Тема 2. 11 особенности эксплуатации нефтяных и газовых скважин в условиях западной сибири

 

Количество скважин в кусте определяется по разным показателям, основными из которых являются пожарная безопасность, техническая возможность проходки направленных скважин, экономическая целесообразность.

При существующей технике пожаротушения нормативно установлено, что суммарный дебит скважин в кусте не должен превышать 4000 т/сут и газовый фактор должен быть не более 200 м³/м³. В противном случае тушение пожара при открытом фонтанировании практически невозможно.

С технической точки зрения максимальное число скважин в кусте n_max определяется из выражения

 

n_max = p ^. a_пр²/ t, (103)

 

где a_пр - предельно возможное отклонение забоя скважины от вертикали для используемых технических средств направленного бурения, м; t - плотность геометрической сетки разработки месторождения,

 

t = b ^. h, (104)

 

где b - расстояние по горизонтали между рядами геометрической сетки, м; h - расстояние по горизонтали между скважинами в ряду, м.

Так, например, при сетке 400 х 600 м (наиболее распространенная на месторождениях Западной Сибири) и максимально возможном отклонении скважин равном 2000 м, максимальное число скважин в кусте составит 52 шт.

В ряде случаев отклонение скважины от вертикали может быть меньше технически возможного. Это условие оговаривается специальными инструкциями. Кроме того, в зависимости от конкретных условий может быть ограничен максимальный зенитный угол скважины, что при известной глубине залегания продуктивного горизонта и выбранном типе профиля определяет предельно возможное отклонение забоя.

Рис. 38. Зависимость себестоимости основания под одну скважину от числа скважин в кусте

С экономической точки зрения при кустовом бурении сокращаются затраты средств на сооружение оснований под буровую, на монтажно-демонтажные работы, строительство подъездных путей, ЛЭП, нефтепроводов и т. д., однако одновременно возрастают затраты на бурение скважин в связи с необходимостью их искусственного искривления, увеличивается длина скважин по стволу. Очевидно, что при некотором оптимальном числе скважин в кусте, стоимость каждой из них будет минимальной. Расчет себестоимости проводится по следующей методике [5].

1. Определяется зависимость затрат средств С на строительство кустового основания (основания для одной скважины куста) от числа скважин n. Эта зависимость будет разной для различных конкретных условий, но для большинства реальных случаев имеет вид, показанный на рис. 38.

Аналитически эта зависимость, например, для Нефтеюганского УБР имеет следующий вид

 

C = 0,2 C_о (1 + 4/n), (105)

 

где С_о - затраты средств на строительство основания одиночной скважины.

2. Определяется зависимость возрастания себестоимости метра скважины d в связи с дополнительными затратами на искусственное искривление от числа скважин в кусте. Для большинства месторождений Среднего Приобья эта зависимость имеет вид

d = 0,4 d_о (1 + 1,5К), (106)

 

где d_о - себестоимость метра вертикальной скважины; К - коэффициент, равный отношению производительности бурения наклонных и вертикальных скважин.

Ориентировочно коэффициент К может быть определен по графику, показанному на рис. 39.

 

3. Определяется зависимость увеличения объема бурения в связи с удлинением скважин от числа скважин в кусте. Для Самотлора эта зависимость выглядит следующим образом

 

h = 13,5 n + 2000, (107)

 

где h - длина ствола наклонной скважины.

Себестоимость одной скважины в кусте А может быть определена по выражению

А = С + dh, (108)

или

А = 0,2С_о (1 + 4/n) + 0,4do (1 + 1,5K)(13,5n + 2000). (109)

 

Экстремум функции определяется, как известно, приравниванием первой производной к нулю, т.е.

 

dA/dn = 0,8C_o/n² + 5,4d_o (1 + 1,5K) = 0. (109)

 

В этом случае себестоимость скважины минимальна, а отсюда

 

n_опт = {0,8C_o / [5,4do (1 + 1,5K)]}^0,5. (110)

 

Однако, как указывалось ранее, коэффициент K зависит от числа скважин в кусте n, поэтому при решении задачи приходится использовать метод подбора. Для этого предварительно задается значение n, определяется K, а затем n_опт. Если принятое и расчетное значения n существенно отличаются друг от друга, то расчет повторяется.

Следует отметить, что для современного уровня развития техники и технологии направленного бурения, оптимальное число скважин в кусте по расчетам некоторых специалистов составляет около 80.

Горизонтальная скважина – скважина, для которой проектом предусмотрено отклонение в заданном направлении от вертикали, проходящей через ее устье, а ствол проводится по заранее заданному профилю. Каждая скважина должна иметь оптимальную компоновку низа буровой колонны (КНБК) [2, 3]. Каждая КНБК содержит: типоразмер долота, забойный двигатель (ЗД), УБТ, диаметр бурильных труб и материал, из которого они изготовлены, тип и диаметр опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ), элементы оснастки (амортизаторы, калибраторы и др.). Направляющий участок КНБК – участок от долота до первой точки касания УБТ или ЗД со стенкой скважины под нагрузкой. Для КНБК с ОЦЭ направляющим является участок от долота до первого центратора, для КНБК с отклонителем – участок от долота до вершины угла перекоса отклонителя, для КНБК без центрирующих элементов – участок от долота до первой точки касания забойным двигателем или трубами стенок скважины. По типу профиля различают трех, четырех и пятиинтревальные горизонтальные скважины, а по количеству стволов – однозабойные и многозабойные. Известна и наиболее распространена классификация типов горизонтальных скважин, согласно которой выделяют ГС с большим, средним и малым радиусом искривления. Горизонтальные скважины с большим радиусом искривлением характеризуются интенсивностью набора зенитного угла от 0,8°/10 м до 2,0°/10 м и имеют радиус искривления в пределах 900 ÷ 290 м. Проводка скважин такого профиля осуществляется с помощью клиньев – отклонителей. Горизонтальные участки имеют длину до 2500 м. Скважина с таким профилем характерна для тех случаев, когда для достижения заданной точки входа в пласт требуется большое горизонтальное отклонение (в зонах шельфа, при бурении с морских платформ, в экологически сложных или труднодоступных местах). Горизонтальные скважины со средним радиусом искривления имеют интенсивность набора зенитного угла от 2°/10 м – 12°/10 м, радиус искривления 50 м и горизонтальные участки длиной до 2500 м. Эти скважины бурятся с помощью специальных гидравлических забойных двигателей (отклонитель типа ОШ на базе винтового забойного двигателя ДУ, конструктивная схема которого включает искривленный корпус между шпинделем и двигательной секцией и установку корпусного шарнира над двигателем) и обычных элементов бурильных колонн. Компоновки с двойным углом перекоса рассчитаны на набор зенитного угла с интенсивностью до 12°/10 м. Горизонтальный участок бурят компоновками, включающими забойный двигатель с регулируемым углом перекоса. Такой профиль скважины предпочтителен для бурения на суше и многозабойного бурения (доразбуривание разрабатываемых месторождений, повышение нефтеотдачи, интенсификация добычи). На практике скважиной со средним радиусом искривления считают такую, в которой КНБК нельзя вращать после проходки участка набора зенитного угла. Горизонтальные скважины с малым радиусом искривления имеют интенсивность набора зенитного угла от 5 до 10 град / 10 м, которому соответствует радиус искривления в диапазоне от 6 до 12 м. Длина горизонтального участка изменяется от 90 до 300 м. Скважины с малыми радиусами искривления бурятся с помощью клиньев отклонителей и по специальной технологии. Такой профиль характерен для бурения дополнительных стволов из эксплуатируемых скважин, в том числе для вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов [4]. По системе разработки месторождений с помощью ГС различают следующие схемы: линейную, блочно-линейную, лучевую и радиально-лучевую многоярусную системы. 2.2 Определение притока к совершенной и несовершенной ГС ГС, как и вертикальные, характеризуются гидродинамическим совершенством. Приток жидкости в реальную скважину отличается от притока в гидродинамически совершенную скважину тем, что в призабойной зоне пласта (ПЗП) и на забое скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления, обусловленные с несовершенством вскрытия продуктивных пластов [4]. Для ГС выделяют два типа гидродинамического несовершенства скважин: - по характеру вскрытия пласта, когда связь пласта со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через перфорационные отверстия и каналы; - по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость ПЗП уменьшена по отношению к природной проницаемости пласта в результате техногенных воздействий (проникновение бурового раствора или его фильтрата, которые ухудшают фильтрационные параметры продуктивного пласта и т.д.) При этом, следует отметить, что по степени вскрытия пласта ГС по отношению к вертикальным скважинам являются более гидродинамически совершенными. Исследование притока жидкости к продольным по пласту (наклонным, горизонтальным скважинам) проводилось при ряде следующих упрощающих допущений: 1. Пласт бесконечный, горизонтальный, анизотропный, толщиной h, пористостью m, проницаемостью k в радиальном и kz в вертикальном направлениях, не зависящей от времени и давления. 2. Жидкость слабосжимаема, с постоянной вязкостью μ и коэффициентом сжимаемости βж. 3. Наклонная скважина длиной а эксплуатируется с постоянным, равномерно распределенным по этой длине дебитом q и имеет радиус rc. Угол наклона скважины, образуемый ее осью с нормалью к направлению простирания пласта, равен α. Скважина может быть заменена линейным источником, расположенным по ее оси. 4. Кровля и подошва пласта непроницаемы. Для оценки количественных показателей используем прием, известный в гидродинамике и заключающийся в том, что формулы притока устанавливаются по зависимости неустановившейся фильтрации в бесконечном пласте, когда условие постоянного давления на контуре питания достигается введением фиктивной укрупненной нагнетательной скважины радиуса RK. Что касается прямолинейного контура питания, то формула притока непосредственно следует из метода отражения «источников – стоков» и вместо RK применяют удвоенное расстояние для прямолинейной границы. Поступая таким образом, для несовершенной по степени вскрытия наклонной скважины получаем:, (2.1) где: q – дебит несовершенной скважины, м3/сут; k – коэффициент проницаемости пласта в зоне дренирования, м2; h – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; ΔР – разность давлений, под действием которой пластовая жидкость продвигается к забою скважины, Па; μ – динамическая вязкость, Па·с; RK – радиус контура питания скважины, м; rc – радиус скважины по долоту, м; С1 – коэффициент дополнительного фильтрационного сопротивления; Са – «псевдо – скин» фактор, обусловленный наклоном скважины. Коэффициент дополнительного фильтрационного сопротивления C1, обусловленный несовершенством ННС по степени вскрытия, можно определить по вертикальной ее проекции (аналогично ВС). Фильтрационное сопротивление несовершенной скважины, прилегающей к кровле анизотропного пласта, оценивается по формуле:, (2.2) где – модифицированная функция Бесселя первого рода нулевого порядка. Вычисления позволили установить, что для несовершенной по степени вскрытия наклонной скважины (α ≤ 75º) формула для определения «псевдо – скин» фактора имеет вид:, (2.3) где b – вскрытая (по вертикали) толщина пласта; – предельный угол отклонения скважины от вертикали. Для определения притока (дебита) гидродинамически совершенной скважины справедлива формула:, (2.4) где СГ – коэффициент гидродинамического совершенства ГС. В свою очередь данный коэффициент можно расписать для ориентировочных расчетов следующим образом (для изотропного пласта):, (2.5) где а – коэффициент равный; 2.3 Требования к конструкции и внутрискважинному оборудованию горизонтальных скважин Конструкция горизонтальной скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать: - максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины; - применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов; - условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины; - получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу; - условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь, за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности. - максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины. Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при строительстве ГС определяется количеством зон, с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых давлений гидроразрыва пластов (ГРП), прочности и устойчивости пород. Башмак обсадной колонны, перекрывающий породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках. До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов. Необходимая разность диаметров скважин и муфт обсадных колонн должна выбираться исходя из оптимальных величин, установленных практикой бурения и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность, проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении бурового раствора (жидкости глушения) пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижения уровня в процессе освоения или механизированной добыче, нагрузок возникающих в результате пространственного искривления скважин, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации. Прочность кондукторов, технических колонн и установленного на них противовыбросового оборудования (ПВО) должна обеспечить: - герметизацию устья скважины в случаях газоводонефтепроявлений (ГВНП), выбросов и открытого фонтанирования с учетом превышения дополнительного давления, необходимого для глушения скважины, не менее чем на 10 %; - устойчивость (сохранение целостности) при воздействии гидростатического давления столба бурового раствора максимальной плотности; - противостояние воздействию максимальных сжимающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервалах залегания склонных к текучести пород. Стандарты и технические условия по изготовлению обсадных труб должны быть согласованы с Ростехнадзором. Использование импортных обсадных труб, допускается при соответствии их зарубежным стандартам, подтвержденным сертификатом производителя. Конструкция устья скважины, колонных головок, герметизирующих устройств должны обеспечивать: - подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании; - контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами; - возможность аварийного глушения скважины; - герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин; - испытание обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность. Конструкция скважины должна предусматривать возможность реконструкции крепи скважины, в том числе путем забуривания и проводки нового ствола скважины. Кроме того, проекты на строительство ГС должны содержать следующие положения и решения: - обоснование профиля и интенсивности искривления (радиуса искривления) ствола скважины, исходя из заданной протяженности горизонтального положения в продуктивном пласте; - расчеты дополнительных изгибающих нагрузок на колонны обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в интервалах резкого искривления ствола; - мероприятия по обеспечению безотказной и безаварийной работы колонн обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в условиях интенсивного искривления ствола скважины в зенитном и азимутальном направлениях; - коэффициенты запаса прочности для расчета обсадных колонн и условия обеспечения герметичности их резьбовых соединений; - технические условия по обеспечению проходимости внутри колонн труб инструмента и приспособлений для проведения технологических операций, приборов ловильного инструмента и внутрискважинного оборудования; - мероприятия по минимизации износа обсадных колонн при спуско-подъемных операциях (СПО) и других операциях, предотвращению желобообразований в интервалах искривления и горизонтальном участке; - гидравлическую программу, обеспечивающую транспортировку шлама из горизонтального участка ствола скважины и вымыв газовых шапок, формирующихся в верхней части горизонтального ствола скважины; - крепление скважины в интервалах интенсивного искривления и горизонтальном участке (при необходимости); - допустимые нагрузки на стенки скважины от силы нажатия колонны бурильных труб в местах интенсивного набора кривизны. При протяженности горизонтального участка ствола скважины более 300 м применение верхнего привода обязательно. Для удаления газовых шапок в верхней части горизонтального участка (в местах расширения ствола, перегибах и т.п.) интенсивность промывки в начале каждого долбления должна обеспечивать образование турбулентного потока в кольцевом пространстве горизонтальной части ствола. Выход разгазированной пачки раствора на поверхность должна фиксироваться и при необходимости регулироваться. Расчет обсадных колонн должен производиться с учетом следующих условий: - коэффициенты запаса прочности на избыточное давление для секций, находящихся в пределах горизонтального участка составляют от 1,3 до 1,5; для секций находящихся в интервалах искривления от 3,0°/10 м – 5,0°/10 м составляет – 1,05; для секций в интервалах искривления свыше 5°/10 м – 1,10; - коэффициент запаса прочности на внутренне давление – 1,15. При проведении расчетов для горизонтальных участков следует выбирать трубы наиболее низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (трубы исполнения А), а для интервалов интенсивного набора кривизны – трубы высоких групп прочности. Выбор резьбовых соединений и герметизирующих средств в интервалах интенсивного искривления ствола скважины должен производиться на основании таблицы 2.1. Таблица 2.1 Типы резьбовых соединений обсадных труб для искривленных интервалов ствола скважины Интенсивность искривления, град / 10 м Избыточное внутреннее давление, МПа Сочетание резьбовых соединений и герметизирующих средств оптимальное допускаемое Жидкая среда 5,0 – 10,0 до 25,0 ОТТГ (Р-2, Р-402) ОТТМ с тефлоновым кольцом более 25,0 ТБО (Р-2, Р-402) ОТТГ (Р-2, Р-402, Р-416) свыше 10,0 до 25,0 ТБО (Р-2, Р-402) ОТТГ (Р-2, Р-402, Р-416) более 25,0 VAM (аналоги) ТБО (Р-2, Р-402) Газовая среда 5,0 – 10,0 до 25,0 ТБО (Р-2, Р-402) ОТТГ (Р-2, Р-402) более 25,0 VAM (аналоги) ТБО (Р-2, Р-402) свыше 10,0 до 25,0 VAM (аналоги) ТБО (Р-2, Р-402) более 25,0 VAM (аналоги) VAM (аналоги) Компоновка бурильных труб, расчеты ее на прочность должны исходить из следующих положений: - в горизонтальном участке ствола должны находиться бурильные трубы максимально возможного диаметра с минимальной толщиной стенки трубы; - в интервале искривления и выше устанавливаются толстостенные бурильные трубы; - УБТ (утяжеленные бурильные трубы) располагаются выше интервала интенсивного искривления ствола скважины. Выбор наружного диаметра замковых соединений бурильной колонны, их конструкции производится с учетом проектной интенсивности искривления ствола с целью минимизации нагрузок на стенку скважины для предупреждения желобообразований и снижения износа обсадных колонн [5]. Возникновение нагрузок на стенки скважин выше предельных значений, установленных проектом строительства скважин не допустимо. Требования на внутрискважинное оборудование исходят из условия линейной проходимости в интервалах набора кривизны (для скважин с малым, средним и большим радиусом искривления), возможности безотказной работы в наклонных и горизонтальных участках ствола скважины. Кроме того, прочностные характеристики скважинного оборудования должно соответствовать, характеристикам самой конструкции скважины. Тип внутрискважинного оборудования закладывается на стадии проектирования и регламентируется проектом на строительство ГС. 2.4 Первичное и вторичное вскрытие, освоение горизонтальных скважин Первичное вскрытие пласта – это процесс вхождения ствола скважины в продуктивный пласт. Вторичное вскрытие пласта (перфорация) – это комплекс мероприятий, направленных на увеличение гидродинамической связи системы «продуктивный пласт – скважина». Освоение скважин – заключительный этап в цикле их строительства, который включает оборудование колонн и перфорацию, вызов притока, воздействие на призабойную зону пласта. Освоение ГС следует производить поинтервально, начиная с «хвоста» скважины. При первичном вскрытии продуктивного пласта горизонтальным стволом скважины мы получаем большую площадь дренирования, вследствие чего возникает опасность проникновения больших объемов бурового раствора в ПЗП. Эта опасность многократно увеличивается при проводке горизонтальных стволов на пласты с невысоким пластовым давлением (ниже гидростатического), что имело место при проводке скважин на Михайловском, Узыбашевском и других месторождениях Башкирии. При СПО создается эффект свабирования (поршневания). При этом кольматируется ПЗП и возникают проблемы с естественными фазовыми свойствами коллекторов в призабойной зоне. Существует несколько способов освоения ГС. Рассмотрим особенности этих способов, их преимущества и недостатки. 1. Открытый ствол. Он широко применяется в устойчивых породах и требует меньших затрат, так как не требует цементирования и перфорирования в горизонтальной части ствола скважины, а при освоении требует лишь удалить из скважины буровой раствор и выбуренную породу. Недостатком способа являются: возможность перетоков, а также их негативные последствия, опасность обрушения ствола, невозможность или большие затраты на ремонт при изоляции или проработке отдельных участков ствола. 2. Спуск хвостовика с заранее созданными круглыми или щелевидными отверстиями. В данном случае хвостовик обеспечивает канал в горизонтальном стволе при обваливании стенок скважины. Кроме того, фильтры должны иметь достаточную пропускную способность и прочность, ограничивать до минимума поступление из пласта в скважину песка и частиц породы, осложняющих эксплуатацию скважины. По конструкции и технологии изготовления фильтры делят на четыре группы: - трубные фильтры, среди которых по конструктивным особенностям выделяют простые, сложные и металлокерамические; - гравийные фильтры, изготовленные на поверхности и в скважине; - фильтры созданные путем крепления призабойной зоны (песка) цементно-песчаным или цементным раствором, смолой, пластмассой и др; - фильтры созданные перфорацией – образованием каналов в обсадной трубе, цементном камне и породе. Они обеспечивают разобщение пластов и пропластков, позволяют поэтапно вырабатывать пласты и пропластки, проводить изоляцию обводнившихся пропластков, обеспечивают в основном целостность цементного камня. 3. Установка затрубных пакеров (например, пакер гидравлический Ур-ПГ1 предназначенный для герметичного разобщения затрубного пространства в скважине от пласта-коллектора и внутренней полости лифтовой колонны с целью защиты эксплуатационной колонны от воздействия добываемой среды), расширяющихся при заполнении их внутренних полостей флюидами или цементным раствором. Метод используется при необходимости изоляции отдельных зон, например водопроявляющих участков, в горизонтальном стволе. Широко используется в зарубежной практике. 4. Обсаженный ствол с цементированием обсадной колонны или хвостовика применяется, если пласт сложен неустойчивыми породами, а при эксплуатации планируется обработка призабойной зоны плата. Недостатком способа является снижение гидродинамического совершенства скважин. Преимущество способа в том, что он позволяет производить поинтервально изоляционные и интенсифицирующие операции, регулировать добычу, использовать модифицированную технику, разработанную для вертикальных скважин. При заканчивании скважин обсаженным стволом с цементированием обсадных труб вторичное вскрытие продуктивного пласта возможно производить гидроабразивным, кумулятивным или бесперфораторным способом. Перфорация – процесс образования каналов (отверстий, щелей) в обсадной колонне, цементном камне и породе пласта для создания и улучшения гидродинамической связи скважины с пластом. Перфораторы на кабеле не могут использоваться при зенитных углах свыше 65 °, поэтому для перфорирования горизонтальных скважин используется спуск перфоратора на колоннах бурильных труб или НКТ. Для определения необходимого места установки перфоратора используется гамма-каротаж (возможно на гибкой колонне) и метка общей глубины. Перфораторы на кабеле обычно используются для простреливания горизонтальных скважин с использованием стреляющих головок, приводимых в действие давлением или перепадом давления. Перфораторы также можно спускать на гибкой колонне. Пропущенная через гибкую колонну проводная линия связи используется в комплексе с локатором муфт обсадной колонны для установки перфоратора на положенном месте и приведения его в действие. Те же методы выбора плотности перфорации, размеров перфораторов и т.п., которые применяются в ВС и ННС, применимы и в ГС. Однако используются меньшие плотности перфорации и оставляются большие зазоры между перфорационными отверстиями для установки мостов, пробок и других изоляционных устройств. Перфорирование при депрессии производится там, где давление в скважине установлено ниже пластового давления. Этот перепад используется для очистки перфорационных отверстий от обломков породы. Значительные депрессии необходимы при малой проницаемости продуктивных пластов. По мере снижения проницаемости пласта требуется повышение депрессии [6]. Более перспективным и целесообразным представляется возможность применения бесперфораторного (химического) способа вторичного вскрытия, основанного на растворении в кислоте магниевые заглушек, вмонтированных в отверстия обсадной колонны. По сравнению с кумулятивной перфорацией этот метод не оказывает ударной воздействия на обсадную колонну и цементный камень, что позволяет сохранить разобщенность пластов. Основной недостаток – образование отверстий только в обсадной колонне и отсутствие каналов в цементе и зоне скважин, но он легко преодолим созданием кислотно-растворимых цементов. Опыты показали, что в кислотно-растворимых цементах создаются надежные каналы для фильтрации флюидов. В силу неоднородности пластов, при обычном освоении начинает «работать» только высокопродуктивная часть ствола. В соответствии с законами гидродинамики в первую очередь осваиваются пропластки в начальной части горизонтального ствола. Поэтому охват пласта дренированием значительно снижается и, следовательно, снижается эффективность горизонтальной скважины. Поэтому требуется поинтервальное освоение скважин, начиная с «конца» скважины. Только в этом случае можно получить требуемую геометрию фильтрационных потоков и эффективность горизонтальной скважины будет максимальной.

Бурное развитие техники и технологии с использованием колонны гибких труб обусловлено следующими их преимуществами:

а) при исследовании скважин:

– обеспечение возможности доставки приборов в любую точку горизонтальной скважины;

– высокая надежность линии связи со спускаемыми приборами;

б) при выполнении подземных ремонтов:

– отсутствует необходимость в глушении скважины и, как одно из следствий, не ухудшаются коллекторские свойства призабойной зоны продуктивного пласта;

– сокращается время проведения спускоподъемных операций за счет исключения свинчивания (развинчивания) резьбовых соединений колонны труб;

– уменьшается период подготовительных и заключительных операций при развертывании и свертывании агрегата;

– исключается загрязнение окружающей среды технологической и пластовой жидкостями;

в)при проведении буровых работ:

– исключается возникновение ситуаций, связанных с внезапными выбросами, открытым фонтанированием;

– обеспечивается возможность бурения с использованием в качестве бурового раствора нефти или продуктов ее переработки. Это позволяет осуществлять вскрытие продуктивного пласта оптимальным образом и совмещать процесс бурения с отбором пластовой жидкости;

– становится возможным выполнять разрушение породы в условиях депресии;

– обеспечивается эффективное бурение горизонтальных участков скважин;

– становится возможным применять устройства, информирующие бурильщика о режимах бурения и оперативного уп­равления процессом проводки скважины. При работе с подоб­ным оборудованием реализуется "эффект присутствия" опе­ра­тора установки на забое скважины.

Весьма важным при проведении любых работ в скважине является решение социальной задачи – исключается значительный объем операций, выполняемых под открытым небом в любое время года при любой погоде. Хотя наиболее трудоемкие операции по свинчиванию и развинчиванию труб в настоящее время механизированы, объем ручного труда остается значительным.

В ряде случаев, это касается прежде всего работ в горизонтальных скважинах, применение КГТ является необходимым условием проведения операций. К таким случаям относится выполнение любых работ в горизонтальных участках большой длины.

При разбуривании и эксплуатации морских месторождений использование КГТ особенно эффективно.

Следует отметить и недостатки, присущие рассматриваемой технике. К ним, в частности, относятся:

а) самопроизвольное и неконтролируемое скручивание КГТ;

б) невозможность принудительного проворота КГТ;

в) ограниченная длина труб, намотанных на барабан;

г) сложность ремонта КГТ в промысловых условиях.

В то же время новые технологии не являются панацеей от всех бед и полностью не заменяют существующих традиционных технологий, а в ряде областей не могут быть ими заменены. Наличие оборудования для работы с колонной гибких труб не исключает применения агрегатов ПРС, подъемников и другого существующего нефтепромыслового оборудования. Оно дополняет его и в ряде случаев приумножает до сих пор не реализованные возможности.

В то же время область применения описываемых технологий постоянно расширяется. Сейчас у специалистов, работа­ющих над созданием и совершенствованием оборудования, су­ществует мнение, что нет таких операций или процессов при бурении и ПРС, где нельзя было бы применить КГТ. Предполагают, что в ближайшее время с помощью таких установок будут выполнять более половины всех подземных ремонтов скважин.

В нашей стране до сих пор не сформировалась и не устоялась терминология этой новой области нефтепромысловой техники и технологии. Основным применяемым термином у нас для обозначения этого направления является русифицированная транскрипция "coiled tubing" – колтюбинг, что означает трубу, наматываемую на катушку.

Идея использования колонны гибких труб (КГТ) представляет собой принципиально новый подход к решению данной проблемы. При этом не само предложение о применении одной сплошной непрерывной колонны вместо собираемой из отдельных труб является новаторским, а реализация схем работоспособного оборудования в подземных условиях.

Работа с непрерывной колонной стальных труб осложнена тем, что, как известно, действующие напряжения не дол­жны превышать предела упругости. Если же это условие не соблюдается, то ни о какой прочности при статическом или циклических нагружениях говорить не приходится.

Реализация схем работоспособного оборудования стала возможной только после решения двух технических задач: это создание колонны гибких труб, обладающих достаточно высокой циклической прочностью даже за пределами упругости, и промыслового оборудования, обеспечивающего спуск и подъем такой колонны в скважину, а также выполнение всех необходимых технологических операций. В результате решения этих задач появилась новая технология проведения буровых работ и подземного ремонта скважин на основе использования колонны непрерывных гибких труб. Причем име­ется в виду новая технология выполнения не спускоподъемных операций, а всего комплекса работ. К ним относятся подготовка оборудования, выполнение операций ремонта или бурения скважины и свертывание комплекса оборудования.