БЕЛОРУСНЕФТЬ

Новая для Беларуси технология крепления скважин

Автор: Алексей СОСНОК / фото Вячеслпав СУХОДОЛЬСКИЙ и НГДУ «Речицанефть»/ NEFT.by
0
443
23.11.2020

Рассказывают специалисты

На скважине № 68 Северо-Домановичского месторождения успешно испытана новая для Беларуси комплексная технология цементирования скважин мирового уровня. Речь идет о креплении потайной эксплуатационной колонны 114 миллиметров в горизонтальном стволе с технологией вращения и применением эластичного цементного раствора. Этот этап считается подготовительным для последующего освоения скважины методом многостадийного гидроразрыва пласта по самой современной технологии Plug&Perf.

Как объясняют специалисты, цементирование колонны обеспечивает полную изоляцию пород-коллекторов, что минимизирует вероятность заколонных перетоков. Кроме того, именно методом Plug&Perf достигается максимальная экономическая эффективность проведения многостадийного ГРП. Прежде в «Белоруснефти» при таком гидроразрыве использовались шаровые компоновки, в которых обсадная колонна не цементировалась.

Основная цель испытаний – обеспечить крепление скважины в условиях горизонтального ствола, сохраняющей целостность при последующем ее освоении агрессивным методом P&P. Также нужно было оценить эффективность рецептуры тампонажного раствора, разработанного в БелНИПИнефть специально для этих работ.

Новая технология позволяет повысить эффективность проведения ГРП и как следствие увеличивает дополнительную добычу нефти.

В работах участвовали специалисты НГДУ «Речицанефть», БелНИПИнефть, управления скважинных технологий и сервиса Центрального аппарата, Светлогорского управления буровых работ, Тампонажного управления, ПУ «Нефтебурсервис», государственного предприятия «Белоруснефть-Промсервис».

Перспективы разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в белорусском регионе во многом связаны со значительным прогрессом в освоении технологии кластерного многостадийного ГРП. В «Белоруснефти» ее отработку в нетрадиционных коллекторах начали еще в 2014 году.

Сейчас белорусские нефтяники активно внедряют технологию Plug&Perf – перспективную методику многостадийного заканчивания скважин горизонтального бурения.

Кластерный ГРП позволяет создавать обширные сети трещин высокой плотности. Расстояние между трещинами составляет всего 20–40 метров. Разрыв пласта выполняется в протяженных горизонтальных стволах. Цементная оболочка является основным кольцевым барьером для сохранения поддержки обсадной колонны и противостояния нагрузкам. При освоении скважины этим методом нужно сделать так, чтобы трещины оставались изолированными друг от друга в заколонном пространстве, а цементный камень при этом остался целым. Проблема заключается в том, что под воздействием давления при кластерном ГРП обсадные трубы расширяются, разрушая цементный камень за ними.

До недавнего времени в «Белоруснефти» отсутствовал необходимый опыт цементирования протяженных горизонтальных стволов, не было и рецептуры специальных тампонажных растворов. К надежному креплению белорусских скважин в 2019 году подключилась сервисная компания с мировым именем – Baker Hughes. Выполнили две операции на скважинах с применением высокотехнологичной тампонажной техники при поддержке лаборатории из Хьюстона (США). Теперь же специалисты БелНИПИнефть наметили и разработали целый комплекс мер по развитию собственной технологии цементирования, чтобы обеспечить надежное крепление горизонтальных скважин.

На первом этапе специалисты лаборатории крепления скважин БелНИПИнефть подобрали и испытали химические реагенты, которые позволили приготовить тампонажный раствор с эластичными свойствами цементного камня с показателем модуля упругости Юнга 4400 Мпа. Это почти в три раза превышает аналогичные свойства цементных растворов, применяемых в «Белоруснефти» при цементировании потайных эксплуатационных колонн.

Для разработки этой рецептуры специалисты лаборатории крепления скважин БелНИПИнефть предварительно изучили опыт цементирования на месторождениях сланцевого газа США.

Специалисты БелНИПИнефть (слева направо): Дмитрий Порошин, Игорь Кулик, Александр Малашенко, Владимир Пологеенко

Дмитрий Порошин, заведующий отделом строительства скважин БелНИПИнефть:

Чтобы цементный камень не разрушался при кластерном ГРП, недостаточно его высокой прочности. Он должен обладать упругими (эластичными) свойствами, которые характеризуются модулем Юнга. Определение специфических механических свойств цементного камня не предусмотрено стандартами для испытаний тампонажных растворов. Поэтому наш институт наладил деловое сотрудничество с коллегами из ГГТУ им. П. О. Сухого, где есть специальные испытательные машины. Результатом работы стала рецептура тампонажного раствора, состоящая из 12 компонентов, производимых в ближнем зарубежье.

Результаты лабораторных испытаний показали, что механические свойства цементного камня опытного раствора выше, чем у аналогичной рецептуры EnsurSet компании Baker Hughes.

Упругий цементный камень

Например, показатель прочности на сжатие превышает стандартный цементный камень в 2,5 раза, а применяемый Baker Hughes – в 1,5 раза. К тому же, стоимость собственной рецептуры ниже зарубежных аналогов.

В цементе, который использовали при испытаниях, есть резиновые микрогранулы. Такой состав как нельзя лучше подходит для сохранения целостности цементной крепи при последующем освоении скважины методом Plug&Perf.

Для моделирования процесса вытеснения раствора в затрубном пространстве было закуплено и освоено уникальное программное обеспечение Cempro+, основанное на методе конечных элементов. По словам Дмитрия Порошина, оно отображает реальные свойства жидкостей для цементирования в виртуальной среде, используя большой массив данных. Специалисты института подобрали необходимые параметры и смогли заставить тампонажный раствор течь так, как нужно, полностью замещая буровой раствор в открытом стволе. Также для цементирования были разработаны новые рецептуры буферных жидкостей.

На втором этапе разработки технологии белорусские нефтяники подобрали оборудование, позволяющее вращать обсадную колонну.

Такая методика успешно применяется на горизонтальных скважинах месторождений сланцевого газа в США, а также на нетрадиционных коллекторах Баженовской свиты ООО «Газпром нефть» и для добычи высоковязкой нефти в ПАО «Татнефть». Специалисты оценивают этот метод, как один из наиболее эффективных способов повышения качества цементирования. Тем не менее, другие компании такую технологию применяют крайне редко. В первую очередь, из-за отсутствия специального устьевого оборудования и ограничения нагрузки на резьбовые соединения обсадных труб. Для расчетов их характеристик специалисты БелНИПИнефть обсудили проблему с коллегами из ООО «Технологический центр «Бажен» ООО «Газпром нефть». В итоге в лаборатории технологии бурения и крепления скважин БелНИПИнефть разработали методику расчета максимального крутящего момента на поверхности во время цементирования с вращением.

Дело усложнялось тем, что стандартное устьевое оборудование на рынке отсутствует. Пришлось изобретать собственную сборку, которая включала в себя как стандартные элементы сервисной компании KATT Gmbh, так и авторские находки. Потребовалась и специальная подвеска хвостовика, существенно отличающаяся от своих «собратьев» функцией вращения.

Для испытаний новой технологии была выбрана скважина 68g Северо-Домановичской площади. Всего здесь запланировано провести 9 стадий ГРП и 27 кластеров перфорации.

Для цементирования на скважину прибыла техника Тампонажного управления. Персонал приступил к приготовлению буферных жидкостей и упругого тампонажного раствора. В это время буровая бригада № 8 СУБРа смонтировала специальное устьевое оборудование, которое возвышалось над столом ротора на 13 метров.

Оборудование для вращения колонны

Руководитель группы технологии центральной инженерно-технологической службы СУБРа Павел Барковец рассказал, что из-за большой длины конструкции устьевого оборудования, специалисты СУБРа еще на этапе разработки программы подготовили специальную разборно-сборную строительную вышку для безопасной работы на высоте. По этой же причине буровая бригада окончательно собирала цементировочную головку с вертлюгом и укороченной ведущей бурильной трубой прямо на объекте.

Работы на высоте также выполняли специалисты СУБРа. Немаловажным этапом стал подбор и закупка необходимых обсадных труб. Чтобы обеспечить точный контроль значения момента свинчивания, потребовалось переоборудовать буровую установку 3Д-86. Благодаря тщательной подготовке спуск обсадной колонны прошел в штатном режиме. Цементирование проведено успешно. Рецептура тампонажного раствора и буферов показали себя с положительной стороны. После подвешивания хвостовика было запущено вращение колонны труб, разбивающее структуру бурового раствора в скважине. А еще через три часа, когда закачали все жидкости, включая упругий тампонажный раствор, стало понятно, что операция удалась. Белорусская технология комплексной методики крепления скважин подтвердила свою эффективность.

Работы проводились на буровой установке 3Д-86 не оборудованной системой верхнего привода. Применялась техника производства Innovex Downhole Solutions, Inc. (USA) – ведущего поставщика инновационных продуктов, технологий и технических услуг для нефтегазовой отрасли. Сопровождение взяли на себя специалисты компании КАТТ GmbH (Германия) – эксклюзивного представителя Innovex в Европейском регионе.

Через три дня после испытаний специалисты Управления промыслово-геофизических работ провели акустический контроль цементирования на 68g Северо-Домановичской. Оценка качества – 100 % хорошего контакта цемента с колонной по всей длине хвостовика.

Почти все основные этапы технологии выполнены в белорусском регионе впервые. А операция по вращению обсадной колонны при помощи укороченной ведущей трубы проведено, по словам подрядчика КАТТ GmbH, стала первым опытом для Евразийского региона.

0
443
Подписывайтесь на наш канал в «Яндекс.Дзен».
Ставьте лайки, комментируйте.

Комментарии отключены.

Читайте также