 0,124 мкм²., начальная пластовая температура 73 °С, начальное пластовое давление 31 МПа. Залежь пластово-сводовая. Дополнительным фактором, осложняющим процесс эксплуатации, является высокое содержание АСПО (содержания парафинов в нефти 22%, содержание смолисто-асфальтеновых веществ 7,3 %).

КРАТКАЯ ИСТОРИЯ СКВАЖИНЫ
Скважина № 100 Восточно-Фурмановского месторождения расположена в Самарской области (недропользователь ООО «РИТЭК»). Скважина имеет наклонно-направленную траекторию, эксплуатационная колонна диаметром 146 мм с толщиной стенки 7,7 мм и группой прочности марки «М» спущена на глубину 3380 м. Колонна проперфорирована в интервал мендымского горизонта (3273-3286 м.)
Ввиду высокого содержания в составе нефти АСПО в процессе эксплуатации скважины наблюдались осложнения по причине кристаллизации парафиносодержащих включений в стволе скважины и на рабочих органах ГНО.
В 2014 г. при смене глубинно-насосного оборудования был получен прихват УЭЦН с последующим обрывом НКТ. Вероятной причиной обрыва НКТ являются отложения АСПО и сопутствующий рост нагрузки при подъеме. При проведении ловильных работ извлечь УЭЦН из скважины не удалось. Аварийное оборудование расположено на глубине 3270,3 м, интервал перфорации полностью перекрыт. В период 2016-2020 гг. производились попытки проведения «слепого» ОПЗ и эксплуатации скважины при наличии аварийного оборудования в скважине. Вывести скважину на работу в постоянном режиме так и не удалось по причине нестабильного притока из пласта (1–2 м³/сут. в периодическом режиме работы). С 2020 г. скважина находилась в бездействии.

ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ ЭТАПЫ К ПРОВЕДЕНИЮ РАБОТ
Перед производством работ был выполнен расчет траектории ствола радиальных каналов с подбором точек зарезки. Был принят вариант с точкой зарезки на глубине 3260 м и длиной каналов 21 м.
Для осуществления данного проекта потребовалось изменить конструкцию винтовых забойных двигателей для фрезерования и бурения и внести ряд изменений в конструкцию корпуса клина-отклонителя (рис. 2). Следующий этап – проведение стендовых испытаний полноразмерной компоновки (рис. 3). Цель испытания – проверить работу ВЗД-54 и ВЗД-49 измененной конструкции для бурения глубоких каналов [10, 11]. В процессе испытаний было отфрезеровано «окно» в обсадной колонне такого же диаметра, которая представлена на скважине. Проверено прохождение компоновки через «окно» для бурения каналов, пробурено шесть песчано-цементных блоков имитирующих горную породу [3, 4, 6, 8–12]. После проведения стендовых испытаний был проведен замер радиуса кривизны (рис. 3). Компоновка была полностью разобрана с проведением ревизии и подготовлена к промысловым работам. Данные по радиусу кривизны, замеренному в ходе испытаний, были использованы при составлении плана работ.

Один из этапов – разработка программы по буровому раствору. Базовым буровым раствором была жидкость глушения – техническая вода удельным весом 1,17 гр/см³. Учитывая малый радиус кривизны радиального канала, для снижения коэффициента трения и исключения вероятности прихвата компоновки в раствор добавлялась смазывающая добавка ПЕРФОЛЮБ® (PERFOLUB®). Она специально разрабатывалась для применения в технологических жидкостях, используемых при строительстве радиальных каналов. Смазывающая добавка представляет собой стабильный концентрат этаноламидов жирных кислот растительных масел в воде или углеводородных растворителях и содержит в своем составе высокоэффективные модифицирующие добавки: эмульгатор, ингибитор коррозии, противозадирную добавку, пеногаситель, бактерицид и ряд других добавок.
Ввиду того, что траектория радиальных каналов проходила через глинизированный известняк, программой по раствору предусматривалось применение ингибитора набухания глин.

ХОД РАБОТ
На первом этапе на скважине провели комплекс ГИС (с целью поиска возможных негерметичностей эксплуатационной колонны), уточнили отметку «аварийной головы оборудования». После подготовки скважины была выполнена установка якоря с привязкой по ГИС.
На следующем этапе осуществлено фрезерование «окна» в обсадной колонне с применением фрезы диаметром 75 мм, далее – СПО для смены компоновки на бурение с долотом 69 мм и последующее бурение радиального канала длиной 21 м. Для подтверждения фактически пробуренной траектории канала провели СПО компоновки с автономным инклинометром АИ-30 диаметром 32 мм. Затем произвели на устье скважины поворот захвата относительно клина отклонителя на угол 180 градусов, что позволяет компоновке развернуться в противоположное направление относительно первого «окна» при стыковке с якорем, положение в скважине которого неизменно. Строительство второго канала и запись траектории производилось аналогично. Далее провели точечную глубокопроникающую кислотную обработку непосредственно в радиальном канале через гидромониторную насадку. Общий объем соляно-кислотной обработки составил 30 м³ 15 % HCl. На рис. 4 приведен планшет ГИС с указанием интервалов забуривания радиальных каналов, а также с указанием точек закачки кислоты [11].
На рис. 5 приведено сравнение расчетных и фактических траектории каналов. Отход от основного ствола первого канала составил 11,6 м, второго канала – 12,5м. Сходимость расчетных и фактических значений отмечается на достаточно высоком уровне.

РЕЗУЛЬТАТЫ
В ноябре 2022 г., благодаря проведению РВП, скважина выведена из бездействия. В табл. приведены фактические параметры работы скважины. Запускной дебит по нефти составляет 44,2 т/сут.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Приведенный в статье опыт показал возможность запуска в работу бездействующих скважин с применением технологии радиального бурения, предлагаемой компанией «Перфобур». Данная технология является менее дорогостоящей альтернативой зарезки бокового ствола. Преимуществом является отсутствие необходимости в извлечении или разбуривании аварийного оборудования, так как «зарезка» радиальных каналов осуществляется над целевым пластом. Дополнительным инструментом контроля за траекторией пробуренного канала является возможность проведения ГИС малогабаритным инклинометром, что позволяет подтвердить достижение геологических целей.

Применение технологии бурения направленных каналов позволило запустить из бездействия скважину № 100 Восточно-Фурмановского месторождения без дополнительных затрат на извлечение аварийного ГНО (рис.6). По состоянию на 01.01.2023 г. накопленная добыча нефти от мероприятия составляет 1531 т.

К моменту написания статьи успешно завершено строительство более 100 радиальных каналов в карбонатных и терригенных коллекторах компаний. Технологическая успешность выполненных работ составляет 100 %, геологическая успешность – 80 %.