Tethys Petroleum: Опыт применения технологии радиального бурения: Северный Уртабулак

Методы повышения нефтеотдачи на зрелом месторождении в Республике Узбекистан

Эффективность технологии радиального бурения уже давно считается спорным вопросом в отрасли. В атмосфере этих противоречий, Tethys Petroleum Limited в 2010 году начала кампанию по внедрению технологии радиального бурения с целью повышения нефтеотдачи на месторождении в поздней стадии разработки в Республике Узбекистан. Для Узбекистана это первый опыт использования данной технологии радиального бурения.

Компания Tethys Petroleum Limited занимается разведкой и добычей нефти и газа. В настоящее время в центре внимания компании — Центральная Азия и принадлежащие Tethys Petroleum проекты в Казахстане, Таджикистане и Узбекистане. Это единственная независимая компания. которая работает во всех этих трех республиках.

Нефтяное месторождение Северный Уртабулак находится на юге Узбекистана и было открыто в 1972 году с геологическими запасами нефти приблизительно 124.2 миллиона баррелей. На сегодняшний день, на структуре пробурено 119 скважин, и остаточные запасы по оценкам специалистов составляют 7.3 миллиона баррелей. Месторождение представляет собой карбонатную рифовую структуру Юрского возраста, со средней мощностью пласта около 320 метров.

В марте 2010 года, Tethys Petroleum Limited, через свое дочернее предприятие Tethys Production Узбекистан, приобрела права подрядчика по Договору об увеличении добычи на Северном Уртабулаке, согласно которому подрядчик обязуется внедрить новые технологии и методики повышения добычи жидких углеводородов на месторождении Северный Уртабулак. В свою очередь, подрядчик получает право на получение своей доли увеличенной (приращенной) добычи. Модель пласта Северного Уртабулака, созданная Tethys Petroleum при помощи программного обеспечения Petrel/Eclipse в 2010 году, показала присутствие значительных запасов  оставшейся нефти, большая часть которых оказалась“защемленной” между существующими скважинами. Ситуацию осложняли многочисленные повреждения призабойной зоны скважин и истощенное на данный момент давление пласта на месторождении Северный Уртабулак.

В таких условиях требовалось найти решение, при котором оставшиеся запасы нефти могли быть  извлечены наиболее рентабельным способом. Tethys Petroleum и ее предшественники по договору о повышении нефтеотдачи совместно с государственной нефтяной компанией Узбекнефтегаз ранее уже использовали технологии горизонтального бурения и зарезки боковых стволов с целью извлечения дополнительных запасов нефти. Тем не менее, эти капиталоемкие и довольно рискованные методы были признаны экономически неэффективными в условиях месторождения Северный Уртабулак, учитывая его истощенность. Также на месторождении предпринимались попытки стимулирования притока нефти при помощи кислотной обработки, но результаты показали, что стимулирующий раствор распространялся по пути наименьшего сопротивления, то есть устойчиво по нижележащим продуктивным зонам пласта. Учитывая вышесказанное, ожидалось, что радиальное бурение позволит компании Tethys более эффективно и точно получить доступ к защемленной нефти и/или к тем углеводородам, которые ранее были недосягаемы.

Основной областью использования радиального бурения до сегодняшнего дня были малодебитные и истощенные месторождения с низкой производительностью и неглубокими (менее 2750 м) скважинами. В радиальном бурении эффективно используется модифицированная технология гибкого НКТ для бурения боковых стволов диаметром 50 мм и протяженностью до 100 м от основного ствола. Основная цель этого метода заключается в улучшении производительности основной скважины за счет бурения радиальных стволов за пределы поврежденной призабойной зоны и обеспечении доступа к недренируемым участкам пласта. В настоящее время эта технология применяется только в вертикальных или почти вертикальных скважинах, хотя продолжаются исследования по доработке этой технологии для использования в наклонных и горизонтальных скважинах. Решения, по выбору скважин-кандидатов, принимаются совместно оператором и подрядчиком по радиальному бурению, в основном, в зависимости от механического состояния скважины и ее производственного потенциала.

При выборе скважин-кандидатов для радиального бурения, принимаются в расчет следующие ключевые моменты:

Механические параметры
»     Размер колонны: существующее на сегодня оборудование для радиального бурения позволяет работать в колоннах наружным диаметром 5-1/2 дюйма и выше. Оборудование также позволяет работать в открытых стволах номинальным диаметром 4-1/2 дюйма или выше.

»     Несколько обсадных колонн: существующая система радиального бурения позволяет вырезать окна только в одной колонне. Фрезеровка через несколько обсадных колонн невозможна, учитывая существующую систему фрезеровки.

»     Марка колонн: долота из карбида вольфрама, используемые для фрезеровки окон в колонне могут быть использованы только в обсадных колоннах марки N-80 (категория “Д” в российской классификации) или ниже.

»     Толщина стенки колонны: при нынешней конструкции, возможна фрезеровка колонны с максимальной толщиной 10 мм.

»     Цемент за колонной: для успешной фрезеровки окна в колонне оборудованием радиального бурения необходимо хорошее сцепление цемента между колонной и породой. При слабой цементации могут возникать сложности или сбои при гидравлической промывке. Качество цементажа обычно оценивается используя АКЦ.

»     Наклон скважины: поскольку радиальное бурение использует эффект гравитации, уклон скважины не должен превышать 60 градусов от вертикали.

»     Глубина скважины: существующая система способна работать при максимальной глубине скважины 3000 метров.

»     Шурф в скважине: для осаждения вымытого шлама под отклонителем необходим шурф глубиной 10 м.

»     Температура на забое скважины: не должна превышать 120°С.

»     Давление на забое скважины: не должно превышать 6500 psi (фунтов на кв.дюйм).

Пластовые и геологические параметры
» Наклонные пласты: пласты с большим углом падения, в целом, не подходят для радиального бурения, особенно те, где наблюдается разная пористость между близлежащими пластами.

» Несогласные напластования: фациальные изменения, выклинивания и несогласные напластования обычно приводят к задержкам или полной остановке процесса промывки.

» Минерализация: известковая или кремниевая минерализация в карбонатах и песках может быть причиной нулевой пористости, что делает скважину неподходящей для радиального бурения.

» Кавернозные и пористые формирования: поскольку проникновение гидромониторной системы требует определенных границ, кавернозные и пористые формирования в целом не подходят для радиального бурения.

» Рыхлые пласты: промывка рыхлых пластов в целом приводит к вымыванию пород, что препятствует продвижению промывочной компоновки.

» Эвапориты: соли, гипс и ангидриты в целом не поддаются проникновению гидромониторной струей.

Для месторождения Северный Уртабулак, керновые пробы пластовых пород были отправлены в лабораторию Систем Радиального Бурения (RDS) для экспериментальных испытаний. На самом месторождении были использованы агрегат с гибким НКТ компании RDS в сочетании со станком по капремонту скважин XJ-450, взятой на подряд компанией Tethys.

После выбора подходящих скважин, радиальное бурение происходит следующим образом:
1.     Глушение скважины. Монтаж установки для капремонта скважины. Подъем труб.

2.     Спуск в скважину скребка и шаблона для обсадных труб.

3.     Присоединение отклонителя к НКТ и спуск на необходимую глубину.

4.     Ориентирование отклонителя (при необходимости).

5.     Монтаж гибкого НКТ и стояка (гусака).

6.     Спуск фреза и фрезеровка отверстия в колонне.

7.     Спуск в скважину компоновки с насадкой присоединенной к 100 метровому гибкому шлангу и гибкому НКТ.

8.     Бурение ствола диаметром 50 мм и протяженностью до 100 м.

9.     Поворот отклонителя на 90 градусов.

10.     Повтор шагов 6-9 до завершения бурения всех 4-х стволов.

11.     Подъем отклонителя до второго уровня (если необходимо).

Эта процедура может повторяться при бурении на любом необходимом количестве уровней.

В процессе радиального бурения по гибким НКТ циркулирует фильтрованная (<10 микрон) вода, а перфорация достигается за счет выброса воды через сопла под высоким давлением, соответствующим прочности на сжатие пород пласта. Сдерживание струи гибкой НКТ и контроль на поверхности  позволяют поддерживать постоянное напряжение гибкого шланга в радиальном стволе. Это натяжение, вместе с точкой выхода из колонны даёт возможность образованию только прямой линии при выходе из колонны при условии сохранения этого натяжения. В карбонатных (и карбонатно-сцементированных) пластах, после бурения боковых стволов может использоваться кислотная промывка 10% раствором соляной кислоты. В среднем, на бурение каждого 100м бокового ствола потребовалось менее 2-х часов на Северном Уртабулаке.

Всего для радиального бурения на Северном Уртабулаке было выбрано пять скважин, представляющих из себя обсаженные и необсаженные, находящиеся в разных частях месторождения. Все скважины были вертикальные или почти вертикальные. На четырех скважинах-кандидатах были предприняты попытки бурения четырех боковых стволов на одном уровне, а на скважине NU-116 – по четыре боковых ствола на двух уровнях. За исключением скважины NU-44, где удалось пробурить лишь два боковых ствола, на всех остальных скважинах бурение оказалось успешным и были пробурены боковые стволы длинной около 100м на всех планируемых уровнях. Все боковые стволы были обработаны 10% раствором соляной кислоты сразу после бурения. Результаты радиального бурения на месторождении Северный Уртабулак показаны на следующей сводной диаграмме.

NU-87 – с боковым открытым стволом, расположенная чуть южнее центра месторождения. Всего пробурено четыре радиальных ствола, каждый длинной 98 метров, на глубине 2450.9 м. Дебит скважины увеличился с 56.6 баррелей нефти в сутки (бнс) перед радиальным бурением до 69.8 бнс после него. Таким образом, добыча увеличилась на 13.2 бнс (23%).

NU-79 – вертикальная скважина, расположенная чуть к северу от центра месторождения и единственная обсаженная скважина, на которой проводилось радиальное бурение. Всего пробурено 4 боковых ствола, каждый длинной 100 м.

В связи с возникшими при бурении этих стволов сложностями, два из них были пробурены на глубине 2436.7 м, а два других на глубине 2476 м. Предполагается, что возникшие трудности были связаны с плохим качеством цементажа между обсадной колонной и породой. Дебит нефти на этой скважине вырос с 10.6 баррелей в сутки до 54 баррелей в сутки после радиального бурения. Таким образом увеличение составляет 43.4 баррелей в сутки (409%).

NU-92 – необсаженная скважина с зарезанным боковым стволом на востоке месторождения. Всего пробурено 4 боковых ствола, каждый длинной 100 м на глубине 2457 м. Дебит нефти на этой скважине возрос с 64.1 до 79.2 бнс после радиального бурения, что составляет увеличение производительности на 15.1 бнс (24%).

NU-44 — необсаженная скважина с зарезанным боковым стволом на северо-западе месторождения. При бурении радиальных стволов возникли серьезные трудности, предположительно связанные с тем, что скважина ранее подвергалась кислотной обработке. Данная кислотная обработка и  последующее увеличение диаметра ствола, скорее всего, и послужили причиной невозможности центровки отклонителя в скважине. Тем не менее, удалось зарезать два боковых ствола в этой скважине (один длинной 94 м и второй – 23 м) на глубине 2451.3 м. Не смотря на то, что удалось пробурить лишь два боковых ствола, дебит скважины увеличился с 50.9 до 94.9 бнс, т.е. на 44 бнс (86%).

NU-116 – недавно пробуренная вертикальная скважина на северо-западе месторождения. Эта скважина, по сути, никогда не добывала сколь-либо значимых объемов нефти, что, по общему мнению, связано с ее расположением в той части месторождения, где наблюдается исключительно низкая пористость и проницаемость пород. Предполагалось, что бурение боковых стволов в этой скважине, возможно, позволит выйти за пределы низкопроницаемых пород и обеспечит доступ к запасам более продуктивной части месторождения. Всего было зарезано по 4 боковых ствола на двух уровнях, каждый длинной 100 м. Не смотря на то, что в этой скважине было пробурено 8 боковых стволов, надежды не оправдались. Производительность скважины до радиального бурения составляла 1.25 бнс, после – 5 бнс.

В целом, радиальное бурение на Северном Уртабулаке можно считать довольно успешным. За возможным исключением скважины NU- 116 (по обоснованным причинам связанным с коллекторскими свойствами), все скважины, предполагаемые для этих экспериментальных испытаний, показали значительный рост производительности в результате радиального бурения. Следует, однако, заметить, что хотя производительность многих из этих скважин, где проводилось радиальное бурение, впоследствии упала, мы полагаем, что это случилось скорее вследствие общего падения пластового давления, нежели по причинам связанным с самим радиальным бурением.

Наиболее важным выводом экспериментальных испытаний радиального бурения на Северном Уртабулаке следует признать тот факт, что залогом успешного осуществления работ по радиальному бурению являются правильный выбор месторождения и скважин. К примеру, на этапе планирования наш подрядчик по радиальному бурению предупреждал нас о том, что технология радиального бурения наиболее эффективна на месторождениях, где пластовое давление составляет не ниже 70% от первичного. Конечно же, Северный Уртабулак не подходит под этот критерий, что, вероятно, и привело к тому, что дебит скважин на месторождении после подъема в результате радиального бурения не сохранился на этом же уровне. И, хотя Tethys Petroleum и была осведомлена об этом препятствии, компания предпочла доказать эффективность технологии своему партнеру Узбекнефтегаз, чтобы обеспечить доступ к другим проектам по реабилитации месторождений, как в Узбекистане, так и в других регионах.

Мы столкнулись с проблемами при бурении радиальных стволов только на тех скважинах, которые не соответствовали одному или нескольким критериям, описаным выше. В частности, на скважине NU-44, возникли трудности с увеличенным диаметром ствола в результате раннее проведенной кислотной обработки, что привело к невозможности центровки отклонителя в скважине. Схожим образом, возникли проблемы при зарезке радиальных стволов на скважине NU-79, в связи с плохим качеством цементажа между обсадной колонной и породой. Это еще раз подчеркивает важность и необходимость точного планирования и выбора скважин до начала радиального бурения.

В заключение хотелось бы добавить, что, не смотря на истощенность пластового давления на месторождении, испытания на Северном Уртабулаке несомненно доказали, что радиальное бурение может являться не только экономически эффективным методом, позволяющим увеличить производительность и обеспечить доступ к “защемленным” углеводородам, но и кратчайшим путем достижения данных целей. Этот метод позволяет добиться точного размещения боковых стволов и расширенного вскрытия пластовых пород по сравнению с традиционной перфорацией. Tethys Petroleum планирует внедрять и использовать эту технологию повсеместно на своих месторождениях, как в Узбекистане, так и на других проектах компании в Центральной Азии.

Биография автора
Стив Элиот занимает должность Менеджера по развитию проектов Tethys Petroleum Limited (часть группы компаний Tethys Petroleum). До перехода в Tethys, Стив работал в группе компаний Baker Hughes в течение 22 лет на проектах на Северном Море, в Африке и недавно – в Центральной Азии. Стив обладает обширными знаниями и опытом в области проведения буровых работ, а в последнее время и управления проектами, проведения и координации интегрированных сервисных контрактов.