Предлагаемая технология (перфобур) предназначена для глубокой перфорации продуктивного интервала при заканчивании строительства скважин или их капитальном ремонте, данная технология и техника позволят восстановить для эксплуатации многие тысячи простаивающих скважин, увеличить дебит и межремонтные сроки их эксплуатации, нефтеотдачу пластов, сделать направленными гидроразрывы, оптимизировать сетку разбуривания месторождений. Технология включает удаление части обсадной колонны (на первом этапе внедрения), расширение основного ствола, закачивание изолирующего гелеобразующего состава, создание цементной пробки, разбуривание в ней вспомогательного ствола и бурение в нем спиралеобразных каналов (диаметром 50 мм) глубиной от 5 до 40 метров (рисунок 1), с использованием специальных жидкостей и специальный компоновок для ориентируемого бурения.
Рисунок 1
.jpg)
Рисунок 2 – Конструктивная схема перфобура ПБ50-10-140
Известные способы перфорации обеспечивают глубину каналов: 90-120 мм при сверлящей; 400-600 мм при кумулятивной и гидропескоструйной перфорациях, а предлагаемым перфобуром – от 5000 до 40000 мм.
В компоновку перфобура включен инклинометрический регистратор положения КНБК (рисунок 3), автономного принципа действия (разработчик НПФ ВНИИГИС – 3ТС).
.jpg)
Рисунок 3
На перфобур разработан технический проект с рабочей чертежной документацией. Работоспособность отдельных узлов перфобура апробированы на других технологиях (в КНБК колтюбингового комплекса КМ4001 при опытном бурении горизонтальных скважин) и лабораторном стенде (рисунок 4).
.jpg)
Рисунок 4
Так как предлагаемая технология позволит создавать перфорационные каналы в 20-30 раз большей длинны, чем любой из существующих методов перфорации, то, естественно, увеличивается и площадь поверхности зоны фильтрации, что приведет к повышению среднесуточного дебита. Это позволит эксплуатировать скважины в «щадящем» режиме при более высоком коэффициенте их продуктивности. Тем самым, заметно снизятся пескопроявления, темпы образования «воронок» нефтеводяных контактов и технологических отложений в ПЗП и колонне насосно-компрессорных труб. Вследствие этого сократятся затраты времени и материалов на вызов притока нефти из пласта, ремонт скважин и будет получен доход от дополнительно добытой нефти.
При выборе параметров устройства для создания осевой нагрузки на долото были оценены потери на трение в перфорационном канале. Для чего проводились соответствующие расчеты потерь на трение бурильной колонны (совместно с Ляговым И.А. – ст. гр. МП-06-02 УГНТУ) на участках набора кривизны различного радиуса и на наклонных слабоискривленных участках перфорационного канала различной протяженности. Профиль перфорационного канала схематично представлен на рисунке 5.
Коэффициент трения (сопротивления движению) в случае поступательного движения колонны в стволе скважины принимался μ =0,24…0,7 (для поверхности горной породы, смоченной водой).
Потери осевой нагрузки на наклонных слабоискривленных участках канала соответствуют величине [2]:
ΔРН = q Lн μ sinα, (1)
где Lн– длина наклонного слабоискривленного участка перфорационного канала; q – удельный вес гибкой трубы; α– зенитный угол скважины.
.jpg)
Рисунок 5 - Схема к расчету потерь осевой нагрузки на трение
.jpg)
Потери осевой нагрузки на трение на участках набора зенит¬ного угла определены по формуле [2]:
.gif)
(2)
где - осевая нагрузка на верхнем конце участка набора кривизны, Н; - радиус набора кривизны, м; α0 и α – зенитные углы на верхнем и нижнем концах рассмат¬риваемого участка ствола скважины соответственно.
Осевая нагрузка на верхнем участке набора кривизны определена из выражения [2]:
(3)
- осевая нагрузка в конце участка набора кривизны, Н; φ = | α – α0| – угол охвата;
В таблице 2 представлены результаты расчета потерь осевой нагрузки на трение на участке набора кривизны при различных его радиусах и при длине наклонного слабоискривленного участка 30 метров.
.jpg)
При выборе компоновки долото – винтовой забойный двигатель - КНБК были произведены расчеты, подтверждающие ее работоспособность в перфорационном канале длиной до 50м без гидронагружателя и длиной до 80м с гидронагружателем. Рассмотрим перфорационную компоновку в наклонно-прямолинейном стволе скважины (рисунок 6).
Рисунок 6 – Схема действия сил на перфорационную компоновку в наклонном стволе скважины
Дифференциальное уравнение изогнутой оси перфорационной КНБК с забойным двигателем будет иметь вид:
(4)
где P – осевая нагрузка на долото, до Р=6000Н (для двигателя Д43); Q – отклоняющая сила; E•1 – изгибная жесткость турбобура (определялась экспериментально); q1 – поперечная составляющая от собственного веса единицы длины КНБК и винтового двигателя: q1 = qВ •sinα, где qВ – вес единицы длины КНБК винтового двигателя в промывочной жидкости; α – зенитный угол скважины; Rk – реакция стенки скважины. Решение уравнения (4) находится в виде: 
(5)
где C1 и C2 постоянные интегрирования;
Выбраны следующие граничные условия [1]:
при x=0, y=0,
, 
; при x=lk, y=r, 
, 
где lk – расстояние от долота до точки касания винтового двигателя стенки скважины.
Подставляя граничные условия в выражение (4), получим систему уравнений:
(6)
Решая систему относительно Q, С1 и С2, получим
(7)
(8)
(9)
Формула (7) устанавливает взаимосвязь составляющей реакции забоя, перпендикулярной оси скважины, кажущегося радиуса, жесткости и единицы длины колонны. Из выражения (4) при 
и x=l , получается формула 
(10)Уравнение (10) использовалось для определения расстояния от долота до точки касания колонны со стенками скважины lk,решая данное уравнение относительно q, получим:
Полученное выражение устанавливает взаимосвязь зенитного угла перфорационного канала и расстояния до точки касания перфорационной компоновки со стенкой канала.
В результате расчетов получены кривые изгибающих моментов, действующих на перфорационную компоновку, которые показали на их соизмеримость с крутящим моментом двигателя, исходя из чего подбиралось оборудование КНБК (рисунок 7).
Ряд 1 - α=30º, ряд 2 - α=40º, ряд 3 - α=50º, ряд 4 - α=60º, ряд 5 - α=70º Рисунок 7 – Значения изгибающих моментов, действующих на винтовой двигатель При бурении данных перфорационных каналов возможно засорение и закупоривание ранее пробуренных каналов и пор пласта вымывающимся шламом. Для решения данной задачи проведены опыты (совместно с Кравченко А.Н. – ст. гр. ГБ-03-01 УГНТУ) по использованию боиполимерных гелей, разработанных коллективом кафедры бурения УГНТУ. Продавка которых в каналы в конце перфорации позволит предотвратить попадание шлама из других бурящихся каналов. Данные гели теряют свою структуру через заданный интервал времени и позволяют беспрепятственно вызывать приток флюида из скважины. На рисунке 8 представлены полученные зависимости изменения коэффициента стабильности Кс во времени при температуре 80 С для различных составов гелей.
Рисунок 8 Для перфорационной КНБК на основе имеющихся разработок кафедры НГПО УГНТУ подобраны калибраторы (рисунок 9) с элементами виброизоляции, в том числе калибратор с изменяемой величиной наружного диаметра (рисунок 10); а также другие элементы КНБК (плавающие центраторы, демпферы и регуляторы азимута).
Рисунок 9
Рисунок 10
- увеличение существующего дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет увеличения площади эффективной зоны фильтрации и вскрытия высокопроницаемых прослоев продуктивного пласта, характеризующегося значительной послойной и зональной неоднородностью;
- снижение обводненности нефти за счет уменьшения депрессии на пласт при добыче и как следствие подтягивания в приствольную зону продуктивного пласта (ПЗП) минерализованной воды;
- уменьшение давления закачивания жидкости в системе поддержания пластового давления в нагнетательных скважинах за счет увеличения площади зоны фильтрации;
- увеличение межремонтного периода эксплуатации скважин за счет снижения темпа и времени ухудшения коллекторских свойств ПЗП, в которой будет создана по разрабатываемой технологии большая площадь зоны фильтрации.
Кроме того, предлагаемая технология может обеспечить замену зачастую приводящих к нарушению герметичности крепи обсадных колонн, полному обводнению ПЗП скважин, и дорогостоящих (3-10 млн. рублей) гидроразрывов пластов, позволит увеличить нефтеотдачу пластов за счет оптимизации сетки разбуривания месторождений, а также сделать направленными гидроразрывы.
Экономический расчет стоимости НИОКР произведен на основании экспертных оценок [4, 5] по формуле:
Ср = П *K’1*К’3 * К’4 + Сдок,, (11)
где П – суммарная годовая прибыль от разрабатываемого объекта при его использовании, руб.;
К’1 – коэффициент достигнутого результата;
К’3 – коэффициент сложности решенной технической задачи;
К’4 – коэффициент новизны;
Сдок – стоимость технической документации, руб.
Суммарная прибыль от использования разработанного объекта определяется по формуле:
П = {ПГ1 * [(m +1)/2] + ПГ2 - Сд.з.} * n * m, (12)
где ПГ1, ПГ2 – годовые экономические эффекты от применения разработанного объекта на одной скважине соответственно за счет повышения ее дебита и сокращения затрат материалов, времени на вызов притока нефти из пласта после ремонта, увеличения межремонтного периода эксплуатации, руб.;
n – количество перфорированных по разработанной технологии скважин (5 скважин), с авторским сопровождением, включенным в стоимость договорной цены НИОКР;
m – срок использования разработанной технологии в течение периода безремонтной эксплуатации первой скважины , лет;
Сд.з. – сумма годовых дополнительных затрат на одной скважине с учетом периодичности ремонта с применением глубокой перфорации, руб.
Повышение суточного дебита нефти в результате применения разработанного объекта составляет наиболее существенную долю в величине годового экономического эффекта.
По существующей технологии завершения бурения основного ствола в продуктивном пласте при промывке буровым раствором и цементировании технической или эксплуатационной колонны на пласт действует избыточное давление от 3 до 12 МПа, вызывающее загрязнение ПЗП на глубину 0,01…0,03 м твердой фазой и 0,5…2 м фильтратами бурового и цементного растворов. Вследствие этого заметно ухудшаются коллекторские свойства ПЗП. В зоне проникновения твердой фазы проницаемость породы снижается в 6…10 раз, в зоне проникновения фильтратов растворов в 1,2…1,4 раза. При применении кумулятивной перфорации происходит существенное уплотнение в перфорационных каналах продуктивной породы, что снижает проницаемость их стенок в 1,5…2 раза и, как следствие, эффективную площадь поверхности зоны фильтрации.
Так как эффективная площадь поверхности зоны фильтрации стволов глубоких перфорационных каналов больше, чем каналов, образованных кумулятивной перфорацией, в 20…30 раз возможно существенное наращивание среднесуточных дебитов скважин, что позволит эксплуатировать скважины в «щадящем» режиме при более высоком коэффициенте их продуктивности. Тем самым, заметно снизятся пескопроявления, темпы образования «воронок» нефтеводяных контактов и технологических отложений в ПЗП и колонне насосно-компрессорных труб. Вследствие этого сократятся затраты времени и материалов на вызов притока нефти из пласта, ремонт скважин и получен доход от дополнительно добытой нефти.
Пример расчета коэффициентов продуктивности при использовании разработанной технологии глубокой перфорации и наиболее широко применяемой в промышленности кумулятивной перфорации произведен по формуле [6]:
k = Q/(Pпл. – Рзаб.), (13)
где Q – суточный дебит скважины, т/сут.;
Pпл. – пластовое давление, МПа;
Рзаб. – забойное давление при насосной добыче нефти, МПа.
Исходные и расчетные данные:
- мощность продуктивного пласта, м 4
- количество перфорационных каналов:
* при использовании разработанной технологии 16
* при кумулятивной перфорации 80
- средняя длина каналов, м:
* при использовании разработанной технологии 12
* при кумулятивной перфорации 0,4
- диаметр каналов, м:
* при использовании разработанной технологии 0,05
* при кумулятивной перфорации 0,015
- площадь зоны фильтрации, м2:
* при использовании разработанной технологии 30
* при кумулятивной перфорации 1,5
- суточный дебит скважины, т/сут.:
* при использовании разработанной технологии 20
* при кумулятивной перфорации 4
- депрессия на продуктивный пласт при насосной добыче, МПа:
* при использовании разработанной технологии 1,25
* при кумулятивной перфорации 5
- коэффициент продуктивности, т/сут.. МПа:
* при использовании разработанной технологии 16
* при кумулятивной перфорации 0,8
Годовой экономический эффект от применения разработанного объекта на одной скважине за счет повышения ее дебита составит
ПГ1 =
(14) где Q1 – суточный дебит скважины, где применяется разработанная технология глубокой перфорации, т/сут.;Q2 – cуточный дебит скважины до применения разработанной технологии, т/сут.;
Цн – цена одной тонны нефти, 5 200,00 руб. (принята ориентировочно);
КВМСБ – коэффициент, учитывающий отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы;
КНДС – коэффициент, учитывающий налог на добавленную стоимость.
ПГ1 =
Годовой экономический эффект от применения разработанной объекта на одной скважине за счет сокращения затрат материалов, времени на вызов притока нефти из пласта после ремонта, увеличения межремонтного периода эксплуатации будет равен ПГ2 = Сосв.+ См+ Срем.+ Сд.пр., (15)
где Сосв – годовой экономический эффект от сокращения затрат времени при проведении ремонта по разработанной технологии на вызов притока нефти из пласта одной скважины, руб.
Сосв = Цн.ч.* kп.р. * (Т2 –Т1/ kрем), (16)
где Цн.ч. – стоимость одного часа бригады по капитальному ремонту скважин, руб.;
kп.р. – коэффициент, учитывающий периодичность (в среднем один раз через два года) проведения ремонта кумулятивно перфорированной скважины по восстановлению коллекторских свойств ПЗП;
kрем – коэффициент, учитывающий увеличение межремонтного периода при использовании разработанной технологии глубокой перфорации (принимаем равным 2 при увеличении межремонтного периода в два раза);
Т2,, Т1 – продолжительность процесса вызова притока нефти из пласта в течение одного ремонта соответственно по существующему и разработанной вариантах технологии перфорации, ч.
Сосв = 6500 * 0,5 * (24 – 16/2) = 52 000 руб.
См – годовой экономический эффект от сокращения затрат на материалы (химреагенты) на проведение ремонта по восстановлению коллекторских свойств ПЗП за счет увеличения межремонтного периода эксплуатации одной скважины, руб.
См = Цм* mм * kп.р.* (1 – 1/ kрем), (17)
где Цм – средняя стоимость одной тонны реагента, руб.;
mхим – средняя масса расходуемого реагента на одну скважину, т.
См = 18000 * 8 * 0,5 * (1 – 1/2) = 36 000 руб.
Срем – годовой экономический эффект от сокращения расходов времени на проведение ремонта по восстановлению коллекторских свойств ПЗП за счет увеличения межремонтного периода эксплуатации одной скважины, руб.
Срем =Цн.ч. * Трем. * kп.р*(1 – 1/ kрем), (18)
где Трем. – средняя продолжительность ремонта скважины, ч;
Срем = 6500 * 62 * 0,5 * (1 – 1/2) = 100 750 руб.
Сд.пр. – стоимость дополнительно добытой нефти за счет сокращения времени на вызов ее притока из пласта и увеличения межремонтного периода эксплуатации, руб.
Сд.пр. =
(19)
Сд.пр. =
Итак, годовой экономический эффект от применения разработанной технологии глубокой перфорации на одной скважине за счет сокращения затрат материалов, времени на вызов притока нефти из пласта после ремонта, увеличения межремонтного периода эксплуатации составит
ПГ2 = 52 000 + 36 000 + 100 750 + 78 454 = 267 204 руб.
Дополнительные затраты на проведение глубокой перфорации включают в себя:
- посекционную сборку и разборку устройства для глубокой перфорации на устье скважины;
- спуски и подъемы устройства, в том числе и для смены долота;
- бурение стволов перфорационных каналов.
Сумма годовых дополнительных затрат на одной скважине с учетом периодичности ремонта с применением глубокой перфорации один раз в четыре года составит
Сд.з. = Цн.ч. * Тд.о* kп.р / kрем.+ Сз.об,./ n + Сс.у.+ Са.об./n , (20)
где Сз.об. – сумма годовых затрат на обслуживание, восстановление и хранение одного комплекта техники для глубокой перфорации, руб.;
Сс.у. – сумма затрат на замену сменных узлов и долот на проведение ремонта на одной скважине, руб.;
Са.об. – затраты на амортизацию разрабатываемого оборудования, руб.;
Тд.о. – продолжительность проведения дополнительных работ в течение одного ремонта на одной скважине, ч.
Тд.о.= ТСПО * nСПО + Тб.к.* nп.к.+ Тсб.р., (21)
где ТСПО – средняя продолжительность одной спускоподъемной операции, ч.;
nСПО – среднее количество спускоподъемных операций при одном ремонте с применением глубокой перфорации;
nп.к. – общее количество стволов перфорационных каналов в скважине (16 каналов);
Тсб.р. – продолжительность посекционной сборки и разборки устройства для глубокой перфорации, ч.
Тб.к. – продолжительность бурения ствола одного перфорационного канала, ч.
Тб.к = Lк/Vб, (22)
где Lк – длина ствола перфорационного канала, м;
Vб – механическая скорость бурения ствола, м/ч.
Тб.к = 12/3 = 4 ч.
Отсюда,
Тд.о.= 6 * 5 + 4 * 16 + 3 = 97 ч.;
Сд.з.= 6500 * 97 * 0,5/2 + 86200/5 + 22000 + 680000/5 = 332 855 руб.
Годовая прибыль от проведения глубокой перфорации на одной скважине составит
ПГ = ПГ1 + ПГ2 - Сд.з., руб. (23)
ПГ = 22 434 515 + 267 204 – 332 855 = 22 368 859 руб.
Суммарная годовая прибыль от проведения глубокой перфорации на n скважинах составит
ПГ = ПГ * n., (24)
Годовая прибыль от проведения глубокой перфорации на 5 скважинах будет равняться
ПГ = 22 368 859 * 5 = 111 844 250 руб.
Суммарная прибыль по всем скважинам за средний срок безремонтной эксплуатации первой опытной скважины (четыре года), отремонтированной с использованием разрабатанной технологии глубокой перфорации, будет определена по формуле (12) и равна
П = {22 434 515 * [(5 + 1)/2] + 267 204 – 332 855} * 5 * 4 = 1 344 757 880 руб.
Технология глубокой перфорации и устройство для ее осуществления, созданные на основе патентов РФ № 2213195, № 2213197, №2124125, №2147699 и №2284402, позволят получить технические объекты, обладающие более высокими основными техническими характеристиками, чем аналогичные известные виды технологии перфорации, поэтому по п. 5 приложения 1 [4] К’1 равным 0,8.
Объект НИОКР направлен на изменение основного технологического процесса вторичного вскрытия продуктивного пласта, поэтому коэффициент сложности технической задачи по п. 5 приложения 2 [4] К’3 установлен равным 0,5.
В результате сопоставления признаков указанных выше изобретений с прототипными решениями установлено, что последние совпадают с данными изобретениями по небольшому числу основных признаков, поэтому коэффициент новизны К’4 по п. 5 приложения 3 [4] принимается равным 0,6.
Из [5] принимаем стоимость конструкторской и технической документации Сдок принимаем равным 2% от Ср , рассчитываемой по формуле (11).
Отсюда,
Ср = ПГ *K’1*К’ 3 * К’ 4 * 1,02 руб. (25)
Расчетная цена НИОКР составит
Ср = 111 844 250 * 0,8 * 0,5 * 0,6 * 1,02 = 27 379 472 руб.
Договорная цена НИОКР принимается равной
Сд. = 10 000 000 руб.
Таким образом, затраты на проведение данной НИОКР гарантировано окупятся в течение года эксплуатации одной скважины с принятыми в расчетах параметрами до и после глубокой перфорации ПЗП.
Библиографические ссылки:
1. Работа бурильной колонны в скважине/ Султанов Б. З., Ишемгужин Е. И., Шаммасов Н. Х., Сорокин В. Н. - М.: Недра,1973. - 216 с.
2. Технология строительства скважин с боковыми стволами/ Р.М. Гилязов, Г.С.Рамазанов, Р.А.Янтурин. - Уфа: Монография, 2002.-290 с.: ил.
3. Технология и технические средства улучшения гидродинамической связи скважины с пластом/ Шамов Н. А., Лягов А.В., Зинатуллина Э.Я. и др. – Нефтегазовое дело: Научно-технический журнал №4, 2006. – с. 317-327.
4. Громберг Г.В., Хин В.Ю., Лынник Н.В. Рекомендации по определению стоимости объектов промышленной собственности. Издание 2-е. – М.: Российское агентство по патентам и товарным знакам, 1998. – 23с.
5. Оценка стоимости объектов промышленной и другой интеллектуальной собственности, расчет размера уставного капитала, образуемого объектами нематериальных активов. Методические рекомендации. – М.: АО “ВНИИЭТЕС”, 1993. – 39с.
6. Амиров А.Д. и др. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1975. – с.91-93.
Автор: Калинин О. А. – студент гр. МП-03-02, Научные руководители – д.т.н. Лягов А. В., к.т.н. Шамов Н. А., г. Уфа, Уфимский государственный нефтяной технический университет
