Стрункин Сергей Иванович Первый заместитель генерального директора по производству – главный инженер ПАО «Оренбургнефть»

Степанов Юрий Георгиевич Начальник отдела управления проектами новых технологий ПАО «Оренбургнефть»

Абдуллин Азат Фаритович Ведущий инженер отдела внедрения новых технологий и инжиниринга добычи ООО «СамараНИПИнефть»

ПАО «Оренбургнефть» достигло уровня развития, при котором значительная часть разрабатываемых нефтяных месторождений находятся на 3-4 стадиях разработки. При этом бездействующий фонд скважин достигает приблизительно 5% от эксплуатационного. В связи с этим актуальными становятся вопросы поддержания добычи на высоком уровне и повышения коэффициента эксплуатации скважин путем проведения эффективных геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Зарезка боковых стволов позволяет вводить в разработку скважины бездействующего фонда в тех случаях, когда другие виды ГТМ оказываются неэффективными (рис. 1). К таким случаям относятся безуспешные сложные ловильные работы, аварийное состояние эксплуатационной колонны, отсутствие эффекта от ограничения водопритока и обработки призабойной зоны скважины и др.

Однако сами по себе операции ЗБС без дополнительных мероприятий не всегда дают желаемый результат. Так, наиболее распространенным методом интенсификации добычи нефти, в том числе на скважинах после ЗБС является гидравлический разрыв пласта (ГРП). В этой связи как нефтяные, так и сервисные компании прикладывают все возможные усилия для совершенствования инженерной и операционной составляющих технологии ГРП [2].

Вместе с тем проведение ГРП в скважинах после ЗБС нередко приводило к повреждению ветхих обсадных труб между пакером ГРП и подвеской хвостовика под давлением ГРП. Проблему удалось решить при помощи разработанного НТЦ «ЗЭРС» герметизирующего устройства УГРХ (стингер).

ОПИСАНИЕ УСТРОЙСТВА

Герметизирующее устройство УГРХ предназначено для защиты эксплуатационной колонны (ЭК) от повышенного давления при проведении ГРП в скважинах, обсаженных хвостовиками. Объектом применения данного устройства могут быть стволы скважин, обсаженные хвостовиками диаметром 89, 99, 102 и 104 мм.  В случае применения УГРХ с хвостовиками диаметром 102 и 114 мм его спуск производится при помощи цементируемой защищенной подвески хвостовика (ПХЦЗ). В свою очередь в случае применения УГРХ с хвостовиками диаметром 89 и 99 мм спуск производится при помощи цементируемой гидромеханической подвески хвостовика (ПХГМЦ).

Конструкция устройства состоит из гидравлического якоря, опорного переводника с упорной сменной гайкой, удлинительного патрубка и узла герметизации с самоуплотняющимися втулками и направляющим башмаком (рис. 2) [4].

Преимущество данной технологии состоит в исключении дополнительной спускоподъемной операции с пакером для проведения работ по освоению скважины гибкой насосно-компрессорной трубой (ГНКТ), так как отсутствует необходимость смены малогабаритного пакера на пакер под материнскую колонну. Соответственно, снимается риск некачественной посадки пакера и отсутствует необходимость в дополнительных работах по возврату флота ГРП [1].

Технологическая эффективность применения устройства складывается из нескольких составляющих. Во-первых, это снижение гидравлических потерь за счет большего диаметра УГРХ по сравнению с пакером. Благодаря этому при проведении ГРП снижается давление на устье скважины. Риск прихвата пакера в боковом стволе скважины также существенно снижается: установка пакера предполагает спуск оборудования непосредственно в боковой ствол, а в случае спуска герметизирующего устройства оборудование устанавливается над хвостовиком на материнской колонне. Наконец, в случае заклинивания пакера в боковом стволе, возникает риск его неизвлечения и возникновения аварийных ситуаций, а при применении УГРХ данный риск исключается.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЯ И ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ

В отношении испытаний технологии перед специалистами ПАО «Оренбургнефть» была поставлена задача подтвердить технические характеристики, заявленные производителем герметизирующего устройства для защиты обсадных труб от избыточного давления ГРП на скважинах после ЗБС. Кроме того, необходимо было оценить критерии применимости стингера на скважинах. Были выделены и первостепенные риски данной технологии. Прежде всего, это риск некачественной посадки стингера с формированием перетоков в затрубном пространстве в ходе проведения ГРП, что влечет за собой подъем устройства, его переустановку и проведение повторного ГРП. В свою очередь, негерметичность узла крепления хвостовика может привести к возникновению аварийной ситуации. И, наконец, в случае старых скважин существует риск деформации посадочного места стингера, влекущей за собой возникновение негерметичности ЭК.

С целью испытания новой технологии в 2014 году в ПАО «Оренбургнефть» были проведены пять операций гидроразрыва пласта после ЗБС с использованием стингера. На всех скважинах после стыковки стингера произвели опрессовку затрубного пространства давлением 80 атм в течение 30 мин при открытом трубном пространстве (затрубное пространство было герметично, перетоков в НКТ обнаружено не было). Опрессовка трубного пространства давлением 200 атм в течение 30 мин при открытом затрубном пространстве подтвердила герметичность конструкции.

Технико-экономические результаты испытаний в части герметичности ЭК и затрубного пространства полностью соответствовали поставленным задачам. Благодаря сокращению числа СПО на всех скважинах удалось добиться сокращения затрат от внедрения герметизирующего устройства.

Применение данной технологии исключает проведение СПО для спуска и подъема ГНКТ, тогда как при установке пакера необходимость такой СПО обусловлена малым диаметром проходного сечения.

Таким образом, экономическая обоснованность применения стингера при проведении ГРП в скважинах после ЗБС полностью подтвердилась при относительно невысоких дополнительных затратах.

На основании результатов проведенных испытаний в ПАО «Оренбургнефть» была разработана программа внедрения, в соответствии с которой в 2015 году уже проведено более 20-ти операций с применением стингера. Успешность внедрения составила 100%.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Инженерный отчет по результатам выполнения опытнопромышленных испытаний «ОПИ технологии ГРП на скважинах после ЗБС с использованием стингера, направленной на исключение аварий при проведении ГРП, производства компании НТЦ «ЗЭРС». Оренбург, ОАО «Оренбургнефть», 2015 г.
2. Рудник А., Цзин А., Яшин Я. Анализ эффективности технологии очистки и освоения скважин с помощью койлтюбинга в условиях месторождений Западной Сибири. – М.: Schlumberger, 2005.
3. Заикин И.П., Кемпф К.В., Добросмыслов А.С., Бухаров П.С. Применение оборудования «Стингер» при проведении гидроразрыва пласта в скважинах после бурения в них боковых стволов // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2010. №2.
4. Торопинин В., Тереньтеев С. Совершенствование технических средств для проведения ГРП в боковых стволах скважин // Бурение и Нефть. 2010. №1.