Аннотация
На основании проведенного анализа реализации программы зарезки боковых стволов (ЗБС) за последние три года выявлено две проблемы. Первая – при формировании рейтинга ЗБС скважины-кандидаты с внутренним диаметром эксплуатационной колонны менее 126 мм исключаются по техническим причинам. Вторая – высокий процент отскоков вследствие образования заколонной циркуляции (ЗКЦ) в интервалах целевых объектов. Для решения перечисленных проблем предлагается применить бицентричные долота. В статье приводится сравнительный анализ текущей технологии зарезки боковых стволов с предлагаемым решением. Техническая возможность применения предлагаемой технологии для бурения боковых стволов обоснована инженерными расчётами, выполненными в ПО «Landmark». В заключении дано предложение по последовательности испытания и тиражирования проанализированной технологии.
Ключевые слова: боковые стволы, заколонная циркуляция, бицентричное долото, инженерные расчеты
Abstract
Two issues have been found out based on the conducted analysis of implementation of the sidetracking program for the last three years. The first one is that during formation of the sidetracking rating the candidate wells with internal diameter of production casing less than 126 mm are excluded due to technical reasons. The second one is a high percentage of spikes at the target facilities due to the formation of behind-the-casing flows. Use of use bicentric bits is proposed in order to solve above issues. A comparative analysis of the current sidetracking technology with proposed solution has been conducted. Technical possibility of use of the proposed sidetrack drilling technology is justified by engineering calculations carried out in the Landmark software. Proposal on testing and replication of the analyzed technology is given in conclusion.
Keywords: sidetracks, behind-the-casing flow, bicentric bit, engineering calculations

Большинство месторождений Самарской области находится на завершающей, четвертой стадии разработки. Эксплуатационный фонд преимущественно «старый» — большинство скважин пробурено в период 1960-1990 гг. Зачастую этим обусловлено несовершенное техническое состояние фонда (коррозионные дефекты, нарушения эксплуатационной колонны, неудовлетворительное состояние цементного камня, наличие аварийного оборудования), которое не позволяет реализовать все планируемые геолого-технические мероприятия (ГТМ). Зарезка боковых стволов зарекомендовала себя, как один из наиболее эффективных методов «реанимации» действующего фонда скважин. Был проведение анализ реализации программы ЗБС на месторождениях Самарской области за последние три года.

Рис.1. Динамика объемов бурения ЗБС и основные технологические показатели

Из представленных данных видно, что за последние три года отмечается рост количества пробуренных боковых стволов и средней проводки на скважину при сохранении суммарного запускного дебита на уровне 2017 года. Это обусловлено тем, что наиболее рентабельные запасы нефти вовлечены в разработку в предшествующие года, а при бурении приходится сталкиваться с всё большими технологическими сложностями. При этом скважины с внутренним диаметром 124 мм не считаются кандидатами на проведение ЗБС по технологическим причинам, хотя такие кандидаты неоднократно предлагались. В ходе проведенного анализа выявлено, что при формировании рейтинга ЗБС 2017-2019 гг порядка 15% скважин исключается по причине несоответствия конструкции. Анализ освоения скважин после проведения ЗБС выявил ещё одну проблему. На 34% от общего числа пробуренных скважин при освоении получена заколонная циркуляция в интервалах целевых объектов. Объекты возврата, к сожалению, были не во всех пробуренных боковых стволах. В результате многие из этих скважин оказались экономически неэффективными.
Целью данной работы является поиск технологического решения позволяющего как осуществлять зарезку боковых стволов (БС) из скважин малого внутреннего диаметра, так и повысит качество цементирования БС, для уменьшения отскоков по ЗКЦ.

Текущее технологическое решение, применяемое для зарезки БС

Рассмотрим основные этапы проведения зарезки бокового ствола из материнской колонны с внутренним диаметром 126 мм, а также оборудование, которое используется на каждом этапе.
Сначала выполняют шаблонирование эксплуатационной колонны. Для этого применяют трубчатый шаблон наружного диаметра 122 мм. Далее проводятся геофизические исследования скважин (ГИС) – оценка технического состояния эксплуатационной колонны, акустический контроль цементирования (АКЦ). Далее выполняют установку опорного цементного моста и клина-отклонителя. На этом подготовительные работы к ЗБС заканчиваются. Далее проводится вырезка «окна» с помощью фрезера диаметром 122 мм. С помощью стандартного PDC (Polycrystalline Diamond Bits) долота диаметром 120,6 мм выполняют подбуривание «кармана», отход от материнской колонны и собственно бурение бокового ствола. Для заканчивания применяется подвеска хвостовика ПХГМЦ 102/146 и хвостовик диаметром 102 мм. Предлагаемое технологическое решение для зарезки БС из скважин малого внутреннего диаметра. Если мы рассмотрим скважину-кандидат на ЗБС с внутренним диаметром материнской колонны 124 мм, то проблемы начнутся уже на первом этапе – при шаблонирование эксплуатационной колонны. Согласно РД 08-625-03 при подготовительных работах к ЗБС необходимо придерживаться следующих рекомендаций: «6.7. Прошаблонировать эксплуатационную колонну трубчатым шаблоном длиной не менее 3 м и диаметром на 3-4 мм менее внутреннего диаметра колонны». То есть при подготовительных работах к ЗБС придется использовать шаблон диаметром 120-121 мм. Но по технологическому регламенту при проведении операции шаблонирования должен использоваться шаблон большего диаметра, чем оборудование, посредством которого будет осуществляться сама зарезка, в данном случае это фрезер ФД-122 для вырезки «окна» и PDC долото ФД-120,6 мм для бурения породы. Использовать шаблон диаметром 122 мм нельзя, так как зазор между шаблоном и стенкой эксплуатационной колонны составит всего 2 мм – возникнут риски застревания оборудования. Возможное уменьшение диаметра долота приведёт к уменьшению диаметра самого бокового ствола, что в конечном итоге приведет к невозможности его эксплуатации с применением установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) для создания необходимой депрессии (УЭЦН габарита 2А имеет максимальное диаметральное сечение 82 мм и рекомендован к эксплуатации в хвостовиках наружного диаметра 102 мм). Как видно, идея бурения боковых стволов из скважин с внутренним диаметром 124 мм по текущей технологии становится утопичной уже на самом первом этапе. Шаблонирование эксплуатационной колонны предлагается осуществлять с применением шаблона диаметром 120 мм. Вырезку «окна» предлагается осуществлять с помощью фрезера диаметром 120 мм, в отличие от применяемого 122 мм. Для подбуривания кармана и отхода от материнской колонны предлагается использовать стандартное PDC долото диаметром 118 мм, в отличие от применяемого 120,6 мм. Наконец, заключительное и самое важное отличие – саму операцию бурения бокового ствола предлагается проводить с помощью бицентричного долота 114х132 мм. Данное долото имеет меньший проходной диаметр (114 мм), чем у применяемого на текущий момент, но в силу технологических особенностей позволяет делать горную выработку большего диаметра (132 мм). По результатам бурения с использованием бицентричного долота расстояние между породой и стенкой хвостовика составит 15 мм против 9,3 мм (10 мм и 4,3 мм соответственно в области муфтового соединения) при использовании стандартного PDC долота, что непосредственно повлияет на качество цементирования хвостовика в лучшую сторону. Для заканчивания предлагается использовать подвеску хвостовика ПХГМЦ 102/140-89/119, проходной диаметр которой позволит эксплуатировать скважину с УЭЦН габарита 2А. Наглядно отличия представлены на таблице 1.
Таблица 1.
Сравнение текущего технологического решения для зарезки БС с предлагаемым к внедрению вариантом

Опыт использования бицентричных долот для бурения боковых стволов на месторождениях Самарской области уже есть – в 2018 г боковой ствол на скважине Никольско-Спиридоновского месторождения был пробурен на целевой объект Д1’ с помощью бицентричного долота 114х132 TSD513М/TSD613MH. Выбор такого долота был обусловлен внутренним диаметром эксплуатационной колонны 125 мм. На рисунке 3 представлена геологическая и техническая информация по данному боковому стволу. Как видно, по данным АКЦ контакт цемент/колонна, цемент/порода преимущественно сплошной. Несмотря на подстилающую воду по данным ГИС накопленная добыча по боковому стволу на 01.01.2020 г составила 10 тыс. т нефти, таким образом результаты бурения БС по скважине можно оценить, как успешные.

Рис.3. Результаты ЗБС по скважине, пробуренной с использованием бицентричного долота

Однако дальнейшее тиражирование применения бицентричных долот для бурения боковых стволов не произошло. Основным негативным фактором использования бицентричных долот является падение механической скорости проходки до полутора раз в сравнении с PDC долотами. Из-за этого увеличивается цикл бурения бокового ствола и, соответственно, конечная стоимость операции ЗБС. Плюсы в качестве цементирования при получении горной выработки большего диаметра ранее не рассматривались. Но высокий процент отскоков по ЗКЦ после ЗБС заставляет принимать во внимание не только скорость бурения боковых столов, но и качество цементирования скважин. Использование бицентричных долот также позволит технологически осуществить операцию ЗБС на скважинах, которые ранее кандидатами не считались – на скважинах с внутренним диаметром материнской колонны 124 мм.
Стоит отметить, что в целом на месторождениях Самарской области с 2008 г пробурено более 50 боковых стволов из скважин с внутренним диаметром близким к 124 мм. Однако операция по зарезке боковых стволов из скважин малого внутреннего диаметра выполняется с использованием типовых PDC долот диаметром 120,6 мм, а операция шаблонирования с использованием шаблона диаметром 122 мм. Таким образом, возникают высокие риски технологического отскока по ЗБС в результате застревания компоновки, как при операции шаблонирования, так и при бурении бокового ствола в результате предельно малого зазора между компоновкой и стенкой эксплуатационной колонны. Заказчик берет на себя технологические риски, которых можно бы было избежать при использовании бицентричных долот диаметром 114х132 мм, дополнительно повышая качество цементирования хвостовика.

Оценка технической возможности бурения
Рассмотрим техническую возможность зарезки бокового ствола на примере скважины Бариновско-Лебяжинского месторождения Северо-Парфеновского поднятия с внутренним диаметром эксплуатационной колонны 124 мм. Оценка технической возможности бурения основана на инженерных расчётах, выполненных в ПО «Landmark». Вырезание «окна» в эксплуатационной колонне планируется в интервале 1124-1139 м, проектная глубина бокового ствола составляет 2436 м.
Для бурения данной скважины внешний диаметр бурильных труб и элементов компоновки низа бурильной колонны (КНБК) подбирается с учетом прохождения в материнском стволе. Максимальный внешний диаметр применяемых труб составляет 108 мм, диаметр бицентричного долота – 114,3x132x95 мм.
В процессе расчетов были проанализированы растягивающие и сжимающие нагрузки, момент на столе ротора, усталостный износ и вес на крюке (рис. 4).

Рис.4. – Результаты расчета строительства секции под спуск хвостовика:
а – эффективное натяжение, б – момент, в – вес на крюке, г – коэффициент усталости.

На основании данных графиков можно сделать следующие выводы:

1. Рассмотренная бурильная колонна и элементы КНБК проходят по допустимым растягивающим и сжимающим нагрузкам с учетом коэффициента запаса 1,5. Превышение предела возникновения «баклинга» отсутствует.

2. Согласно диаграмме моментов принятая бурильная колонна и элементы компоновки подходят по допустимым моментам при бурении. Наибольший момент возникает при бурении ротором – 8,57 кН∙м – и не превышает момента свинчивания резьбовых соединений – 12 кН∙м.
3. Максимальный вес бурильной колонны возникает при ее подъеме без вращения и составляет 69 т.
4. В связи с тем, что нагрузки на бурильную колонну и интенсивность профиля не имеют высоких значений, не требуется дополнительных мероприятий по снижению усталостного износа бурильной колонны.
Для проведения гидравлического расчета были подобраны полимер-глинистый буровой раствор плотностью 1050 кг/м3 в интервале 1124-1500 м, гипсоизвестковый буровой раствор плотностью 1160 кг/м3 в интервале 1500-1800 м, гипсоизвестковый буровой раствор плотностью 1230 кг/м3 в интервале 1800-2436 м. Исходные данные для расчета приведены в таблице 2.
Таблица 2.
Исходные данные для гидравлического расчета

В результате расчетов было определено, что для обеспечения качественной очистки ствола скважины минимальный расход промывочной жидкости должен составлять 9,6 л/с. При заданных режимах бурения и промывки обеспечивается качественная очистка, шламовая подушка не образуется.
Далее произведен расчет спуска обсадной колонны Ø102 мм до забоя с перекрытием эксплуатационной колонны на 75 м выше интервала зарезки «окна».
В результате сделаны следующие выводы: спуск хвостовика до забоя возможен без смятия обсадной колонны, а подъем с финального забоя 2436 м возможен без превышения предела прочности (рис 5).

Рис.5. – Вес на крюке на поверхности при спуске и подъеме обсадной колонны Ø102 мм

В связи с наличием риска недоподъема цемента до подвески хвостовика для расчета цементирования было принято две порции цемента: тяжелый цемент плотностью 1920 кг/м3 и облегченный – 1540 кг/м3. Тяжелый цемент перекрывает нефтеносные пласты и закачивается в интервал 2436-1550 м, облегченный – в интервал 1550-1049 м.
Опыт ранее пробуренных соседних скважин, показывает возможность возникновения поглощения интенсивностью 3-8 м3/час. Предполагаемое проектное время строительства составляет 41 день без учета осложнений, с учетом – 43 дня.
Заключение
Технические расчеты, проведенные в ПО «Landmark», показали, что предложенное технологическое решение для бурения ЗБС из скважин малого диаметра с использованием бицентричных долот 114х132 мм может быть воплощено в жизнь. Подобрано 6 адресных скважин-кандидатов для бурения ЗБС с эксплуатационной колонной внутреннего диаметра 124 мм, которые предлагается использовать в качестве пилотного проекта.
На этом потенциал внедрения технологии не заканчивается. В случае положительных результатов по освоению скважин пилотного проекта рекомендуется тиражировать технологию на всю программу ЗБС, так как в результате получения горной выработки большего диаметра при бурении бицентричными долотами улучшится качество цементирования заколонного пространства, что позволит снизить процент отскоков по ЗКЦ.

Список используемых источников информации:
1. 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.
2. РД 08-625-03 «Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины», утвержденная постановлением Госгортехнадзора России от 27.12.02 № 69.
3. Инструкция по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин – М.: ВНИИТнефть, 1997
4. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин – М.: 1997
5. Официальный сайт АО «УДОЛ» [Электронный ресурс] // URL: https://udol.ru/products/7/201/ (дата обращения: 20.01.2020).
6. Официальный сайт Трубной металлургической компании [Электронный ресурс] // URL: https://tmk-group.ru (дата обращения: 14.01.2020).