Инженерная практика
Российский нефтегазовый журнал о технологиях и оборудовании
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram

Комплексный подход к заканчиванию горизонтальных скважин с открытым стволом и контролем пескопроявления

За последние пять лет на Русском месторождении (оператор — ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ») было пробурено 12 эксплуатационных горизонтальных скважин. Из них 11 были закончены проволочными фильтрами (с сечением 150-750 мкм), одна — в качестве эксперимента — перфорированным хвостовиком с диаметром отверстий 8 мм.

В процессе эксплуатации скважин, оборудованных фильтрами, наблюдалось резкое снижение продуктивности вне зависимости от типоразмера фильтрующего элемента по причине засорения фильтрующих элементов изза обрушения стенок ствола скважины. При эксплуатации скважины с перфорированным хвостовиком также наблюдалось снижение продуктивности, но уже в результате засыпания ствола песком.

С учетом этих обстоятельств в 2012 году мы подобрали новые компоновки заканчивания, позволившие обеспечить сдерживание крупной фракции, не выносимой на поверхность потоком скважинной продукции и оседающей в горизонтальном стволе, а также пропуск мелко-дисперсной фракции, выносимой в процессе эксплуатации. Пока что все четыре скважины месторождения, пробуренные с применением новых технологий заканчивания, находятся в бездействии, однако плановый дебит по ним составляет 180 м3/сут, что примерно в два раза больше фактических показателей по скважинам, пробуренным в период 2007-2008 годов.

30.06.2013 Инженерная практика №06,07/2013
Болычев Евгений Начальник отдела геологии ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»
Киселев Евгений Менеджер по инжинирингу ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»

В процессе эксплуатации горизонтальных скважин Русского месторождения мы столкнулись с рядом технических и технологических проблем, основной из которых было резкое снижение продуктивности (в отдельных случаях дебит падал в два и более раз) по причине засорения фильтрующей поверхности хвостовика (рис. 1).

Рис. 1. Параметры работы горизонтальных скважин Русского месторождения до реализации проекта
Рис. 1. Параметры работы горизонтальных скважин Русского месторождения до реализации проекта

В числе других проблем стоит назвать пересыпание песком горизонтальной части ствола и необходимость проведения регулярных промывок ствола скважины, которые приводили к ухудшению свойств призабойной зоны пласта. Последнее было связано с постоянным поглощениями и отсутствием возможности выноса песка из ствола скважины на поверхность. Вдобавок на месторождении полностью отсутствовала инфраструктура для сбора и подготовки продукции с высоким содержанием механических примесей.

С учетом этих и других проблем были выработаны определенные требования к системам заканчивания горизонтальных скважин месторождения. Прежде всего необходимо было обеспечить сдерживание крупной фракции, не выносимой на поверхность потоком скважинной продукции и оседающей в горизонтальном стволе. Второе требование заключалось в пропуске мелкодисперсной фракции, выносимой в процессе эксплуатации. И третье — это обеспечение высокой механической прочности конструкции фильтровой части для предотвращения повреждений при спуске.

В рамках работы по подбору технологий заканчивания, отвечающих данным требованиям, было решено провести лабораторные и промысловые испытания щелевых хвостовиков, а также системы сдерживания выноса мехпримесей при плохо отсортированном песчанике (применение «премиум-фильтров»). К разбуриванию проектного куста (четырех горизонтальных скважин) планировалось приступить уже с новой конструкцией и применением новых жидкостей заканчивания и освоения.

Выбор оптимальной компоновки заканчивания происходил в несколько последовательных этапов. Сначала было произведено обоснование длины горизонтального участка, затем на основании лабораторных исследований мы подобрали тип и типоразмер фильтра, после чего специалисты департамента бурения подтвердили диаметр исходя из соотношения диаметров открытого ствола, геометрии фильтров, расчетных сил трения при спуске хвостовика и геометрической проходимости хвостовика. Параллельно с этим на основании лабораторных исследований с керновым материалом, была подобрана промывочная жидкость для вскрытия продуктивного пласта, выбраны химреагенты для очистки горизонтального участка от полимерной корки.

Затем мы определили технологии спуска и установки хвостовика и выполнили подбор оснастки хвостовика. На заключительном этапе была разработана программа мероприятий, направленная на снижение рисков в процессе реализации проекта и их возможных последствий.

Рис. 2. Образцы фильтров, отобранные для проведения лабораторных испытаний
Рис. 2. Образцы фильтров, отобранные для проведения лабораторных испытаний

ИСПЫТАНИЯ ФИЛЬТРУЮЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ

Для лабораторного тестирования было отобрано семь типов фильтрующих элементов: щелевые фильтры мостового типа с размером щели 2 и 3 мм; щелевые фильтры с размером щели 1, 2 и 3 мм; щелевые фильтры лазерной нарезки с размером щели 0,5, 0,75 и 1 мм; трехслойный фильтр с металлическим мешем внутри и защитным кожухом; два сетчатых фильтра (размер ячеек — 100-200 мкм) с наружным защитным кожухом и еще один сетчатый фильтр с наружным защитным кожухом (0,5х0,3 мкм). В последнем случае фильтрующая сетка находится между двумя слоями дренажной крупноячеистой сетки из более толстой проволоки (рис. 2).

Испытания проводились в лаборатории M-I SWACO на установке Production Screen Tester (PST) с рабочим давлением 1-2 атм в зависимости от типа фильтра. В качестве рабочих агентов использовалась эталонная жидкость — нефть Русского месторождения вязкостью 220 сПз, приведенная к пластовым условиям путем добавления минерального масла — а также смесь эталонной жидкости с породой пласта. Концентрация мехпримесей при испытаниях составляла 50 г/л.

В процессе исследований мы последовательно прокачивали через образцы сначала эталонную жидкость, а затем смесь. В обоих случаях дозировка составляла 1 литр.

После этого через образец с уже сформированной подушкой из мехпримесей прокачивалась эталонная жидкость. Потом образец очищался от подушки и через него снова прокачивалась эталонная жидкость (для оценки степени засорения самого фильтра мехпримесью), а затем и смесь.

Рис. 3. Результаты испытаний фильтрующих элементов
Рис. 3. Результаты испытаний фильтрующих элементов

Стоит отметить, что на всех этапах данного эксперимента мы выходили на стабильный режим фильтрации через образцы. Испытания показали, что содержание механических примесей в фильтрате у щелевых фильтров с размерностью щели от 0,75 до 3 мм равно исходному значению. Фильтрационная корка на поверхности не сформирована. Таким образом, независимо от конструкции, фильтры с шириной щели более 0,5 мм не пригодны для применения на Русском месторождении, поскольку не обладают сдерживающей функцией для породы коллектора (рис. 3).

При испытании фильтра лазерной нарезки с размерностью щели 0,5 мм наблюдалось увеличение времени фильтрации. На поверхности фильтра образовалась фильтрационная корка, которая может служить естественным дополнительным барьером для мехпримесей.

В части испытаний «премиум-фильтров» можно отметить следующее: все фильтры обеспечивают сдерживание седиментационных частиц; сетка с плетением по ГОСТ 3187-76 обладает высокой устойчивостью к забиванию. Фильтры, в основе которых лежит сетка тканевого плетения, не применимы в условиях коллекторов Русского месторождения из-за быстрого забивания (несмотря на высокую начальную проницаемость).

В итоге для прохождения ОПИ мы выбрали три фильтра, продемонстрировавших наилучшие результаты: один сетчатый, один щелевой, а также фильтр MeshRite.

ВЫБОР КОМПОНОВКИ ЗАКАНЧИВАНИЯ

Следующим этапом проекта стало согласование типоразмера фильтров, исходя из конструктивных особенностей планируемых скважин. Расчет веса и прохождения хвостовика (по радиусу изгиба и силам сопротивления), а также расчет спуска обсадных колонн были выполнены при помощи специального программного обеспечения.

Типоразмеры фильтров и разбухающих пакеров, отобранные по результатам этих расчетов, приведены в табл. 1. Отметим, что для щелевого фильтра и фильтра MeshRite был выбран диаметр базовой трубы, равный 114 мм, при этом максимальный наружный диаметр щелевого фильтра составил 127 мм (диаметр муфты), а фильтра MeshRite — 128,7 мм (диаметр кожуха, который занимает большую часть трубы).

Для проволочного фильтра размер базовой трубы составил 102 мм. При этом максимальный наружный диаметр самого фильтра составил 120 мм (диаметр кожуха). В данном случае мы отказались от диаметра базовой трубы 114 мм, потому что в этом случае диаметр кожуха составил бы 139 мм, что по нашим расчетам могло быть сопряжено с риском недохождения компоновки до забоя.

Диаметр разбухающего пакера составил 139 мм, при этом был выбран пакер, разбухающий при контакте с пресной водой. Также была выбрана подвеска фильтра с возможностью вращения и промывки хвостовика в процессе спуска.

Затем мы провели предварительный расчет спуска хвостовика перед бурением — с использованием в качестве транспортной колонны бурильной трубы диаметром 89 мм. В результате было установлено, что, вопервых, транспортная колонна будет иметь спиральный изгиб, а во-вторых, при спуске колонны вес на крюке будет близок к нулю, что не позволит довести

фильтр до забоя даже при условии, что ствол будет стабильным и чистым. После этого расчета было принято решение скорректировать транспортную колонну: мы увеличили количество УБТ диаметром 120 мм до 120 метров. Остальная часть транспортной колонны состояла из ТБТ диаметром 89 мм.

Последний расчет, выполненный в программном комплексе Schlumberger, позволил скорректировать расположение хвостовика на определенной глубине, с учетом фактической траектории спуска.

ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ДЕЙСТВИЙ ПРИ ПЕРВИЧНОМ ЗАКАНЧИВАНИИ

Дальнейшие работы проводились в следующей последовательности: после окончания бурения горизонтального участка мы выполнили промывку ствола до выравнивания параметров раствора, после чего КНБК с РУС и LWD была поднята на поверхность и разобрана. Затем при помощи роторной КНБК с двумя спиральными лопастными калибраторами (КЛС) произвели шаблонировку открытого ствола скважины (проработка мест посадок/затяжек) и после спуска КНБК до забоя перевели скважину на раствор без твердой фазы (рассол NaCl с добавлением полимеров для контроля водоотдачи и процесса фильтрации).

Рис. 4. Условия спуска хвостовика
Рис. 4. Условия спуска хвостовика

На следующем этапе был осуществлен спуск фильтров в горизонтальный участок (рис. 4). Именно для исключения их загрязнения мехпримесями (кольматирующими элементами, содержащимися в буровом растворе) скважина и была предварительно переведена на раствор без твердой фазы. Стоит сказать, что размерность фильтрующей поверхности «премиум-фильтра» составляла порядка 200 мкм, что было сопоставимо с кольматационной фазой в буровом растворе. В качестве кольматанта использовали мел.

Потом мы установили разбухающие пакеры напротив глинистых «перемычек» для разобщения пластов с разными коллекторскими свойствами. При этом исключили активацию разбухающих пакеров в процессе спуска хвостовика. Также удалось избежать засорения «премиум-фильтров» твердой фазой до начала освоения скважины.

После спуска хвостовика (со сборкой промывочной трубы и промежуточной промывкой перед спуском в открытом стволе) была произведена активация разбухающих пакеров с одновременной обработкой ПЗП раствором на основе пресной воды с добавлением специального состава (MudZyme), который разрушает фильтрационную корку, состоящую из полимеров и частиц мела. По окончании открытый ствол был «законсервирован» на период активации разбухающих пакеров и действия химреагентов.

Рис. 5. Схема оборудования для заканчивания скважины (с фильтром MeshRite)
Рис. 5. Схема оборудования для заканчивания скважины (с фильтром MeshRite)

Завершающим этапом стал подъем транспортной колонны и промывочной трубы. После установки отсекающей пробки обсаженная часть скважины переведена на раствор в соответствии с ПБНиГП (рис. 5, табл. 3).

Таблица 2. Примененные жидкости заканчивания
Таблица 2. Примененные жидкости заканчивания
Рис. 6. Отклонения в процессе реализации проекта. Сравнение расчетного графика весов при спуске с фактическим
Рис. 6. Отклонения в процессе реализации проекта. Сравнение расчетного графика весов при спуске с фактическим

ОТКЛОНЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ ЗАКАНЧИВАНИЯ

При реализации данного проекта на всех четырех скважинах было зафиксировано всего два несущественных отклонения (рис. 6). Так, например, на первой скважине существовало ограничение расхода циркуляции в процессе спуска хвостовика из-за конструктивных особенностей подвески. Фактические давления не совпали с расчетными, поэтому при плановой промывке (6-8 л/с) нам пришлось ограничить промежуточные промывки до 2 л/с. Также мы модернизировали подвеску, исключив ее зависимость от давления циркуляции.

На второй скважине при подъеме транспортной колонны произошло поглощение раствора с интенсивностью до 10 м3/ч. В дальнейшем подъем транспортной колонны производился без выброса на мостки. Это позволило сократить время на проведение последующих операций и установить специальную разделительную пробку для отделения жидкости в открытом стволе от верхних жидкостей в скважине.

Рис. 7. Результаты освоения скважин
Рис. 7. Результаты освоения скважин

ВЫВОДЫ ПО ИТОГАМ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА

Выполненный комплекс работ в совокупности со стадийным выводом скважин на режим привел к увеличению продуктивности скважин в два раза по сравнению со скважинами, пробуренными в аналогичных геологических условиях в 2007-2008 годы (рис. 7, табл. 3).

Таблица 3. Плановые и фактические показатели по дебитам скважин
Таблица 3. Плановые и фактические показатели по дебитам скважин

К сожалению, на сегодняшний день все четыре скважины до конца не выведены на режим и временно находятся в бездействии.

Таким образом, реализацию проекта по заканчиванию скважин Русского месторождения в горизонтальном стволе в общем и целом можно признать успешной в части увеличения эффективности добычи нефти. Эффективность проекта с точки зрения контроля пескопроявления будет оценена после получения результатов эксплуатации скважин.

Исходя из полученного опыта, можно с уверенностью говорить, что успешная реализация аналогичных проектов возможна только при выполнении ряда условий. В частности, перед началом реализации необходимо выполнить расчеты нагрузок на колонну при спуске, подъеме и вращении (при различных условиях), с последующим уточнением данных расчетов на разных стадиях проекта. В свою очередь, детальное планирование работ позволит минимизировать риски на каждом этапе и предотвратить развитие аварийных ситуаций (в случае, если отклонение все же произошло).

После получения фактических данных по профилю и геологической информации по результатам бурения необходимо скорректировать компоновку хвостовика и провести повторный расчет спуска. Помимо этого, важно также произвести проверку на соответствие элементов оснастки, фильтров и глухой трубы.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Евгений, насколько, на Ваш взгляд, снизился процент выноса мехпримесей после начала использования фильтров MeshRite?
Евгений Болычев: На данный момент КВЧ в продукции не превышает 350 мг/л. На ранее пробуренных скважинах этот показатель варьирует в диапазоне 350-1200 мг/л.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Технические средства и методы обеспечения геодинамической безопасности на разрабатываемых шельфовых месторождениях углеводородов
Количественная оценка погрешности различных методов замеров дебитов газоконденсатных скважин при инструментальном контроле технологических режимов
Свежий выпуск
Инженерная практика №11-12/2023

Инженерная практика

Выпуск №11-12/2023

Повышение эффективности мехфонда. Работа с осложненным фондом скважин. Методы борьбы с коррозией
Методы интенсификации добычи ВВН и СВН Автоматизация мониторинга ОФОборудование для эксплуатации БС и СМД Комплексный подход к защите ВСО от коррозииИмпортозамещение в сфере ЛКМ
Ближайшее совещание
Поддержание пластового давления, Разработка месторождений
Цифра – 2024
Производсвенно - техническое Совещание

ЦИФРА ‘2024. Цифровые технологии для решения задач разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений. Опыт и практика.

с 20 по 21 ноября 2024 года, г. Казань
ООО «Инженерная практика» приглашает Вас и Ваших коллег принять участие в отраслевой технической Конференции «ЦИФРА ‘2024. Цифровые технологии для решения задач разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений. Опыт и практика». Мероприятие будет проходить в очном формате в зале гостиницы «Мираж» города Казань. Важно! Назначены новые даты проведения совещания в период с 20 по 21 ноября 2024 года в рамках конференции "Осложненный фонд 2024".
Ближайший тренинг
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Защитные покрытия для нефгаздобычи ‘2024
Тренинг-курс (программа "Наставник")

Защитные антикоррозионные покрытия '2024. Эффективные методы применения защитных покрытий в нефтедобыче.

15-17 октября 2024 г., г. Самара
Цель тренинга – ознакомление с основами материаловедения, видами покрытий, типами пленкообразующих, а также формирования профессиональных знаний в области применимости различных видов покрытий для защиты нефтепроводных и насосно-компрессорных труб. Практическая часть семинара проводится на базе аккредитованной исследовательской лаборатории, оснащенной самым современным оборудованием. При прохождение практической части занятия проводятся непосредственно на промысловых трубах и НКТ, отобранных на месторождениях. Авторский курс читают Эксперты Научно-производственного центра «Самара» (основное направление деятельности - работы, связанные с исследованиями в области защиты от коррозии элементов ТЭК (скважинное оборудование, линейные трубопроводы, емкостной парк и т.д.).