CC BY
70
БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
УДК 622.244.5
И.А. Лягов, Н.И Васильев, М.А. Лягова
Санкт-Петербургский государственный горный университет, Санкт-Петербург, Россия Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА РАЗВЕТВЛЕННЫМИ КАНАЛАМИ
Предложен способ вторичного вскрытия продуктивной зоны пласта при строительстве или капитальном ремонте скважин, который обеспечит создание глубоких каналов диаметром 56...58 мм, протяженностью от 10 до 50 ми радиусом кривизны 5...10 м по прогнозируемой траектории.
Ключевые слова: перфобур, перфорационные каналы по прогнозируемой траектории, вторичное вскрытие пласта, стендовые испытания.
I.A. Lyagov, N.I Vasilev, M.A. Lyagova
Saint-Petersburg state mining university, Saint-Petersburg, Russia Ufa State Petroleum Technological University, Ufa, Russia
TECHNOLOGY AND TECHNIQUE OF THE SECONDARY OPENING-OUT OF THE PRODUCTIVE STRATUM BY THE DIVIDED CHANNELS
The paper proposed a method of secondary opening of productive reservoir zones in the construction or major repair of wells, which will ensure that the deep channels of diameter 56 ... 58 mm, length from 10 to 50 m and the radius of curvature of 5 ... 10 m, on the predicted trajectory.
Keywords: perfobur, perforating channels in the predicted trajectory, the secondary baring, bench trials.
Для преодоления возникающих в процессе первичного вскрытия областей изоляции продуктивных пластов (кольматация), предотвращения образования конусов водогазонефтяных контактов в продук-
тивной зоне пласта скважины при эксплуатации, как и их устранения путем создания обсадного цементного бандажа, разработаны технология и техника глубокой перфорации по ТЗ 3666-001-16801162-2008 ООО «Газпром добыча Оренбург». Технология включает удаление части обсадной колонны, расширение основного ствола, закачивание изолирующего гелеобразующего состава, создание цементной пробки, разбуривание в ней вспомогательного ствола, бурение веера спиралеобразных стволов диаметром 58 мм, глубоких перфорационных каналов. Необходимое оборудование для выполнения данных технологических операций представлено на рис. 1.
Рис. 1. Комплекс для бурения боковых каналов сверхмалых диаметра и радиуса кривизны
Предлагаемый способ вторичного вскрытия продуктивной зоны пласта при строительстве или капитальном ремонте скважин обеспечит создание глубоких каналов диаметром 57...58 мм, протяженностью от
10 до 50 ми радиусом кривизны 5.. .10 м, а в перспективе - по прогнозируемой траектории [1, 2, 3].
Для проведения испытаний перфобура был создан специальный стенд (рис. 2), который включает приподнятую над полом (на 0,4 м) платформу с блоком искусственного песчаника (длиной 1,8 ми высотой 1,6 м) и с резервуаром-отстойником для промывочной жидкости, соединенным с промежуточной емкостью и размещенным в ней лопастным насосом, связанным через щелевой фильтр с всасывающей линией шестеренного электронасоса, нагнетательная линия которого соединена с переходником укороченного трубного толкателя горизонтально расположенного стендового варианта перфобура, состоящего из верхней и нижней (без якоря) секций. В переходнике установлены манометр для измерения давления промывочной жидкости и гидравлический измеритель осевой нагрузки, поршень которого связан с винтовым ручным механизмом осевой подачи бурового снаряда перфобура. На шестеренном электронасосе имеется соединяющий его всасывающую и нагнетательную линии байпас с разработанным нами редукционным клапаном для регулирования перепада давления на винтовом двигателе.
Конструкция якоря была ранее успешно испытана в скважинных условиях в компоновке с клином-отклонителем при фрезеровании окна в обсадной колонне. Переливной клапан прошел испытания в компоновке с депрессионно-волновым устройством при восстановлении коллекторских свойств приствольной зоны продуктивного пласта во время капитального ремонта скважин.
Проверка срабатывания поворотного узла и направляющего гидрофиксатора производилась следующим образом. При перемещении вручную в крайнее верхнее положение трубного толкателя происходило механическое выталкивание утолщенной части дифференциального поршня гидрофиксатора по скошенному участку направляющего паза верхнего корпуса перфобура и попадание другого конца поршня с более тонкой частью в пазовую ловушку корпуса. Осуществилась фиксация бурового снаряда в корпусе с сохранением ограниченного перемещения в 70 мм. Одновременно произошел подворот трубного толкателя на 45о. При его перемещении вниз винтовым механизмом осевой подачи под действием перепада давления дифференциальный поршень выдавливался из пазовой ловушки утолщенной частью по скошенному участку в направляющий паз. После чего происходил доворот трубного толкателя еще на 45о, что в скважинных условиях обеспечит забуривание каждого следующего канала с разворотом корпуса перфобура с отклонителем на 90о.
Рис. 2. Стенд для проведения испытания перфобура
В ходе испытаний было исследовано поведение компоновки нижней части бурильной колонны с различными углами перекоса при бурении высокоабразивного искусственного бетонного блока, подобраны специальные жидкости и отработаны различные типы долот. Стенд общей длиной 25 м оборудован трехплунжерным насосом 1.3ПТ-50Д2. Результаты испытаний представлены в таблице и на рис. 3:
Рис. 3. Результаты стендовых испытаний перфобура
№1 - бурение трех каналов длиной 1,8 м односекционным двигателем Д-43 (с длиной винтовой пары 980 мм), радиусом кривизны 13 м.
№2 - бурение одного канала длиной 1,9 м односекционным укороченным двигателем Д-43у (с длиной винтовой пары 500 мм), радиусом кривизны 5,8 м.
№3 - бурение одного канала длиной 1,9 м двухсекционным укороченным двигателем 2Д-43у (с длиной каждой винтовой пары 500 мм), радиусом кривизны 5,8 м.
№4 - бурение одного канала длиной 1,9 м двухсекционным укороченным двигателем 2Д-43у (с длиной каждой винтовой пары 500 мм), радиусом кривизны 5,4 м.
Результаты испытаний
№ испы- тания Тип двигателя Осевая нагрузка, кг Давление на насосе, МПа Радиус кривизны канала, м Кол-во кана- лов Средняя мех. скорость, м/ч
1 Д-43 180-220 40-50 13 3 7
2 Д-43у 120-160 25-30 5,8 1 5,5
3 2Д-43у 180-220 40-50 5,8 1 6,5
4 2Д-43у 180-220 40-50 5,4 1 6,8
Примечание: в качестве промывочной жидкости для всех типов двигателя использовался 62%-ный «Укринол-5/5».
Перфобур может выполняться в одном или многосекционном исполнении и состоит из трех базовых модулей: верхнего, среднего и нижнего. В состав нижнего модуля (КНБК) входят: долото диаметром 57...58 мм, специальный шпиндель с твердосплавными опорами, шарнирный узел перекоса, двухсекционный винтовой двигатель 2Д-43.5/6.21, изготовленный по нашему ТЗ в ООО «ВНИИБТ - Буровой инструмент», с узлом перекоса между секциями, гибкая труба диаметром 25.27 мм и гидронагружатель (рис. 4). Средний модуль состоит из трубного корпуса с отклонителем и якорем, а верхний модуль - из поворотного механизма, толкателя диаметром 50 мм и переливного клапана. В состав КНБК может быть включен автономный инклинометр. Фазировка каналов производится поворотным механизмом верхнего модуля без дополнительных спуско-подъемных операций.
В ходе испытаний на скважинах №952 Чермасанского месторождения НГДУ «Чекмагушнефть» ООО «Башнефть-Добыча» (рис. 5) и №506Н Оренбургского НГКМ была проверена работоспособность базовых узлов перфобура.
Рис. 4. КНБК при применении технологии глубокой перфорации
Рис. 5. Промысловые испытания перфобура на скважине №952 Библиографический список
1. Способ вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин: пат. 2213195 ЯИ, кл. Е21В 7/06 Рос. Федерация / Н.А. Шамов. № 2002128187; заявл. 23.10.2002. Бюл. № 27 (2003). - 5 с.
2. Устройство для вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин (варианты): пат. 2213197 RU, кл. Е21В 7/G8 Рос. Федерация. / H.A. Шамов. - М 2GG2128188; заявл. 23.1G.G2. Бюл. М 27 (2GG3). - 12 с.
3. Технология и технические средства улучшения гидродинамической связи скважины с пластом/ H.A. Шамов, A3. Лягов, Э.Я. Зина-туллина [и др.] // Шфтегазовое дело. - 2GG6. - М4 - С. 317-327.
References
1. Patent 2213195 RU, cl. E21V 7 / G6. The method of drilling-oil and gas wells / N.A. Shamov. - М 2GG2128187; Declared 1G/23/2GG2. Bull. М 27 (2GG3). - 5 p.
2. Patent 2213197 RU, cl. E21V 7 / G8. Device for the secondary opening of productive layers of oil and gas wells (options) / N.A. Shamov. -М 2GG2128188; Declared 23.1G.G2. Bull. М 27 (2GG3). - 12 p.
3.Technology and technical means to improve the hydrodynamic connection with the well layer / N.A. Shamov, A.V. Lyagov, E.Ya. Zinatullina etc. // Oil and Gas Business. - 2GG6. - М 4. - S. 317-327.
Об авторах
Лягов Илья Александрович (Санкт-Петербург, Россия) - аспирант кафедры бурения скважин Санкт Петербургского государственного горного университета (1991G6, Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2, e-mail: Lyagov@mail.ru).
Васильев Николай Иванович (Санкт-Петербург, Россия) - заведующий кафедрой бурения, профессор, доктор технических наук, член Ученого совета университета, (1991G6, г. Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2, e-mail: vasilev_n@mail.ru).
Лягова Марина Александровна (Уфа, Россия) - аспирантка кафедры нефтегазопромыслового оборудования Уфимского государственного нефтяного технического университета (45GG62, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Kоcмонaвтов, 1, e-mail: LyagovaMA@ufanipi.ru).
About the authors
Lyagov Ilya (Saint Petersburg, Russia) - graduate student at St. Drilling boreholes Petersburg State Mining University (1991G6, St. Petersburg, Vasily Island, 21 line d.2, e-mail: Lyagov@mail.ru).
Vasilev Nikolai (St. Petersburg, Russia) - Head of the Department of Drilling, Professor, Doctor of Technical Sciences, member of the University Council, (199106, St. Petersburg, Vasily Island, 21 line d.2, e-mail: va-silev_n @ mail. ru).
Lyagova Marina (Ufa, Russia) - post-graduate department of oilfield equipment, Ufa State Oil Technical University (450062, Russia, the Republic of Bashkortostan, Ufa, ul. Cosmonauts 1, e-mail: LyagovaMA@ufanipi.ru).
Получено 7.02.2012
