Бурение боковых горизонтальных стволов в скважинах простаивающего фонда

Бурение боковых  горизонтальных стволов в скважинах  простаивающего фонда. 
 

Одним из путей  увеличения производства нефти является извлечение невыработанных запасов  старых месторождений с применением  новых технологий. Эксперты «Зарубежнефти» в своей статье делятся российским опытом бурения в индийском штате Ассам боковых горизонтальных стволов в скважинах простаивающего фонда нефтяной компании ONGC. 
 

Государственная корпорация ONGC, являясь крупнейшим индийским нефтедобывающим оператором, в последние годы прилагает немало усилий по увеличению объемов добычи нефти. Одним из путей достижения этой цели является извлечение невыработанных запасов старых месторождений с применением новых технологий.  

В последнее  десятилетие во многих нефтедобывающих  странах получил развитие метод капитального ремонта простаивающих и малодебитных скважин путем зарезки и бурения боковых горизонтальных стволов (БГС). С точки зрения области применения этого метода большой интерес представляют нефтяные месторождения территориального подразделения ONGC в штате Ассам, Индия.  

Результатом подобной политики компании явился пилотный проект зарезки и бурения БГС в 4-х  скважинах на месторождениях Лаква  и Гелики.  

Генеральным подрядчиком  в проекте по зарезке боковых  стволов в 4-х простаивающих скважинах на месторождениях штата Ассам выступило ОАО «Зарубежнефть», которое вот уже 38 лет занимается реализацией комплексных нефтегазовых проектов в различных регионах мира и пользуется в мировом нефтяном сообществе репутацией надежного и высокопрофессионального партнера.  

Подрядчиком ОАО  «Зарубежнефть» по данному контракту  стала российская сервисная компания «Техинформсервис», имеющая большой  опыт в области бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Образовавшись  в начале 1990-х годов, компания была в числе первых российских компаний, приступивших к освоению метода БГС из ранее пробуренных скважин.  
 
 

Подготовительный  этап и поставленные задачи 
 
 

На этапе изучения геологического материала было выяснено, что петрофизическая структура  месторождений Лаква и Гелики в достаточной степени схожа с нефтяными месторождениями, расположенными в районе Западной Сибири Российской Федерации. Данное обстоятельство в немалой степени повлияло на выбор технологии бурения, типа бурового раствора и было учтено при составлении общего плана работ по данному проекту.  

После консультаций со специалистами Ассамского подразделения ONGC был сделан вывод, что одной  из проблем при бурении на данных месторождениях является наличие мощного  пласта, носящего название «Гируджанская глина». Отличительная особенность данного пласта - высокая способность глины к набуханию, что довольно часто приводит к прихватам бурильной колонны. Поведение ствола скважины в интервале залегания «Гируджанских глин» при больших значениях зенитного угла на момент подготовки технического предложения предсказать было затруднительно.  

Пластовые давления значительно снизились вследствие длительного периода разработки месторождений. В результате этого  появилась проблема выбора рецептуры  бурового раствора, одновременно обеспечивающего стабильность ствола скважины в верхней его части и ограждение продуктивного пласта от загрязнения в результате инвазии промывочной жидкости.  

Классические  буровые растворы на основе бентонита, применяющиеся при бурении вертикальных скважин и скважин с небольшим зенитным углом в Ассамском подразделении ONGC эту проблему решить не могли.  

После тщательного  изучения геологического материала  российскими специалистами была разработана рецептура биополимерного бурового раствора для бурения данных скважин, которая минимизировала загрязнение продуктивных пластов и возможность осложнения ствола скважин.  

Специалистами ONGC была поставлена задача получения  наибольшего дебита скважин с  наименьшим уровнем обводненности  добываемого флюида. При этом ситуация с реальным нахождением водонефтяного контакта на момент проектирования была неясна, что усложняло планирование работ.  

После консультаций с индийской стороной и анализа  промыслового материала по ранее  пробуренным скважинам был составлен типовой план работ по скважинам, учитывающий все требования поставленные перед российской компанией. 
 
 

Оборудование  и материалы 
 
 

На этапе согласования контракта сторонами было принято  решение, что ONGC предоставит собственную  стационарную буровую установку грузоподъемностью 250 т, а ОАО «Зарубежнефть» телеметрическое и другое вспомогательное оборудование, химические реагенты для бурового раствора, долота и другие расходные материалы.  

Российскими специалистами  было принято решение использовать телеметрическую систему с кабельным каналом передачи данных с забоя на поверхность, которая успешно себя зарекомендовала при проведении аналогичных работ на территории РФ. Комплект данного оборудования включает в себя забойную телесистему, лебедку с геофизическим кабелем и немагнитную утяжеленную трубу длиной 9 м. Также были поставлены забойные винтовые двигатели диаметром 4-3/16” и 3-7/16” с регулируемым углом перекоса специального переводника.  

В связи с  отсутствием у Ассамского филиала ONGC геофизического комплекса, позволяющего проводить геофизические исследования в скважинах малого диаметра с большим зенитным углом, было принято решение о выполнении ГИС российской стороной на собственном оборудовании. Для этого на место проведения работ доставили геофизическую станцию со специальным кабелем и комплектом геофизических приборов.  

С целью облегчения ручных операций на буровой установке при выполнении спускоподъемных операций и наращивания бурильных труб российская сторона поставила гидравлический и механические трубные ключи для труб диаметром менее 5”, пневматический спайдер.  

Расход промывочной  жидкости при бурении БГС долотами диаметром 4-3/4” составляет не более 12-14 л/сек, поэтому потребность в системе очистке, имеющей высокую производительность, отпадает. В связи с этим осуществлена поставка, монтаж и ввод в эксплуатацию компактной системы очистки российского производства, изготовленной по лицензии американской компании SWACO.  

Как отмечалось выше, было принято решение применять  биополимерный буровой раствор. Наряду с самим полимером в  поставку входили типовые химические реагенты, необходимые для регулирования  реологических и других параметров бурового раствора.  

Также были поставлены вырезающий инструмент для обсадных колонн, оборудование для подвешивания хвостовиков и сами обсадные трубы  диаметром 4”, бурильные трубы 2-7/8”, УБТ 3-1/4”, трехшарошечные долота диаметром 4-3/4” и долота типа PDC, перфорационные материалы. 
 
 

Описание типовой  скважины и комплекса работ 
 
 

В этой статье рассматривается  последняя пробуренная в рамках проекта скважина L-412, поскольку  она является показательной в  отношении выбранного профиля ствола скважины и подходов к технологии бурения, ставших следствием накопленного за период бурения трех предыдущих скважин. Профиль скважины представлен на рисунке.  

Все БГС строились  согласно типовому плану, включающему  вырезание окна длиной 10 м в эксплуатационной обсадной колонне диаметром 5-1/2”, установку отсекающего цементного моста, зарезку и бурение бокового ствола до проектной глубины, проведение комплекса ГИС, спуск хвостовика, его цементирование и перфорацию. Вызов притока осуществлялся ONGC методом компрессирования.  

На скважине L-412 окно вырезалось в вертикальном участке эксплуатационной колонны  в интервале 2276-2286 м. В качестве промывочной  жидкости при вырезании окна использовалась техническая вода, которая затем  была замещена на биополимерный раствор плотностью 1,03 г/см3. Фрезерование колонны велось роторным способом 3-х лопастным колонным фрезером ФКР-140 российского производства в течении 20 час.  

После проверки качества вырезанного окна микрокаверномером  был установлен цементный мост в интервале 2270-2295 м.  

Забуривание бокового ствола велось 3-х шарошечным долотом  с минимальной осевой нагрузкой  при помощи забойного двигателя  с углом перекоса шпиндельной  секции двигателя 2,120, позволяющим создать  интенсивность набора зенитного  угла 50 на 10 м проходки. Ориентирование забойного двигателя по азимуту производилось на основании показаний телесистемы. Для контроля за забуриванием нового ствола постоянно отбирались пробы шлама. После бурения первых 6 м шлам составлял 100% породы, что показывало на успешность проводимой операции, после чего осевая нагрузка была увеличена до 3-4 т и пробурено еще 20 м.  

При зенитном угле 130 и забое 2300 м произвели смену 3-х шарошечного долота на долото типа PDC и уменьшили угол перекоса шпиндельной секции двигателя до 1,360. Последующий интервал бурения до проектного забоя скважины был пробурен одним долблением в течении 5-ти суток. Траектория ствола скважины постоянно контролировалась с помощью забойной телесистемы. Средняя интенсивность набора угла при бурении долотом PDC составила 2,20 на 10 м. При проектном забое 2555 м зенитный угол составил 700. Бурение велось при строгом соблюдении специально разработанных мероприятий по безаварийной проводке скважины с целью избежания возникновения осложнений.  

После достижения проектного забоя был выполнен запланированный комплекс ГИС, произведена его интерпретация.  

По согласованию с геологической службой Ассамского подразделения ONGC спуск хвостовика диаметром 4” произвели в интервал 2226-2555 м. В оснастку хвостовика кроме обратного клапана и башмака был включен заколонный механический пакер и специальный инструмент для подвески и цементирования. Цементирование производилось цементом G класса с добавками. После окончания ОЗЦ был выполнен заключительный комплекс ГИС и произведена перфорация зарядами Dynawell.  

Общее время  проведения работ российскими специалистами  на скважине L-412 с начала вырезания  окна до окончания перфорации составило 21 сутки. 
 
 

Полученный опыт 
 
 

В результате проведенных  работ было выявлено:  

1. Необходимость  применения винтовых двигателей  с более высокими энергетическими  характеристиками, что позволит  увеличить механическую скорость  бурения и облегчит соблюдение  запланированной траектории ствола  скважины  

2. Целесообразность  использования долот PDC на участках стабилизации и набора угла скважины с интенсивностью до 2,50 на 10 м. Данный тип долот показал более высокие по сравнению с шарошечными долотами показатели механической скорости и проходки на долото, но не обеспечил интенсивность набора зенитного угла свыше 30 на 10 м.  

3. На стадии  проектирования профиля ствола  скважины необходимо учесть накопленный  промысловый опыт изменения траектории  в зависимости от геологического  разреза и применяемых компоновок  низа бурильной колонны.  

4. Для бурения БГС необходима модернизация существующей системы очистки бурового раствора, входящей в комплект буровых установок Ассамского подразделения ONGC