Об этом корреспондент «СВ» расспросил заместителя директора ТПП «ЛУКОЙЛ-Севернефтегаз» по геологии и разработке Артура Абрамова.

ТРУБА НА КАТУШКЕ

– Сразу же хочу уточнить, что было бы в корне неверно рассматривать койлтюбинг лишь в качестве некого приложения к реализации программы ГРП или осуществлению каких-либо других операций, – подчеркнул собеседник. – Область его применения имеет самостоятельное значение, а в некоторых случаях пока просто не существует равноценной альтернативы этому высокотехнологичному способу, обеспечивающему вскрытие продуктивных пластов. Непосредственно с ним связано достижение целей, актуальных для нашего предприятия. Если говорить предметно, рассчитываем, что будет обеспечена нормализация работы некоторых забоев и получится вовлечь в работу все зоны (их может быть три, четыре или даже 12) горизонтальных участков скважин после ГРП.

Что же представляют собой койлтюбинговые технологии, о которых идет речь? В основе находится использование сплошных, без муфт и швов, колонн очень длинных труб, как правило, металлических. Их, словно нитку, наматывают на огромную катушку (чем и обусловлено название), они долговечны и выдерживают многократные спуски в недра и с подъемами обратно.

При этом, естественно, отпадает необходимость в таких хлопотных делах, как свинчивание и развинчивание резьбовых соединений, перевалка насосно-компрессорных труб на мостки и т. д. Экономится время, значительно сокращается объем ручного труда. Для людей на Крайнем Севере с его суровым климатом это особенно ценно.

НА «ЖИВОЙ» СКВАЖИНЕ

По словам Артура Абрамова, еще одним неоспоримым достоинством гибких труб является возможность безопасной работы на герметизированном устье «живой» скважины (без ее глушения), что исключает большинство факторов негативного воздействия на забой. Таким образом, можно плавно и поинтервально обрабатывать действующие скважины практически любой конструкции и профиля.

Помимо этого, койлтюбинг обладает и другими преимуществами по сравнению с традиционными технологиями. Перечень этих функций весьма широк.

– Скажем, за счет доставки азота на забой стимулируется приток из пласта, достигается эффект аэролифта, когда нефтесодержащая жидкость вслед за газом устремляется из недр к поверхности. Кроме того, при исследовании скважин появляется возможность переместить приборы в любую нужную точку для определения интервала поступления флюида, – приводит примеры Абрамов.

Значит, проще будет применять устройства, информирующие о режимах бурения, оперативно управлять процессом проводки скважин. В полной мере реализуется «эффект присутствия» оператора установки на забое.

Не зря же у специалистов, работающих над созданием и совершенствованием подобного оборудования, сформировалось устойчивое мнение, что нет таких операций или процессов при бурении и освоении скважин, где нельзя было бы внедрить койлтюбинг.

НА ГЛУБИНУ В 5 000 МЕТРОВ

Еще несколько лет назад диапазон применения койлтюбинга ограничивался глубинами до 3,5 тысячи метров, сегодня же появилась возможность уходить на глубины до пяти и больше километров.

– И это позволяет нам планировать работы с применением подобных технологий в следующем году на месторождениях имени Ю. Россихина и Восточно-Сарутаюском, а также на удаленных Северо-Сарембойском и Западно-Лекейягинском месторождениях, – проинформировал заместитель директора северного ТПП по геологии и разработке.

Несмотря на то, что по стоимости работ использование койлтюбинговых установок порой оказывается более затратным, чем применение обычных методов, экономические выгоды обуславливаются объемами нефти, которые добываются за счет разницы в сроках выполнения задач. Опять же, вместо двух, а то и трех недель скважину можно успеть отремонтировать всего за три дня.

Как отметил собеседник, одним из основных направлений станет разбуривание портов в многостадийной компоновке и освоение скважин от азотно-криогенного компрессора. Кстати, койлтюбинг дает возможность производить работы с использованием технологии азотированных (пенных) промывок и на пониженном гидродинамическом забойном давлении.

Подобные шаги подтвердили свою успешность на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», но на севере Тимано-Печоры такого еще не делалось.

С этой инновацией в ТПП «ЛУКОЙЛ-Севернефтегаз» сегодня связывают планы по обеспечению условий рациональной эксплуатации месторождений, достижению оптимальных режимов вскрытия, освоения и капитального ремонта скважин.