Вскрытие продуктивных интервалов обсаженной скважины методом глубокой щадящей перфорации

Вскрытие продуктивных интервалов обсаженной скважины методом глубокой щадящей перфорации

В настоящее время перспективным общепризнанным методом разработки месторождений является бурение горизонтальных скважин с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пластов (ГРП). Однако в ряде случаев для повышения эффективности разработки месторождений возможен альтернативный экономически и экологически обоснованный подход, основанный на разветвлённом массовом вскрытии продуктивной зоны пласта (ПЗП) системой перфорационных каналов малого диаметра из основного вертикального ствола скважины. В статье рассмотрены особенности создания дополнительных каналов для увеличения поверхности вскрытия и объема дренирования залежи в сложных геолого-технологических условиях: обсаженных глубоких скважин, использования режима депрессии, контролируемой проводки длинноствольных каналов по заданной траектории и др. Для этих условий вскрытия пласта предлагается кабельный перфобур¹ с улучшенной управляемостью и информативностью, позволяющий оптимизировать материальные затраты на строительство и реконструкцию скважин, а также повысить дебит скважины и нефтеотдачу пласта.

Технология перфобура была предложена коллективом авторов

Ключевые слова: перфорационный канал, кабель, депрессия, контроль, забой, скважинный прибор, измерение, перфобур, обсадная колонна, блокиратор, реактивный момент, муфта-тормоз, повышение нефтеотдачи, трудноизвлекаемые запасы, высокообводненные скважины.

Доля трудноизвлекаемых запасов постоянно увеличивается и во многих нефтедобывающих регионах страны составляет уже 70ч75%. Происходит неуклонное снижение средних дебитов скважин, увеличивается процент малодебитных скважин (1ч3 т/сут и менее), остро стоит вопрос о прекращении разработки из-за нерентабельности целого ряда месторождений Краснодарского края, Сахалина, Урало-Поволжья и других регионов [1].

Одним из путей интенсификации добычи углеводородов является увеличение поверхности вскрытия пласта, а также проницаемости пород, окружающих скважину и расширение зоны дренирования ствола скважины в целом [2−7].

В последние годы наблюдаются всё активнее поиски простых и экологически обоснованных технологий вскрытия пласта перфорационными каналами малого диаметра, способных перекрывать слабопроницаемый контур загрязнения ПЗП с действующим радиусом до 3 ч 7 м, а также позволяющих достигать удалённых от основного ствола объектов на расстояние 100 м и более.

Основная масса работ (до 90 — 98%) по вскрытию продуктивного пласта из обсаженных скважин выполняется прострелочно-взрывным способом с использованием кумулятивных перфораторов, что объясняется простотой их применения, достаточно малому времени на проведение операции и относительно небольшой стоимости работ и расходного материала [8].

Несмотря на постоянное совершенствование технологии кумулятивной перфорации даже самые современные перфораторы, например, компании Schlumberger, нередко приводят к существенному нарушению обсадной колонны, цементного камня и ускоренному обводнению скважины. Такое вскрытие не всегда обеспечивает надёжную гидравлическую связь пласта со скважиной и не преодолевает загрязнения, достигающие нескольких метров при первичном вскрытии и цементировании. Как правило, для улучшения коллекторских свойств призабойной зоны после кумулятивной перфорации приходится проводить дополнительные периодически повторяемые и весьма затратные мероприятия (кислотные обработки, гидроразрывы, термические воздействия, разглинизации и др.) [9].

Стремление к повышению нефтеотдачи и продлению срока службы скважин привело к появлению альтернативных гидропескоструйных, щелевых и сверлящих перфораторов, позволяющих в щадящем режиме для колонны и цементного камня и с наименьшими негативными последствиями для естественной проницаемости призабойной зоны проводить вторичное вскрытие пласта гидромеханическим способом [10−12].

Любой процесс проведения щадящей перфорации характеризуется, в отличие от кумулятивной, приложением энергии только к участку формирования собственно канала и длительностью процесса во времени, что и обеспечивает минимальное негативное воздействие на крепь скважины и породу пласта.

Щадящая перфорация является наиболее эффективной в случае вскрытия низкопроницаемых терригенных и карбонатных коллекторов небольшой толщины, при эксплуатации переслаивающихся водонефтяных пластов и пластов с близким расположением флюидных контактов, когда предъявляются повышенные требования к качеству крепи. Она зачастую незаменима при перфорации пескующих скважин с неустойчивым коллектором, глубоких высокотемпературных скважин в условиях АВПД, высокодебитных газовых скважин, требующих производства отверстий большого сечения и др. [13].

Среди щадящих методов вскрытия продуктивных пластов особое развитие получила технология с использованием сверлящих перфораторов для создания каналов глубиной 1ч3м и диаметром 15ч30 мм с помощью электробура или гидродвигателя, располагаемых в основном стволе скважины соответственно на кабельной или трубно-кабельной подвеске. Суть данной технологии заключается в механическом сверлении бурильной головкой (фрезой, долотом или специальным режущим инструментом) стенки обсадной колонны, цементного камня и горной породы с использованием гибкого или жёсткого составного полого вала при помощи стандартного насосного и геофизического оборудования [13−15].

Использование кабельной подвески с возможностью организации проводного канала связи при вскрытии пластов сверлящими перфораторами даёт следующие неоспоримые преимущества.

На всех этапах вскрытия среды использование кабеля обеспечивает полный технологический контроль над оборудованием в реальном масштабе времени с помощью соответствующих зондов и датчиков, включая локатор муфт, инклинометр, датчики осевой нагрузки и оборотов бурильной головки и др.

Кабельная подвеска способствует надёжной герметизации устья с помощью стандартного лубрикатора, что делает возможным промывку скважины облегчённой рабочей жидкостью, а, следовательно, позволяет применять режим депрессии при создании перфорационных каналов. Использование же режима депрессии, когда происходит постоянное поступление пластового флюида в ствол канала, предотвращает кольматацию порового пространства, сохраняет естественные коллекторские свойства разреза, уменьшает поглощение промывочной жидкости и другие осложнения в коллекторах, повышает скорость проходки и ресурс работы инструмента [13].

Кабельная подвеска также позволяет оперативно и довольно просто без проведения спуско-подъёмных операций (СПО) с трубами проводить смену фрезы на долото или износившейся бурильной головки, причём в любой момент вскрытия среды по сигналу реакции соответствующих датчиков.

Недостатком сверлящих перфораторов является сравнительно небольшая глубина вскрытия пласта, не превышающая в лучшем случае 2ч3м. Это связано с функциональными возможностями гибкого (жёсткого составного) полого вала, приводимого в работу гидродвигателем (электробуром) из основного ствола скважины в сложнонапряженных механических условиях.

Наиболее глубокое вскрытие пласта, как известно, обеспечивает технология бурения горизонтальных скважин (ГС), которая наряду с ГРП в последние годы широко используется на различных стадиях разработки нефтегазовых месторождений. Многолетний опыт разработки месторождений с помощью ГС, а также боковых стволов с горизонтальным окончанием, показывает, что их продуктивность в 1.5ч5 и более раз выше, чем вертикальных скважин [16].

Вместе с тем практика также показывает, что плановая эффективность по ГС достигается только в 50% случаев, а 35ч50% из общего числа скважин оказываются нерентабельными, так как их дебиты остаются на уровне и меньше, чем в вертикальных скважинах [17]. Разработка месторождений с использованием системы горизонтальных скважин бывает не всегда экономически оправданной. Это подтверждается и слабой корреляционной связью между дебитом скважины и длиной их горизонтального участка (0.23), когда приток флюида происходит только из высокопроницаемых зон, а не одновременно из всех вскрытых бурением участков ПЗП [16]. Горизонтальная скважина в 2,5ч3 раза дороже вертикальной скважины. Еще сложнее сооружать, дороже эксплуатировать и ремонтировать многозабойные, особенно многоярусные разветвлено-горизонтальные скважины четвертого, пятого и шестого уровней с длинными стволами [18].

Применение же такой технологии как гидроразрыв для увеличения поверхности вскрытия ПЗП и проницаемости горных пород за счет образования в них трещин обычно повышает дебит только на начальном этапе эксплуатации скважин. Но требует значительных затрат, приводит к нарушению герметичности цементного камня и появлению заколонных перетоков, росту темпа падения дебита и обводненности скважин, ухудшению условий проведения ремонтно-восстановительных работ, появлению целиков нефти и снижению коэффициента нефтеотдачи в целом [19].

Для решения проблемы глубокой щадящей перфорации каналами малого диаметра ещё в середине 80-х годов Сибирским отделением АН СССР и ВНИИнефть были успешно начаты работы по разработке метода радиального вскрытия пласта высоконапорной струей жидкости [20].

В настоящее время технология радиального бурения (вскрытия) пласта высоконапорной струей жидкости, представленная американской компанией Rad TechInternational Inc. получила достаточно широкое распространение [21−24].

Эта технология, основанная на использовании подвески в виде замковой колонны труб, например, НКТ и колтюбинговой установки предполагает спуск в обсаженную скважину на заданную глубину отклонителя на НКТ, прорезание фрезой, вращаемой гидродвигателем, окна в обсадной колонне и вскрытие пласта через образованное окно высоконапорной струей жидкости, выходящей из сопла гибкой трубы. Процесс образования канала контролируется с поверхности по сигналам датчиков глубины, веса, давления и др.

Из вертикальной обсаженной скважины по технологии радиального бурения возможно образование системы из неограниченного числа перфорационных каналов, причём на разных уровнях и длиной до 100 м, радиусом кривизны порядка 0.3м и диаметром 30ч50мм. Время проводки одного такого канала длиной до 100 м составляет порядка 20ч30 минут. После завершения операции по радиальному вскрытию пласта производят подъём сопла с гибкой трубой на колтюбинге и отклонителя на колонне НКТ, затем сразу же возможен спуск компоновки в скважину для запуска её в работу.

Технология радиального бурения применяется в основном при вскрытии устойчивых карбонатных и хорошо сцементированных терригенных отложений как на этапе заканчивания скважин, так и этапе стимуляции притока из старого фонда скважин. В общем случае эта технология направлена на расширение и оптимизацию дренажной зоны углеводородной залежи за счёт увеличения площади фильтрации ПЗП, подключения дополнительных объектов и слабодренируемых областей, выравнивания профиля притока, охвата ПЗП при воздействии, направленном гидроразрыве и т. д. в следующих условиях [22]:

• — месторождения с низкими коллекторскими свойствами и месторождения, перешедшие в позднюю и завершающую стадии разработки, связанные в основном с остаточными запасами;
• — водоплавающие и высокообводнённые залежи нефти и газа, месторождения с тяжелой нефтью, нефтяные месторождения морских шельфов;
• — нефтегазовые месторождения со сложнопостроенным коллектором (кавернозно-трещиноватым, типа Баженовской свиты и т. д.), а также содержащие экранированные и литологические ловушки.

С технологией радиального бурения решаются задачи наибольшей выработки запасов и интенсификации добычи, а также локализации и довыработки остаточных запасов нефти и увеличения нефтеотдачи из зон, недоступных другим методам повышения нефтеотдачи.

Основным недостатком технологии радиального бурения высоконапорной струей жидкости является непредсказуемость траектории каналов из-за малой изгибной жёсткости рабочей компоновки (кевларовой гибкой трубы с соплом) и разной прочности размываемых пород. При этом отсутствие забойного контроля и возможности управления траекторией перфорационных каналов нередко приводит к попаданию в водоносные пласты, а также группированию каналов около одного преобладающего направления или вокруг обсадной колонны. Кроме того большая гидродинамическая нагрузка высокоскоростных струй, как правило, на водной основе ведёт к существенному ухудшению естественных коллекторских свойств разреза, образованию каверн и пробок по длине канала в сильно дренированных и слабосцементированных осадочных породах [25].

Для устранения большинства указанных выше недостатков коллективом авторов под руководством профессора Уфимского государственного нефтяного технического университета Лягова А. В. была разработана инновационная технология глубокой щадящей перфорации продуктивных отложений каналами малого диаметра при заканчивании скважин и их капитальном ремонте [25−27].

Эта технология перфобура, основанная на использовании малогабаритной турбинной компоновки, а именно отклоняющего гидродвигателя на конце гибкой трубы, позволяет бурить из основной вертикальной скважины каскад длинноствольных (12ч30м) перфорационных каналов достаточно малого радиуса кривизны (3.5ч12м) и диаметром 56ч58мм по заданной криволинейной траектории.

При этом процесс традиционного турбинного бурения обеспечивается системой пазов и шлицов скважинного оборудования, блокирующих реактивный момент работающего гидродвигателя. Пазы и шлицы оборудования также используются для установки и фиксации отклонителя в скважине и задания криволинейной траектории проводки перфорационного канала.

В обсаженную скважину на подвеске — колонне труб спускают оборудование в виде корпуса с отклонителем и фиксатором и турбинной компоновки в виде толкателя, гибкой трубы, отклоняющего гидродвигателя, импрегнированного долота и автономного инклинометра. На заданной глубине останавливают спуск оборудования, ориентируют, используя пазы и шлицы, отклонитель с устья в заданном азимутальном направлении и стопорят корпус фиксатором в основном стволе скважины. Включают промывку скважины рабочей жидкостью с запуском гидродвигателя, подают с устья под определённой осевой нагрузкой компоновку сквозь закреплённый корпус с отклонителем и, блокируя реактивный момент гидродвигателя, проводят бурение криволинейного перфорационного канала по заданной пазами и шлицами траектории.

Недостатком такого перфобура является низкая надёжность управления скважинным оборудованием особенно при малом диаметре скважины, а также отсутствие забойного контроля в реальном масштабе времени.

Это снижает эффективность технологии перфобура в сложных геолого-технологических условиях, например, в глубоких скважинах при многоствольном бурении длинных каналов на депрессии.

Низкая надёжность управления оборудованием связана с необходимостью использования в ограниченном объёме скважины сложной системы пазов и шлицов на всех этапах создания перфорационных каналов — перемещении (переориентации) и фиксации отклонителя, ориентировании турбинной компоновки, собственно механическом бурении и проработки канала. Управление оборудованием на основе системы пазов и шлицов особенно осложняется при малом диаметре скважины, а также при создании длинных (100м и более) перфорационных каналов.

Кроме того этот перфобур не позволяет оперативно менять долото без проведения СПО с трубами, а также не обеспечивает надёжную герметизацию устья скважины, что затрудняет использование благоприятного режима депрессии при бурении перфорационных каналов.

Рассматриваемый ниже кабельный перфобур, основанный на контролируемом надёжном управлении скважинным оборудованием в реальном режиме времени с осуществлением электропитания необходимых силовых узлов, датчиков и геофизических зондов и двухсторонней передачи электрических сигналов в интервале забой — устье, позволяет существенно повысить эффективность создания перфорационных каналов в сложных геолого-технологических условиях.

В этом перфобуре для создания перфорационных каналов из обсаженного ствола используется трубно-кабельная подвеска и дополнительная проводная линия связи, организуемая путём встраивания и сбрасывания отрезков негрузонесущего кабеля по всей длине компоновки и корпуса в процессе их спуска в скважину [28, 29]. При этом для управления оборудованием перфобура и блокировки его реактивного момента используется сама внешняя колонна труб и опирающийся на неё электромеханический блокиратор, подвешенный на кабеле, а не сложная система пазов и шлицов, располагаемая в ограниченном объёме и требующая сложных трудноконтролируемых манипуляций колоны с устья.

Вариант кабельного перфобура включает корпус 1 (рис. 1, 2) и компоновку в виде опорного электромеханического блокиратора 2, утяжелённых бурильных труб (УБТ) 3, гибкой трубы 4, переводника 5, отклоняющего забойного двигателя, например, гидродвигателя 6 и бурильной головки 7 (фрезы или долота). Бурильная головка 7 установлена на валу шпиндельной секции 8 гидродвигателя. Вал шпиндельной секции 8 искривлен под определённым углом (не показано) относительно оси гидродвигателя 6, что обеспечивает бурение наклонных, в том числе горизонтальных каналов.

Рис. 1 Рис.2

Корпус 1 содержит отклонитель 9 (показан условно) и вторичную обмотку 10 дистанционного трансформатора, электрически соединённую с электронасосом 11 и встроенным проводом 12. Электронасос 11 через масленый канал 13 связан с системой выдвижных плашек 14 электрогидравлического фиксатора. При необходимости один электронасос 11 позволяет управлять несколькими разноглубинными системами плашек 14, что повышает надёжность стопорения отклонителя 9 в скважине.

Встроенный в корпус 1 провод 12 обеспечивает электрическую связь с контролирующими работу плашек 14 датчиками (не показаны) давления и положения. бурение кабельный перфобур гидравлический Блокиратор 2 содержит встроенный провод 15 и раздвижные упругие рессоры 16, расположенные в шлицевых пазах 17 и связанные винтовой парой, а именно гайкой 18 с электродвигателем 19. Благодаря взаимодействию рессор 16 со шлицевыми пазами 17 гайка 18 при запуске электродвигателя 19 движется без вращения поступательно вверх или вниз. При этом гайка 18 может сжимать рессоры 16 с нагрузкой достаточной для блокировки реактивного момента работающего гидродвигателя 6 за счёт сил трения этих рессор о внешнюю колонну.

Блокиратор 2 также содержит подвижное соединение в виде вала 20 и муфты-тормоза, например, в виде гайки 18 и ответной полумуфты 21, позволяющее плавно регулировать передачу реактивного момента на внешнюю колонну от нуля до максимального значения.

Вал 20 жёстко связан с остальной компоновкой и может вращаться вместе с ней в опорно-сальниковом узле 22 под действием реактивного момента гидродвигателя 6. В нижней части вала 20 находится входное промывочное отверстие 23, а в верхней его части расположен токосъёмник 24, например, контактного типа, обеспечивающий электрическую связь подводящих проводов при возможности вращения вала 20 относительно блокиратора 2.

Встроенный в блокиратор 2 провод 15, обеспечивающий питание силовых узлов и датчиков (зондов) оканчивается наконечником 25 в нижней части блокиратора. Для удобства стыковки наконечник 25 располагается вблизи резьбового соединения вала 20 и УБТ 3 или напротив отверстия 23.

Сбрасываемый в компоновку негрузонесущий кабель 26 стыкуется на индуктивном соединителе 27, установленном в переводнике 5 ответной частью 28 и закрепляется в наконечнике 25 ответной частью 29.

Переводник 5 также содержит каротажный прибор 30 с геофизическими зондами и датчиками (не показано) и первичную обмотку 31 дистанционного трансформатора. В нижнюю часть компоновки встроен провод 32, связывающий переводник 5 со шпиндельной секцией 8, в которой также могут располагаться приближенные к забою зонды, датчики и электромеханические узлы. Для удобства стыковки с проводом, идущим от шпиндельной секции 8, провод 32 имеет соединение подобное наконечнику 25, 29 вблизи резьбового соединения переводника 5 и гидродвигателя 6.

Состав и расположение зондов (КС, ПС, ГК, инклинометра, локатора муфт и т. д.) и датчиков (давления, положения, момента, угла поворота, осевой нагрузки и оборотов бурильной головки 7, усилия рессор 16, нагрузки электродвигателя 19 и т. д.) обеспечивает максимально полный контроль над оборудованием и вскрываемым разрезом в реальном масштабе времени.

Корпус 1 в обсадную колонну 33 спускают на трубной подвеске 34. Компоновку с уплотнительной резиновой втулкой 35, в трубу 34 спускают на грузонесущем кабеле 36. Грузонесущая способность кабеля 36 должна соответствовать весу всей компоновки, определяемому в основном весом УБТ 3 и трубы 4 при заданной длине перфорационного канала. В качестве грузонесущего кабеля 36 используют, например, кабель КГ 3−180−120 с достаточным разрывным усилием (180кН), а также хорошим сигнальным и силовым обеспечением.

При использовании в качестве забойного двигателя гидродвигателя встроенные провода 15, 32 и сбросной провод 26 могут быть представлены сигнальным негрузонесущим кабелем, например, КГФАЭФ с пониженным значением массы и габаритов (диаметр 2.8мм; масса 14.8кг/км; разрывное усилие 3кН). В случае использования электробура в качестве забойного двигателя провода 15, 26 и 32 должны быть силовыми, например, типа негрузонесущего кабеля КТШЭ.

В транспортном положении гайка 18, приводимая в движение электродвигателем 19 находится вверху, рессоры 16 не взаимодействуют с колонной 34, а вал 20 вместе с остальной компоновкой не связан жёстко с блокиратором 2 и может вращаться относительно него (с учётом сил трения). При спуске компоновка свободно проходит сквозь корпус 1 и отклонитель 9 (до УБТ 3), при этом уплотнительная втулка 35, лежащая до этого на бурильной головке 7, садится в гнездо 37 корпуса 1.

В определённом положении при перемещении компоновки первичная обмотка 31 переводника 5 и вторичная обмотка 10 корпуса 1 совпадают по глубине и образуют дистанционный трансформатор. Это положение оборудования используется для питания электронасоса 11, управления фиксатором и контроля работы его выдвижных плашек 14.

Подача питающего напряжения на электродвигатель 19 сдвигает гайку 18 вниз и раздвигает рессоры 16 до рабочего положения с опорой при регулируемом усилии на внутреннюю поверхность колонны 34. Усилие рессор 16 на колонну 34, а, следовательно, и необходимая сила трения, блокирующая реактивный момент гидродвигателя 6 регулируется текущим положением гайки 18.

Сила трения, развиваемая рессорами 16 в рабочем положении должна быть больше максимального реактивного момента гидродвигателя 6 при бурении, но меньше осевого усилия подачи компоновки вниз или вверх. Расчёты показывают, что при соответствующем редукторе и мощности электродвигателя 19 порядка 100вт потребуется не более 0.1м² суммарной опорной поверхности рессор 16 для надёжной блокировки реактивного момента гидродвигателя 6 типа Д-43.5/6 с номинальным моментом 70Нм. Для повышения эффективности работы рессоры 16 могут содержать подпружиненные роликовые ножи 38, надёжно удерживающие блокиратор 2 от поворота реактивным моментом при возможности его свободного поступательного перемещения в колонне под действием осевой нагрузки. Благодаря упругости рессор 16 блокиратор 2 может без вращения при работающем гидродвигателе 6 свободно перемешаться в колонне 34 вверх и вниз в пределах большого интервала (100м и более), в том числе по неровностям и муфтовым соединениям колонны. Возникающие при этом силы трения рессор 16 о колонну 34, а также корпуса компоновки о стенку перфорационного канала и др., компенсируются весом УБТ 3.

В рабочем положении рессор 16 гайка 18 сближается с ответной полумуфтой 21 и может образовывать с ней сцепную управляемую передачу (муфту-тормоз), например, фрикционного типа. Так как полумуфта 21 жёстко связана с верхней частью вала 20, то при смещении гайки 18 и включении муфты-тормоза реактивный момент гидродвигателя 6 через рессоры 16 передаётся на колонну 34. В зависимости от величины тормозного момента муфты-тормоза реактивный момент на колонну 34 может передаваться полностью или частично. В последнем случае большая часть реактивного момента гидродвигателя 6 при углублении канала может расходоваться на полезное вращение компоновки для улучшения выноса шлама, доведения осевой нагрузки до бурильной головки 7 и др. При этом оставшаяся часть реактивного момента будет гаситься рессорами 16 на колонне 34.

Величина тормозного момента муфты-тормоза определяется смещением и усилием прижатия рабочих поверхностей гайки 18 и полумуфты 21 или силой питающего тока (при электромагнитном исполнении муфты-тормоза). Запас сцепления муфты-тормоза позволяет бесступенчато плавно регулировать тормозной момент в пределах, обеспечивающих необходимую блокировку реактивного момента гидродвигателя с возможностью поддержания при углублении канала постоянной скорости вращения компоновки (в диапазоне 1ч20об/мин) или замедления её вращения вплоть до полной остановки.

Вскрытие пласта с помощью кабельного перфобура проводят в следующей последовательности.

В обсадную колонну 33 спускают оборудование в виде корпуса 1 и компоновки. Спуск оборудования в скважину проводят раздельно — корпус 1, содержащий отклонитель 9, вторичную обмотку 10 трансформатора, электронасос 11, встроенный провод 12 и плашки 14 с датчиками фиксатора спускают на трубной подвеске 34 и размещают на заданной глубине. Компоновку, содержащую блокиратор 2, УБТ 3, гибкую трубу 4, переводник 5, отклоняющий гидродвигатель 6, бурильную головку 7 и втулку 35 спускают в трубу 34 на грузонесущей кабельной подвеске 36.

При спуске компоновки и корпуса 1 организуют проводную линию связи путём встраивания и сбрасывания по всей длине оборудования отрезков негрузонесущего кабеля — проводов 12, 15, 26, 32. Необходимую стыковку между собой встраиваемых и сбрасываемых проводов осуществляют по мере спуска оборудования на индуктивном соединителе 27 и наконечнике 25.

На устье сборку (спуск) компоновки проводят в следующей последовательности — бурильная головка 7 с уплотнительной втулкой 35, затем гидродвигатель 6 с датчиками и зондами в его шпиндельной секции 8. Далее подсоединяют переводник 5 с индуктивным соединителем 27, каротажным прибором 30, датчиками и зондами, первичной обмоткой 31 трансформатора и встроенным проводом 32, а затем — гибкую трубу 4 и УБТ 3.

Внутрь УБТ 3 и гибкой трубы 4 сбрасывают провод 26, стыкуют его на индуктивном соединителе 27 и наконечнике 25 через соответствующие ответные части 28, 29. Затем на подвеске 36 подсоединяют блокиратор 2 с встроенным проводом 15 и вращающимся токосъёмником 24.

Включают электропитание скважинного оборудования по организованной проводной линии связи, проверяют работу всех узлов, зондов и датчиков и продолжают спуск компоновки на кабельной подвеске 36 с измерением необходимых параметров.

В этом транспортном положении гайка 18 блокиратора 2 находится вверху и рессоры 16 не взаимодействуют с колонной 34. При спуске по мере входа компоновки в корпус 1 уплотнительная втулка 35 садится в гнездо 37. Контролируя показания соответствующих датчиков, совмещают обмотки 10, 31 по глубине и организуют дистанционный трансформатор.

Спуск компоновки прекращают. Подают питающее напряжение на электродвигатель 19, сдвигают гайку 18 вниз и переводят рессоры 16 в рабочее положение с достаточной силовой опорой на колонну 34, исключающей вращение блокиратора 2 и обеспечивающей блокировку рабочего реактивного момента гидродвигателя 6.

При этом гайка 18 в нижнем своём положении входит во фрикционное зацепление с полумуфтой 21, включает муфту-тормоз и также блокирует возможное вращение компоновки относительно корпуса 1. Положение муфты-тормоза, а также рессор 16 и их взаимодействие с колонной 34 контролируют соответствующими датчиками.

Вращением колонны 34 с устья ориентируют отклонитель 9 в заданном направлении с использованием инклинометра каротажного прибора 30 расположенного в компоновке. В момент достижения отклонителем 9 заданного направления подают электропитание на обмотки 31, 10 и электронасосом 11, создают рабочее давление в подводящем канале 13, выдвигают плашки 14 и надёжно стопорят отклонитель 9 в точно заданном направлении. Работу электронасоса 11 и плашек 14 контролируют соответствующими датчиками.

Герметизируют устье (не показано) с возможностью бурения в режиме депрессии и включают промывку скважины облегчённой рабочей жидкостью с запуском гидродвигателя 6. Жидкость, закачиваемая в колонну труб 34, под действием уплотнительной втулки 35 направляется через отверстие 23 вала 20, УБТ 3, гибкую трубу 4, переводник 5, гидродвигатель 6, бурильную головку 7 и далее через отклонитель 9 и межтрубное пространство возвращается на устье.

При запуске гидродвигателя 6 его реактивный момент остаётся заблокированным включённой муфтой-тормозом (гайкой 18 и полумуфтой 21) и полностью передаётся на внешнюю колонну, где там он уже блокируется силой трения рессор 16 о колонну 34.

Подают в скважину на подвеске 36 компоновку и создают осевую нагрузку на вращающуюся гидродвигателем 6 бурильную головку 7 за счёт веса УБТ 3 и гидравлического усилия на компоновке.

Благодаря запасу сцепления муфты-тормоза и достаточной силы трения рессор 16 о колонну 34, компоновка не вращается рабочим реактивным моментом гидродвигателя 6, а поступательно перемещается вниз.

Перемещают подвеску 36 и углубляются в заданном азимутальном направлении сквозь обсадную колонну 33, цементный камень и прискважинную зону на несколько метров без вращения компоновки.

Набрав заданное направление углубления, дальнейшее бурение перфорационного канала продолжают уже с полезным вращением компоновки реактивным моментом гидродвигателя 6.

Для этого используя электродвигатель 19, уменьшают усилие прижатия гайки 18 и полумуфты 21 и за счёт их взаимного смещения выключают (растормаживают) муфту-тормоз. Рабочий реактивный момент гидродвигателя 6 до этого полностью передаваемый на колонну 34 теперь начинает расходоваться на полезное вращение компоновки при углублении канала с заданной осевой нагрузкой. При этом оставшаяся часть момента гасится рессорами 16 на внешней колонне. При углублении регулируют в автоматическом режиме тормозной момент муфты-тормоза в соответствии с текущими измеряемыми значениями осевой нагрузки и крутящего момента на бурильной головке 7 и обеспечивают бурение канала в заданном направлении с оптимальным вращением компоновки.

Бурение перфорационного канала проводят на длину гибкой трубы 4 (до входа УБТ 3 в корпус 1) в режиме депрессии, поддерживаемой за счёт выбора соответствующей плотности промывочной жидкости.

На всех этапах вскрытия среды осуществляют максимально полный контроль над оборудованием и геологическим разрезом с использованием высокоскоростного канала связи на основе кабельной подвески 36, встроенных проводов 12, 15, 32, сбросного провода 26 и токосъёмника 24.

В условиях бурения малогабаритной турбинной компоновкой особое внимание уделяют измерению забойных технологических параметров (осевой нагрузке и момента на долоте, оборотов турбины и др.) для оптимизации процесса механического углубления перфорационного канала. Также тщательно контролируют гидродинамические условия в системе скважина — пласт путём прямого измерения в реальном масштабе времени забойного давления и других параметров, не допуская режима псевдо-депрессии, накопления шлама и других нежелательных явлений.

При углублении перфорационного канала измеряют и получают на устье практически без какой-либо задержки сколь угодно большой объём ценной геофизической информации, причём свободной от отрицательного влияния зоны проникновения промывочной жидкости.

Прибор 30 с помощью соответствующих зондов и датчиков измеряет, например, кривые кажущегося сопротивления (КС) большой и малой глубинности, переменной составляющей электрода ПС (фильтрационного потенциала), гамма-каротажа (ГК), акселерометра (ускорения низа компоновки), датчика вибрации долота и манометра вблизи забоя углубляемого канала. При этом возможно также измерение дополнительных индикаторов разреза, например, сейсмоакустических параметров геосреды, способствующих прямой локализации перспективных объектов (зон повышенной трещиноватости, целиков нефти и др.) на дальних расстояниях от забоя канала [30].

Все измеряемые на забое сигналы оцифровываются с высокой частотой и передаются в скоростном высокоинформативном режиме по кабелю на устьевой компьютер.

Устьевой компьютер отслеживает изменение текущей информации при углублении канала и в реальном масштабе времени формирует закономерный тренд продуктивной зоны коллектора по диагностическим признакам, полученным в наиболее оптимальных забойных условиях с учётом изменения буримости пород, микропровалов инструмента, прямой фильтрации жидкости в пласт, смены литологии пород, сопротивления незатронутых проникновением пород и др.

При этом могут использоваться алгоритмы многоуровневой интерпретации получаемых в реальном режиме времени данных (например, исходя из того, что микропровалу инструмента на забое должно соответствовать повышение сигнала акселерометра и одновременно снижение сигнала датчика вибрации; повышение фильтрационного потенциала в трещиноватых коллекторах должно наблюдаться закономерно с пульсациями забойного давления и т. д.).

Таким образом, углубление перфорационного канала проводят не вслепую, а под постоянным контролем забойных наиболее достоверных геофизических данных с максимально возможной локализацией перспективного объекта вскрытия. Само вскрытие перспективного объекта проводят на полную его мощность в соответствии с текущей забойной информацией в благоприятном режиме депрессии при минимальном «загрязнении» пласта.

При этом изменение направления углубления, например, по данным активной навигации прибора 30 проводят по проводной линии путём временной блокировки электродвигателем 19 подвижного соединения блокиратора 2 в момент расположения вращающейся компоновки в требуемом азимутальном направлении.

Для этого, не изменяя режим бурения (осевую нагрузку и производительность насоса) подают управляющее напряжение на электродвигатель 19, плавно притормаживают муфту-тормоз за счёт усиления прижатия гайки 18 и полумуфты 21 и замедляют вращение компоновки. В момент достижения компоновкой при вращении необходимого угла поворота, что контролируется инклинометром прибора 30 или инклинометром шпиндельной секции 8 включают муфту-тормоз, блокируют вращение компоновки в заданной плоскости искривления и углубляются на несколько метров в новом направлении.

Убедившись в правильности нового курса, выключают муфту-тормоз и продолжают бурение канала снова с оптимальным вращением компоновки в максимально благоприятных геологических условиях по заданной криволинейной траектории.

Проработку перфорационного канала также проводят с вращением компоновки реактивным моментом при холостом ходе гидродвигателя 6.

В любой момент вскрытия среды, как только среагируют соответствующие датчики, может быть проведена оперативная смена фрезы, предназначенной для прорезания обсадной колонны на долото или износившейся бурильной головки 7 с использованием кабельной подвески 36 (без СПО труб).

После вскрытия ПЗП перфорационным каналом в него закачивают жидкость глушения, исключающую протекание негативных процессов в только что вскрытом коллекторе. В качестве жидкости глушения могут быть использованы, например, высшие спирты интенсифицирующие притоки углеводородного флюида при освоении скважин [31].

После создания первого перфорационного канала компоновку на подвеске 36 поднимают в корпус 1 до совмещения по глубине обмоток 10, 31 дистанционного трансформатора. Через обмотки 10, 31 подают управляющее электропитание на электронасос 11, задвигают плашки 14, переводят устройство в транспортное положение и создают следующий канал в аналогичной последовательности.

При необходимости изменяют глубину спуска отклонителя 9 на трубной подвеске 34 и создают систему перфорационных каналов на депрессии по заданным траекториям.

Каждый перфорационный канал может быть закончен применением хвостовика с фильтром или оставлен открытым (в устойчивых отложениях).

По завершении многоствольного бурения каналов из обсаженной скважины

глубинное оборудование поднимают в следующей последовательности. Сначала поднимают компоновку в транспортном положении на кабельной подвеске 36, затем — корпус 1 на трубной подвеске 34. На устье разборку (подъём) компоновки проводят в обратной последовательности, используемой при спуске.

В сильнонаклонных (горизонтальных) обсаженных скважинах возможно использование дополнительного гидравлического усилия в виде поршня, встроенного в компоновку для улучшения условий её продвижения и доведения осевой нагрузки на бурильную головку 7 при бурении перфорационного канала.

При малом диаметре обсаженной скважины вместо отдельных трубной и кабельной подвесок может быть использована единая шланго-кабельная подвеска блокиратора 2 с опорой его непосредственно на обсадную колонну без необходимости спуска в скважину дополнительной колонны труб.

Элементы предлагаемой технологии кабельного перфобура начинают опробоваться в обсаженных скважинах на месторождениях Краснодарского Края.

Выводы:

Проведён всесторонний анализ актуальной проблемы вскрытия продуктивных интервалов обсаженной скважины методом глубокой щадящей перфорации. Установлено, что для глубокого вскрытия продуктивных интервалов обсаженной скважины наиболее перспективным является использование технологии перфобура на основе малогабаритной турбинной компоновки.

Предложена модифицированная технология заканчивания и капитального ремонта скважин на основе глубокого щадящего вскрытия пласта с помощью кабельного перфобура. В этой технологии традиционная компоновка с отклоняющим забойным двигателем подвешивается на грузонесущем кабеле, а отклонитель — на трубной подвеске. При этом по всей длине перфобура организуется дополнительный проводной канал связи из встраиваемого и сбрасываемого негрузонесущего кабеля.

Для управления кабельным перфобуром и блокировки его реактивного момента используется внешняя колонна труб и опирающийся на неё электромеханический блокиратор, входящий в состав компоновки. В этом случае блокировка реактивного момента перфобура происходит за счёт силы трения упругих рессор блокиратора о внешнюю колонну.

Подвижное соединение блокиратора в виде вращающегося вала и муфты-тормоза компоновки обеспечивает регулируемую от нуля до максимального значения передачу реактивного момента перфобура на внешнюю колонну. Запас сцепления муфты-тормоза позволяет бесступенчато плавно изменять её тормозной момент с возможностью подержания необходимой скорости вращения (в пределах от нуля до некоторого оптимального значения) компоновки реактивным моментом перфобура на всех этапах работы — механическом углублении канала, проработки канала, ориентировании отклонителя и компоновки.

Для стопорения отклонителя в скважине используется электрогидравлический фиксатор управляемый электронасосом по проводной линии через временно организуемый дистанционный трансформатор. Этим достигается многократность и надёжность стопорения отклонителя в точно заданном азимутальном направлении с использованием контролируемой системы выдвижных плашек.

Использование кабельной подвески в этой технологии способствует надёжной герметизации устья с помощью стандартного лубрикатора, что делает возможным промывку скважины облегчённой рабочей жидкостью, а, следовательно, позволяет применять благоприятный режим депрессии при создании перфорационных каналов.

Высокоскоростной проводной канал связи перфобура вместе с соответствующими датчиками и зондами обеспечивает максимально полный контроль над оборудованием и вскрываемым разрезом на всех этапах вскрытия среды в реальном масштабе времени.

В любой момент вскрытия среды перфобуром, как только среагируют соответствующие датчики, может быть проведена оперативная смена фрезы на долото или износившейся бурильной головки с использованием кабельной подвески (без СПО труб).

Использование кабельного перфобура в обсаженной скважине позволяет проще и оперативнее проводить вскрытие ПЗП на депрессии системой длинных перфорационных каналов заданной траектории в наиболее благоприятных условиях.

• 1. Поддубный Ю. А. Повышение нефтеотдачи — несбывающиеся надежды. Территория действий. Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Сб. докл. 6-ой Международной научно-практической конференции. ООО «НПФ «Нитпо». Краснодар, 2011. — 162 с.: ил.
• 2. Амиян В. А., Амиян А. В., Васильева Н. П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. — М.: Недра, 1980. -375 с.
• 3. Бабалян Г. А. Физико-химические процессы в добыче нефти. -М.: Недра, 1974. — 200с.
• 4. Григорян А. Н. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. — М.: Недра, 1969. — 190 с.
• 5. Котяхов Ф. И. Влияние воды на приток нефти при вскрытии пласта. — М.:

Гостоптехиздат, 1949. — 72с.

• 6. Овнатанов Г. Т. Вскрытие и обработка пластов. — М.: Недра, 1970. — 309с.
• 7. Гетлин К. Бурение и заканчивание скважин. — М.: Гостоптехиздат, 1963. — 519с.
• 8. Никитин О. Вторичное вскрытие покажет.

URL: http://www.energyland.info/analytic-show-26 674.

• 9. Капырин Ю. В., Храпова Е. И., Кашицин А. В. Использование комплексной технологии вторичного вскрытия пласта для повышения дебита скважин. URL: http://www.snafta.ru/article2.html.
• 10. Саркисов Н. М., Шишов С. В. Гидромеханическая щелевая перфорация. URL: http://www.sciteclibrari.ru/rus/catalog/pages/5511.html.
• 11. Перечень продукции ОАО НПП «ВНИИГИС». ПС-112М, ПС-112/70. URL: http://www.vniigis.bashnet.ru.
• 12. ООО «ПермГеоСервис». Перфорация скважин методом сверления. URL: http://www.geoservis.perm.ru/equipment.
• 13. Гладилович В. Г. Преимущества вторичного вскрытия продуктивного нефтяного пласта методом сверления с помощью электробура для зарезки бокового канала. Бурение и нефть. № 10. 2011. С.47−49.
• 14. Митягина М. О. Электрогидравлический сверлящий перфоратор: Разработка и перспективы применения при вскрытии продуктивных пластов. Нефтесервис № 4. 2013. Издательская группа Индустрия. С.51−55.
• 15. Пепеляев В. В., Чесноков А. А. Техника и технология вторичного вскрытия продуктивных горизонтов добывающих скважин методом бурения глубоких радиальных каналов (крот-2). Инженерная практика. Производственно-технический нефтегазовый журнал. № 6−7, 2013. С.52−58.
• 16. Поляков В. Н., Хузин Р. Р., Постников С. А., Аверьянов А. П. Технологические проблемы строительства многозабойных скважин с горизонтально разветвленными стволами. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2013. — № 9. — С. 10−12.
• 17. Агзамов Ф. А., Агзамов Т. О., Хабибуллин И. В., Иштубаев А. В. О некоторых причинах низкой эффективности горизонтальных скважин. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2009. — № 6.
• 18. РД 153−39.0−421−05. Методическое руководство по геолого-технологическому обоснованию бурения горизонтальных многозабойных скважин и боковых горизонтальных стволов. Бугульма, ТатНИПИнефть. 2005. 59 с.
• 19. Бердин Т. Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. 199 с.
• 20. Соловкин О. Е. Пути совершенствования щадящей перфорации скважин. Бурение и нефть. № 5. 2010. С.50−52.
• 21. Хенк Джелсма. Методы и применение технологии радиального бурения в странах СНГ и Южной Америки. Нефтегазовая вертикаль. Национальный отраслевой журнал. № 2, 2006. С.95−96.
• 22. Сушко В. Комплекс для радиального вскрытия пласта. Время колтюбинга. Научно-практический журнал. № 3, 2009. С.40−44.
• 23. Близнюков В. Ю., Повалихин А. С. Технологические схемы бурения систем горизонтальных стволов в пласте высоковязкой нефти // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2011. № 10. С. 10 — 15.
• 24. Распопов А. В., Новокрещенных Д. В. Сравнительный анализ технологической эффективности методов интенсификации добычи нефти на карбонатных коллекторах. Преимущества технологий радиального вскрытия пласта. Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2013. № 9 с. 87−94
• 25. Шамов Н. А., Лягов А. В., Пантелеев Д. В. и др. Техника и технология создания сверхглубоких перфорационных каналов. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 2.
• 26. Лягов А. В. Маликов Е. Л., Кузнецова Н. Ю. Шамов Н.А. Лягова М. А. Симонов А.С. Совершенствование технологии вторичного вскрытия и освоения скважин. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011, № 6
• 27. Шамов Н. А., Лягов А. В., Зинатуллина Э. Я., Асеев Е. Г., Бубелов А. В. Технология и технические средства улучшения гидродинамической связи скважины с пластом // Нефтегазовое дело. 2006. Том 4. № 1. С. 47 — 57.
• 28. Фурсин С. Г., Григулецкий В. Г. О заканчивании скважин в условиях контролируемой депрессии на пласт. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2014. № 1. С. 17 — 24.
• 29. Фурсин К. С. Проводной канал связи для обеспечения телеизмерений в процессе бурения скважин. НТВ «Каротажник». АИС. Тверь. 2013. Вып.7. С. 101−109.
• 30. Кузнецов О. Л Чиркин И. А. Штык А.В. Инновационные сейсмоакустические технологии для разведки и разработки месторождений. Бурение и нефть. № 2. 2010.
• 31. Руководство по заканчиванию скважин при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина-пласт» с одновременной интенсификацией притока" / Р. Г. Салихов А.П.Пермяков, С. Д. Глухов и др. — Пермь: Печатный салон «Меркурий», 2003. — 63с.

Сведения об авторах:

Фурсин Сергей Георгиевич, к. г.-м. н., ведущий специалист НПО «Нефтегеофизприбор».

Григулецкий Владимир Георгиевич, д.т.н., проф. Российского Государственного университета нефти и газа им. И. М. Губкина.