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

The technology of re-opening the reservoir by the method of radial drilling of channels using the technical system «Perfobur»

A.A. RYAZANOV1, A.S. ERMAKOV1, V.A. PAPIZH1, I.A. LYAGOV2, A.V. LYAGOV3, A.I. BASHIROV2, V.A. MAKARENKO2, E.R. SULTANOV21“RITEK” LLC, Volgograd, 400120, Russian Federation2“Perfobur” LLC Ufa, Republic of Bashkortostan, 450520, Russian Federation3Ufa State Oil Technical University, Ufa, Republic of Bashkortostan, 450062, Russian Federation

В статье рассматривается технология вторичного вскрытия пласта путем бурения направленных каналов, позволяющая снизить кольматирующий эффект, образовавшийся при первичном вскрытии продуктивной части пласта от поглощения буровых растворов или многократных глушений скважины в процессе эксплуатации.Одной из основных областей применения технологии радиального бурения является восстановление работоспособности аварийных скважин, на которых действующий интервал перфорции перекрыт аварийным оборудованием, а затраты на его извлечение превышают ожидаемый экономический эффект от ликвидации аварии.Неоднородность коллектора, большая латеральная изменчивость проницаемости пласта, близость водонасыщенных пропластков к продуктивным интервалам являются дополнительными осложнениями при интенсификации притока, что в совокупности с техническими рисками значительно осложняют разработку месторождений на поздних стадиях эксплуатации и требует внедрения новых эффективных методов геолого-технических мероприятий. Предлагаемая технология позволяет повторно вскрывать верхнюю часть продуктивных отложений по заранее запланированной траектории.В статье рассматриваются результаты фактически выполненного ремонта на примере одной из скважин Восточно-Фурмановского месторождения в Самарской области (недропользователь ООО «РИТЭК»). Эксплуатация скважины стала невозможна в связи с падением установки электроприводного центробежного насоса (УЭЦН) на забой и перекрытием действующего интервала перфорации. Извлечение УЭЦН требует использования мощных грузоподъемных агрегатов, причем, успех «ловильных» работ не всегда гарантирован. Полноценное строительство бокового ствола позволит осуществить повторное вскрытие продуктивного пласта, но затраты кратно превышают экономический эффект, ожидаемый от ликвидации аварии. В этом случае оптимальным решением является технология бурения радиальных каналов, стоимость которой ниже, чем при полноценном бурении второго ствола, так как работа осуществляется с применением стандартного подъемного агрегата для текущего или капитального ремонта скважин (типа АПР-80).

The article discusses the technology of secondary opening of the formation by drilling directional channels, which allows to reduce the clogging effect formed during the initial opening of the productive part of the formation from absorption of drilling fluids or multiple well killings during operation.One of the main areas of application of radial drilling technology is the recovery of emergency wells, where the operating perforation interval is blocked by emergency equipment, and the cost of its extraction exceeds the expected economic effect from the elimination of the accident.Reservoir heterogeneity, large lateral variability of reservoir permeability, proximity of water-saturated interlayers to productive intervals are additional complications in the intensification of the inflow of carbonate Devonian, which, together with technical risks, significantly complicates the development of fields in the late stages of operation and requires the introduction of new effective methods of geological and technical measures. The proposed technology allows you to re-open the upper part of productive deposits along a pre-planned trajectory.The article discusses the results of the actually performed repair on the example of one of the wells of the Vostochno-Furmanovskoye field in the Samara region (subsoil user “RITEK” LLC). The operation of the well became impossible due to the fall of the installation of an electric centrifugal pump (ESP) on the bottomhole and the overlap of the existing perforation interval. The extraction of the ESP requires the use of powerful lifting units, and the success of

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 %.

Литература

1. Камалетдинов Р.С. Механизированная добыча нефти. Итоги 18-й Международной практической конференции // [электронный ресурс]: журнал «Neftegaz.RU», № 5, май, 2021 г. URL: https://magazine.neftegaz.ru/articles/vystavki/682054-mekhanizirovannaya-dobycha-nefti-itogi-18-y-mezhdunarodnoy-prakticheskoy-konferentsii/ (дата обращения: 09.02.2023г).
2. Лягов А.В., Пантелеев Д.В., Шамов Н.А. [и др.] Техника и технология создания сверхглубоких перфорационных каналов // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело, 2012.
– № 2. – С. 131–174.
3. Лягов И.А., Лягов А.В., Сулейманов И.Н., Качемаева М.А. Создание Технической системы «Перфобур» и исследование ее работы в сильно искривленном канале при вынужденных продольных колебаниях // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело, 2015. – № 5. – С. 45–105.
4. Мальцев А.А., Лягов И.А., Лягов А.В. Разработка инновационной системы радиального бурения для повышения нефтеотдачи пласта // Нефть. Газ. Новации – 2016. – № 11.
5. Lyagov I.A. Bottom hole formation zone, completion of ultra deepmultibranch channels, experimental research of a new technology // Springer. Mine planning and equipment selection. 2013. pp. 1221–1229. https://doi.org/10.1007/978-3-319-02678-7_118.
6. Лягов И.А., Губайдуллин А.Г., Лягов А.В., Могучев А.И., Попов А.Н. Прогнозирование рисков заклинивания для исключения возможности прихватов технической системы «Перфобур» при бурении разветвленных каналов в терригенных коллекторах // Известия Томского политехнического университета. 2019 г. Т. 330. № 10. С. 126–136. URL: ttps://doi.org/10.18799/24131830/2019/10/2304.
7. Лягов И.А., Лягов А.В., Шайдаков В.В., Грогуленко В.В., Зинатуллина Э.Я. Техническая система «Перфобур» для вторичного вскрытия продуктивного пласта // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2022. – № 2 (350).
– С. 47–52.
8. Касимов Д.Л., Лягов И.А., Лягов А.В. Технологические особенности фрезерования обсадных колонн высокой группы прочности Технической системой Перфобур // сборник Современные проблемы нефтегазового оборудования. Уфимский государственный нефтяной технический университет, – 2019. – С. 88–95.
9. Lyagov I.A., Vasilev N.I, Reich M., Mezzetti M. Analytical research and experimental tests on the technology for drilling small diameter channels with small radius of curvature // Oil Gas European Magazine, Volume 40, Issue 3, 1 September 2014, Pages 124–129.
10. Лягов А.В., Лягов И.А. Патент на полезную модель
№ 195139 U1, RU. Бурильная компоновка с малогабаритным гидравлическим забойным двигателем / заявл. 25.12.2017; опубл. 15.01.2020. Бюл. № 2.
11. Лягов И.А. (RU), Лягов А.В. (RU), Качемаева М.А. (RU). Патент на изобретение № 2764966. Способ компоновки бурильной колонны для вторичного вскрытия продуктивного пласта // заявл. 22.10.2019.
12. Galas I.R., Bashirov A.I, Makarenko V.A., Miftakhov S.A., Lee Dolman, Gulyaev Danila, Nikonorova Anastasia, Latypov Renat, Kleymenov Sergey, Kozhin Sergey, Divyanin Nokolay. The Method of Deep-Penetrating Acid Treatment in Radial Wellbores for Stimulation of Carbonate Reservoirs. Authors: SPE-211339-MS.
13. Абрамзон Л.С., Колпаков Л.Г. Гидравлика. Истечение из отверстий и насадок. Кавитация. Воздействие потока на преграды. – Уфа: Изд. УНИ, 1981. – 88 с.

References

1. Kamaletdinov R.S. Mechanized oil production. Results of the 18th International Practical Conference // [electronic resource]: Neftegaz.RU magazine, no. 5, May 2021. Available at: https://magazine.neftegaz.ru/articles/vystavki/682054-mekhanizirovannaya-dobycha -nefti-itogi-18-y-mezhdunarodnoy-prakticheskoy-konferentsii/ (accessed: 09.02.2023).
2. Lyagov A.V., Panteleev D.V., Shamov N.A. [ets.] Technique and technology for creating ultra-deep perforation channels // Electronic scientific journal Oil and Gas Business, 2012. – no. 2.
– pp. 131–174.
3. Lyagov I.A., Lyagov A.V., Suleimanov I.N., Kachemaeva M.A. Creation of the Perfobur Technical System and study of its operation in a highly curved channel with forced longitudinal oscillations // Electronic scientific journal Oil and Gas Business, 2015.
– no. 5. – pp. 45–105.
4. Maltsev A.A., Lyagov I.A., Lyagov A.V. Development of an innovative system of radial drilling for enhanced oil recovery // Oil. Gas. Innovations – 2016. – no. 11.
5. Lyagov I.A. Bottom hole formation zone, completion of ultra deepmultibranch channels, experimental research of a new technology // Springer. Mine planning and equipment selection. 2013. pp. 1221–1229. Accessed at: https://doi.org/10.1007/978-3-319-02678-7_118.
6. Lyagov I.A., Gubaidullin A.G., Lyagov A.V., Moguchev A.I., Popov A.N. Forecasting the risks of jamming to exclude the possibility of sticking of the technical system "Perfobur" when drilling branched channels in terrigenous reservoirs // Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. 2019. Vol. 330. no. 10. pp. 126–136. Accessed at: ttps://doi.org/10.18799/24131830/2019/10/2304.
7. Lyagov I.A., Lyagov A.V., Shaidakov V. V., Grogulenko V.V., and E.Ya. Technical system "Perfobur" for the secondary opening of a productive reservoir // Construction of oil and gas wells on land and at sea. 2022. – no. 2 (350). – pp. 47–52.
8. Kasimov D.L., Lyagov I.A., Lyagov A.V. Technological features of milling casing strings of a high strength group with the Perfobur Technical System // collection Modern problems of oil and gas equipment. “Ufa State Oil Technical University” Publ., 2019.
– P. 88–95.
9. Lyagov I.A., Vasilev N.I, Reich M., Mezzetti M. Analytical research and experimental tests on the technology for drilling small diameter channels with small radius of curvature // Oil Gas European Magazine, Volume 40, Issue 3, 1 September 2014, Pages 124–129.
10. Lyagov A.V., Lyagov I.A. Utility model patent No. 195139 U1, RU. Drilling layout with a small-sized hydraulic downhole motor / Appl. 12/25/2017; publ. 01/15/2020. Bull. no. 2.
11. Lyagov I.A. (RU), Lyagov A.V. (RU), Kachemayeva M.A. (RU). Patent for invention No. 2764966. A method of assembling a drill string for the secondary opening of a productive formation // Appl. 22.10.2019.
12. Galas I.R., Bashirov A.I., Makarenko V.A., Miftakhov S.A., Lee Dolman, Gulyaev Danila, Nikonorova Anastasia, Latypov Renat, Kleymenov Sergey, Kozhin Sergey, Divyanin Nokolay. The Method of Deep-Penetrating Acid Treatment in Radial Wellbores for Stimulation of Carbonate Reservoirs. Authors: SPE-211339-MS.
13. Abramzon L.S., Kolpakov L.G. Hydraulics. Expiration from holes and nozzles. cavitation. The impact of flow on barriers. – Ufa: UNI Publ., 1981. – 88 p.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Рязанов А.А.

    Рязанов А.А.

    начальник отдела повышения нефтеотдачи пластов

    ООО «РИТЭК» г. Волгоград, 400120, РФ

    Ермаков А.С.

    Ермаков А.С.

    геолог 1-й категории отдела повышения нефтеотдачи пластов

    ООО «РИТЭК» г. Волгоград, 400120, РФ

    Папиж В.А.

    Папиж В.А.

    геолог 2-й категории отдела повышения нефтеотдачи пластов

    ООО «РИТЭК» г. Волгоград, 400120, РФ

    Лягов И.А.

    Лягов И.А.

    к.т.н, генеральный директор

    ООО «Перфобур» г. Москва, 115114, РФ

    Лягов А.В.

    Лягов А.В.

    д.т.н., профессор

    Уфимского государственного нефтяного технического университета

    Баширов А.И.

    Баширов А.И.

    директор по развитию бизнеса в РФ

    ООО «Перфобур» г. Уфа, Республика Башкортостан, 450520, РФ

    Макаренко В.А.

    Макаренко В.А.

    руководитель геологической службы

    ООО «Перфобур» г. Уфа, Республика Башкортостан, 450520, РФ

    Султанов Э.Р.

    Султанов Э.Р.

    инженер-технолог

    ООО «Перфобур» г. Уфа, Республика Башкортостан, 450520, РФ

    Просмотров статьи: 1312

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru