При разработке нефтегазовых месторождений предъявляются высокие требования к строительству скважин и вскрытию продуктивных горизонтов.
Традиционное бурение на репрессии с превышением забойного давления промывочной жидкости над пластовым давлением приводит к кольматации призабойной зоны пласта. Поэтому для качественной подготовки скважин к эксплуатации применяют современные технологии бурения.
Одна из таких прогрессивных технологий - бурение на депрессии. Разбуривание продуктивных пластов на депрессии создает предпосылки для сохранения естественных коллекторских свойств вскрываемых горизонтов. Эффективной реализацией этой технологии является колтюбинговое бурение.
Бурение с помощью колтюбинга применяют для вскрытия продуктивных пластов на депрессии при строительстве новых скважин и для проходки наклонных и горизонтальных боковых стволов из существующих скважин.
Особенно эффективным колтюбинг оказался на месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, при реанимировании старого фонда скважин зарезкой боковых стволов.
Каковы возможности колтюбингового бурения?
Если извлечение подвески насосно-компрессорных труб (НКТ) из скважины нежелательно, то колтюбинговое бурение может производиться через нее. При таком способе диаметр НКТ должен быть не менее 89 мм (3,5 дюйма). Бурение через НКТ бо́льших диаметров (4,5 и 5 дюймов) эффективнее из-за лучших условий работы гибкой трубы и скорости очистки ствола.
Глубина бурения непрерывной трубой зависит от мощности колтюбинговой установки. Известен опыт бурения двух скважин глубиной 4700 и 4800 м.
С учетом ограничений, обусловленных длиной компоновки низа бурильной колонны (КНБК), возможна проходка скважин с коротким радиусом набора кривизны (90° на 30 м).
При бурении через колонну НКТ оборудование для ввода гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ) в скважину и превенторы монтируют на буферном фланце фонтанной арматуры.
Если буровые работы производят через обсадную колонну, фонтанную арматуру снимают и колтюбинговое оборудование устанавливают на колонный фланец.
Сборка КНБК и операции по вводу ее в скважину подробно описаны в статье: «КНБК колтюбинга».
Превенторы, используемые при колтюбинговом бурении принципиально не отличаются от обычных. В зависимости от скважинных условий блок противовыбросового оборудования (ПВО) может состоять из одного, двух, трех или четырех превенторов.
О превенторах читаем статью: «Превентор».
Для герметизации традиционной вращающейся составной бурильной колонны при использовании закрытой циркуляционной системы служит роторный устьевой герметизатор (РУГ).
А уплотнительным устройством для гибкой трубы при ее спуске и подъеме из скважины является герметизатор. Он устанавливается сразу под инжекторным механизмом и состоит из полукруглых полиуретановых стрипперов или обтираторов.
Стрипперы помещаются в цилиндрический корпус, который закрывается крышкой. Существует три основных типа герметизаторов:
- стандартное уплотнительное устройство;
- устройство с боковым люком;
- радиальное устройство.
Во всех конструкциях герметизация трубы производится с помощью гидропривода. Поршень стандартного устройства давит на стрипперы снизу вверх. Стрипперы деформируются и плотно обжимают трубу.
В радиальном герметизаторе стрипперы прижимаются к трубе двумя поршнями с обеих сторон.
Понятно, что стрипперы истираются и их приходится периодически менять. В этом отношении наиболее удобной является конструкция с боковым люком. Для замены вставок не нужно демонтировать и разбирать устройство.
После ввода КНБК в скважину и соединения ее с гибкой трубой на превенторный блок устанавливают инжектор с герметизатором. Инжектор проталкивает гибкую трубу в скважину. Конструкция его описана в статье: «Колтюбинг».
Далее описана технология колтюбингового бурения на одном из реализованных проектов по зарезке боковых горизонтальных стволов малого диаметра.
Бурение бокового горизонтального ствола выполнялось в уже имеющейся вертикальной скважине.
После прорезки бокового окна в эксплуатационной колонне фрезером-райбером бурение производилось забойным двигателем. Направление ствола выдерживалось с помощью управляемого отклонителя.
Гибкая безмуфтовая труба колтюбинговой установки диаметром 73 мм имела встроенный семижильный каротажный кабель для передачи показаний с забойной телеметрической системы. Телеметрия контролировала зенитный и азимутальный углы отклонителя, давление в трубе и в затрубье, нагрузку на долото. Выполнялся гамма–каротаж.
Бурение осуществлялось с применением закрытой, герметизированной системы циркуляции (ГСЦ). Использовалось несколько типов промывочных жидкостей, в том числе раствор на нефтяной основе, газированный азотом.
Забойное давление регулировалось изменением избыточного давления на устье и плотностью раствора, которая менялась концентрацией азота.
Бурением управляли два специалиста: оператор колтюбинговой установки и оператор режима бурения.
Оператор колтюбинговой установки в кабине управления получал на монитор информацию о положении долота относительно продуктивного горизонта и управляя отклонителем, корректировал траекторию ствола скважины.
Оператор по режиму бурения контролировал параметры циркулирующего бурового раствора и обеспечивал заданный уровень депрессии. Он размещался в отдельной кабине, где принимал на компьютер данные со всех датчиков ГСЦ и координировал режим проходки.
Таким образом, контроль работ осуществлялся дистанционно и не было необходимости в присутствия буровиков на устье скважины, за исключением времени сборки забойной компоновки.
ГСЦ обеспечивает безопасное обращение с рабочими и пластовыми жидкостями. Это особенно важно при разбуривании месторождений, содержащих сероводород
Устройство закрытой циркуляционной системы описано в статье: «ГСЦ».