Аннотация
В работе предлагаются решения для оптимизации затрат на строительство скважин путем применения эксплуатационного хвостовика. Приведены границы применения данной технологии и необходимое дополнительное оборудование. Рассчитан экономический эффект при применении эксплуатационного хвостовика.
Ключевые слова: конструкция скважины, эксплуатационный хвостовик, промежуточная колонна, металлоемкость, подвеска хвостовика цементируемая, оборудование устья скважины.
Abstract
The paper presents solutions for optimizing the cost of well construction by using an operational shank. The limits of application of this technology and the necessary additional equipment are given. The economic effect of using an operational shank is calculated.
Keywords: the construction of the well, operating the shank, intermediate column, metal, cemented liner hanger, wellhead equipment.
Существенную долю в себестоимости нефти и нефтепродуктов составляют затраты на добычу, в частности – на строительство скважин. В условиях роста доли ТРИЗ оптимизация затрат на бурение является актуальной задачей.
В настоящее время в большинстве случаев заканчивание скважин производится спуском эксплуатационной колонны от проектного забоя до устья. При этом верхние интервалы, уже обсаженные промежуточной колонной (кондуктором), оказываются перекрытыми дополнительно эксплуатационной колонной (двойное перекрытие, рис. 1).

Рис.1. – Пример наиболее используемой конструкции скважин в Волго-Уральском регионе

При этом ни одним действующим нормативным документом не запрещен спуск эксплуатационной колонны только с частичным перекрытием предыдущей. В качестве решения по оптимизации затрат на строительство скважин предлагается заменить эксплуатационную колонну диаметром 178 мм «до устья» эксплуатационным хвостовиком того же диаметра (рис.2) с перекрытием предыдущей колонны на 75-150 м.

Рис.2. – Замена эксплуатационной колонны 178 мм эксплуатационным хвостовиком

Подобное решение влечёт за собой некоторые изменения в технологии и применяемом оборудовании. Сравнение существующей конструкции и предлагаемого варианта представлено в таблице 1. Для примера в проекте принята унифицированная конструкция скважин южной группы месторождений АО «Оренбургнефть» глубиной свыше 3500 м.

Таблица 1
Сравнение вариантов конструкции

Как видно из таблицы 1, применение технологии влечёт за собой следующие изменения:
— снижение длины эксплуатационной колонны;
— увеличение прочностных характеристик промежуточной колонны, т.к. колонна будет испытывать более высокие нагрузки по сравнению с существующей конструкцией скважины;
— применение долота 220,7 мм вместо 222,3 мм для бурения секции эксплуатационной колонны в связи с увеличением толщины стенки промежуточной колонны;
— применение дополнительного оборудования: подвеска хвостовика, колонная головка ОКК1 с переходной катушкой вместо применяемой ОКК2.
Применение эксплуатационного хвостовика экономически целесообразно при соблюдении следующих геологических и технологических условий:
— пластовые давления должны быть близки к гидростатическим. В случае АВПД колонны будут испытывать высокие сминающие усилия, а также вероятно возникновение высоких внутренних давлений на устье скважины при НГВП. Это приведет к необходимости применения высокопрочных обсадных труб, что снизит или сведет к минимуму экономическую эффективность проекта;
— отсутствие сероводорода в пластовом флюиде. Сероводород существенно повышает коррозионную активность флюида, при этом возникает необходимость применения оборудования в коррозионностойком исполнении. Это также вызовет удорожание строительства скважины;
— глубина спуска промежуточной колонны должна быть в интервале от 650 до 2000 м. Минимальная глубина спуска рассчитана исходя из условия безубыточности проекта. Максимальная глубина ограничивается прочностью на смятие промежуточной колонны 244,45х10,03 N80. При большей глубине спуска потребуется применение более прочной колонны.
Экономический эффект при внедрении проекта рассчитан на основании данных по существующим фактическим конструкциям скважин АО «Оренбургнефть», а также текущим ценам на материалы и оборудование. Сравнительная диаграмма затрат на материалы для строительства скважины по существующей и предлагаемой конструкции представлена на рисунке 3. На диаграмме приведены затраты на 178 мм и 245 мм обсадные трубы, затраты на цемент, устьевое оборудование, подвеску хвостовика и сервис по цементированию.

Рис.3. – Сравнение затрат на строительство скважин до и после внедрения проекта

Из диаграммы можно увидеть, что для выбранной скважины экономический эффект составит около 3,2 млн. руб. Исходя из объёмов бурения АО «Оренбургнефть» на 2020 год и ограничений по применению технологии,можно получить экономический эффект от внедрения технологии для ОГ в год около 233 млн. руб. (табл. 2).
Таблица 2
Годовой экономический эффект от внедрения технологии на месторождениях АО «Оренбургнефть»

Проведенные исследования и расчёты позволяют сделать следующие выводы:
1 Замена эксплуатационной колонны 178 мм эксплуатационным хвостовиком 178 мм позволяет сэкономить порядка 3,25 млн. руб. в расчёте на 1 скважину;
2 Технология неприменима (или малоприменима) при определенных геологических условиях – газовые пласты, АВПД, высокое содержание сероводорода;
3 Минимальная глубина спуска предыдущей колонны ~650 м (зависит от конкретных геологических условий и текущих цен на МТР) для безубыточности проекта;
4 Максимальная допустимая глубина спуска предыдущей колонны – 2000 м (предел прочности на смятие);
5 Экономический эффект при внедрении технологии на месторождениях АО «Оренбургнефть» за 2020 год – более 230 млн. руб.
Список используемых источников информации:
1. Альбом унифицированных конструкций скважин АО «Оренбургнефть»
2. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин – М.: 1997.
3. Официальный сайт Трубной металлургической компании. – Режим доступа: httr:// tmk-group.ru.
4. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденные Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору, приказ № 101 от 12.03.2013 в ред. Приказа Ростехнадзора от 12.01.2015.