Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

к предыдущему году

Туймазинское

– девон

– карбон

– прочие

565,0

307,8

252,4

4,8

+0,1

+3,7

+3,6

+54,2

543,9

281,2

256,9

5,8

-3,7

-8,64

+1,78

+20,8

НГДУ 918,8 +1,4 914,1 -0,5

Таблица 11. Темпы отбора от остаточных запасов по основным объектам Туймазинского месторождения, %

Объект Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов

2002 год 2003 год
DІ 2,09 2,07
DІІ 1,43 1,2
Девонские отложения 2,06 1,45
С1bb 2,23 2,28
С1t 2,53 2,71
Прочие 0,28 12,6
Туймазинское месторождение 2,05 2,01

Отборы жидкости по Туймазинскому месторождению по сравнению с 2002 годом уменьшились на 663,371 тыс. тонн, по карбону Александровской площади уменьшились на 63,968 тыс. тонн, по карбону Туймазинской площади увеличились на 27,956 тыс. тонн, по прочим горизонтам увеличились на 2,630 тыс. тонн и по девонским пластам уменьшились на 569,730 тыс. тонн.

В целом по НГДУ «Туймазанефть» отбор жидкости уменьшился на 632,176 тыс. тонн.

С поддержанием пластового давления работают девять месторождений. Годовая закачка по всем месторождениям составила 6410,210 тыс. м3, в том числе по Туймазинскому месторождению – 5398,446 тыс. м3. Общая закачка уменьшилась по сравнению с 2002 годом на 378,210 тыс. м3.

Обеспечение отбора жидкости закачкой по девонским пластам составило 100,3%, по карбону Александровской площади – 136,1%, по карбону Туймазинской площади – 116,3%, по НГДУ обеспечение отбора закачкой воды составило 103,6%. Уменьшение пластового давления в зоне отбора по девонским пластам составило 0,04 МПа, по карбону Александровской увеличилось на 0,11 МПа, по карбону Туймазинской площади уменьшилось на 0,21 МПа.

Продуктивные объекты разработки Туймазинского месторождения в настоящее время находятся на заключительных стадиях, характеризующихся значительной выработкой запасов нефти, высокой обводненностью (90,1%), снижением годовой добычи нефти и воды, выводом скважин из эксплуатации.

На объектах за историю их разработки были внедрены все технологические рекомендации и решения. Текущие значения коэффициентов нефтеотдачи приближаются к проектным. В этих условиях традиционные способы поддержания уровня добычи нефти или его наращивания за счет совершенствования системы разработки себя исчерпали. Однако на месторождении имеются значительные запасы остаточной извлекаемой нефти. Вопросы извлечения этой нефти требуют своей проработки и решения. Одним из методов эффективного извлечения остаточных запасов на Туймазинском месторождении является метод зарезки и бурения боковых стволов скважин.

Разработка Туймазинского месторождения на завершающей стадии ведется с ежегодным отключением и выводом добывающих и нагнетательных скважин из эксплуатации. Вывод скважин из эксплуатации связан с выработкой запасов нефти в зоне дренирования скважин, обводнением продукции, в результате чего добыча нефти становится нерентабельной, по техническим причинам. В тоже время ввод новых скважин из эксплуатационного бурения незначителен.

На Туймазинском месторождении значителен фонд наблюдательных, пьезометрических, ожидающих ликвидации, нерентабельных скважин. Эти скважины при подтверждении наличия остаточных запасов на участке их расположения потенциально могут быть использованы для извлечения остаточных запасов нефти методом бурения боковых стволов, что позволит сократить затраты на бурение, освоение и обустройство скважин и использовать сложившуюся инфраструктуру месторождения.


2.3 Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов


За последние годы по ООО НГДУ «Туймазанефть» применялись различные методы увеличения нефтеотдачи. Причем, применение их зависит от многих факторов: геологического строения месторождения на поздней стадии эксплуатации, свойств коллектора и т.д. Рассмотрим наиболее современные и распространенные методы увеличения нефтеотдачи. Все виды воздействия на призабойную зону скважин в ООО НГДУ «Туймазанефть» по технологии прведения можно объединить в следующие группы

– химические методы: закачка осадкогелеобразующей композиции «КОГОР», закачка нефтенола, цеолита, соляно-кислотные обработки и обработки кислотой замедленного действия, обработка призабойной зоны пласта поверхностно – активными веществами, ингибиторами коррозии;

– тепловые методы: обработка призабойной зоны пласта горячей нефтью, а также очистка труб и призабойной зоны магнитным активатором тепла и генератором тепла;

– механические методы: вибровоздействие на пласт вибратором СВ, вибратором-пульсатором, клапаном для создания глубокой депрессии, а также очистка насосно-компрессорных труб от парафина штанговыми скребками, центраторами – фрезами;

– комбинированные методы: обработка призабойной зоны нагнетательных скважин термохимическими зарядами, термоимплозионная обработка ПЗП;

– гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи: нестационарное (циклическое) заводнение и изменение направления фильтрационных потоков, создание обратного конуса, зарезка боковых стволов.

Также наиболее современным и эффективным методами повышения нефтеотдачи являются вибросейсмическое воздействие, осуществляемое на определенные локальные участки нефтяной залежи, что приводит к перераспределению полей напряжения в продуктивных пластах. Это ведет к их частичной реструктуризации и образованию новых фильтрационных каналов. В результате вибросейсмического воздействия уменьшается вязкость флюида, ускоряются миграционные процессы углеводородов, приводя к высвобождению гораздо большего количества нефти, повышая конечную нефтеотдачу пласта.

В ООО НГДУ «Туймазанефть» в последние годы стали испытывать новый метод извлечения прикровельной нефти. Он заключается в следующем. Вначале в скважине перфорируют интервал пласта ниже нефтенасыщенной части на несколько метров. После этого в скважину спускают электроцентробежный насос высокой производительности и осуществляют пуск скважины. За время работы скважины с перфорацией только нижней водонасыщенной части пласта нефть «засасывается» из верхней нефтенасыщенной части пласта в зону перфорации, увеличивая таким образом величину нефтенасыщенной толщины призабойной зоны пласта. При последующей перфорации верхней нефтенасыщенной части пласта скважина вступает в работу в условиях, когда в призабойной зоне пласта уже создан «обратный нефтяной конус», снижена относительная проницаемость для воды, что способствует работе скважины более длительное время с меньшей обводненностью.

Таким образом, выбор метода увеличения нефтеотдачи, как видим, зависит от многих факторов, таких как, например, обводненность добываемой жидкости, геологических условий, коллекторских свойств продуктивных пластов.

Выполнение плана работ по внедрению новых методов увеличения нефтеотдачи по НГДУ приведено в таблице 12.


Таблица 12. Внедрение новых методов увеличения нефтеотдачи пластов по ООО НГДУ «Туймазанефть»

Технология 2003 год

План Факт

Количество скважин Эффект, тыс. тонн Количество скважин Эффект, тыс. тонн
1 Микробиологические методы



1.1 Закачка активного ила 20 15 17 8,516
1.2 Закачка био-ПАВ - - - 0,756
итого


9,281
2 Физико-химические методы



2.1 Закачка композиции КОГОР 6 3 6 4,576
2.2 Закачка нефелин+цеолит 10 2 - 4,216

2.3 Дилатационно-волновое

воздействие

 - 7 - 13,282
2.4 Вмбросейсмическое воздействие 7 12 6 10,391
2.5 ЗГРП - - 7 0,472
2.6 Закачка гивпана 10 3 2 0,232
2.7 КСТ 10 1 1 0,755
2.8 Внедрение УС 108 5 5 3 0,073
итого


33,998
3 Гидродинамические методы



3.1 Зарезка боковых стволов 28 126,6 19 116,741
3.2 Создание обратного конуса 7 3 1 19,116
3.3 Возвратные работы 24 6 18 6,525

3.4 Нестационарное циклическое

заводнение

 - 35 105 36,968
итого


179,350
Всего 127 218,6 185 222,629

Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи пластов, применяемых на Туймазинском месторождении, показывает, что наиболее технологически эффективными являются гидродинамические методы. Среди них выделяется метод зарезки боковых стволов, на которые приходится 13% годовой добычи нефти по ООО НГДУ «Туймазанефть».


3. Особенности эксплуатации скважин с боковыми стволами в ООО НГДУ «Туймазанефть»


3.1 Опыт применения и перспективы бурения боковых стволов на месторождениях ООО НГДУ «Туймазанефть»


В ООО НГДУ «Туймазанефть» задача сохранения текущих значений рентабельной добычи нефти в условиях, когда текущие коэффициенты нефтеотдачи приближаются к проектным, а обводненность продукции превышает 90%, становится остро актуальной.

Частично эта задача решается за счет применения методов увеличения нефтеотдачи. Так на Туймазинском месторождении в различное время применялись такие методы, как гидроразрыв пласта, закачка цеолита, комплексных осадкогелеобразующих композиций, кислотные обработки, гидродинамические методы повышения нефтеотдачи и другие. В последнее время нашел применение метод зарезки боковых стволов.

Бурение боковых стволов в условиях НГДУ «Туймазанефть» можно разделить на три этапа.

Первый этап – бурение боковых стволов на карбонаты кизеловского горизонта. Основной задачей бурения боковых стволов на этот горизонт являлось увеличение дебитов жидкости, путем совершенного вскрытия пласта. Увеличение степени совершенства вскрытия предполагалось осуществить спуском хвостовика до кровли карбонатов, вскрытием продуктивного коллектора на чистой воде с добавлением ПАВ и последующей кислотной обработкой для создания каверн в открытом стволе с целью увеличения поверхности призабойной зоны пласта.

На кизеловский горизонт пробурено 26 боковых стволов. Средний дебит жидкости составил 2,5 м3/сут, нефти – 1,4 т/сут, обводненность продукции – 38%. Накопленная добыча нефти по скважинам с БС кизеловского горизонта на 01.01.2004 года составила 70539 тонн. Все БС этого горизонта эксплуатируются с открытым забоем.

По скважинам, пробуренным по старой технологии, дебиты составляли: жидкости – 2,5 м3/сут, нефти – 1,4 т/сут, обводненность – 38%.

Как видно, дебиты жидкости и нефти возросли вдвое. Однако малые значения дебитов не позволяют в дальнейшем практиковать бурение боковых стволов на кизеловский горизонт. Это обусловлено низкими значениями пористости, проницаемости и малой нефтенасыщенностью толщи всего скелета пласта.

Второй этап – бурение боковых стволов на пласт DII.

В процессе разработки пласта DII внедрены все проектные технологические рекомендации, дополнительно широко применялся форсированный отбор жидкости с увеличением дебитов жидкости с 57 до 209 м3/сут, т.е. почти в два раза. Значительный рост дебитов связан с развитием системы заводнения путем разрезания залежи рядами нагнетательных скважин. Скважины отрабатывались до высоких значений ВНФ. ВНФ по скважинам пласта DII изменялся от 0,01 до 428 т/т, при достижении обводненности 99 – 100% они отключались. Отключение скважин пласта DII также обусловлено наличием возвратного вышележащего объекта DI, с хорошей продуктивностью, что побуждало к преждевременному прекращению эксплуатации малодебитных скважин. Проектная плотность сетки скважин составляет 20 га/скв в нефтяной зоне (НЗ) и 50 – 60 га/скв в водонефтяной зоне (ВНЗ). Текущая плотность составляет 14,8 га/скв в НЗ и 26,7 га/скв в ВНЗ, что меньше проектной. Это обусловлено тем, что большинство скважин, пробуренных на пласт и расположенных в контуре нефтеносности залежи горизонта DI были углублены на пласт DII сразу после бурения. Отставание в сроках и темпах разбуривания ВНЗ определило низкие показатели выработки запасов из нее. Общая площадь нефтеносности залежи составляла 8456 га, эксплуатационный фонд – 39 скважин, тогда плотность сетки составит 214 га/скв. Чтобы извлечь остаточные запасы нефти из пласта при темпе отбора 1,99% от остаточных извлекаемых запасов понадобится 50 лет. Поэтому необходимо обновление фонда скважин, что осуществляется путем зарезки боковых стволов и углублением.

Особенностью залежи является не поршневое вытеснение нефти, а постепенное поднятие ВНК. В результате из-за ухудшения коллекторских свойств нефть не втесняется из слабопроницаемых прикровельных участков залежи. При бурении боковых стволов планируется нефть добывать из прикровельной части пласта.

Третий этап – бурение боковых стволов на пласт DIV.

Пласт выведен из эксплуатации в 1995 году. До отключения пласта работало 10 скважин, накопленная добыча составляет 963 тыс. тонн нефти. В течении 1995–1999 годов происходило перераспределение нефти и пластовой воды в пределах залежи. Развитие системы заводнения пласта DIV не предусматривалось, так как пласт имеет обширную законтурную область и даже при значительных отборах жидкости при форсированной добыче, пластовое давление оставалось достаточно высоким и стабильным. В 1999 году проведена зарезка бокового ствола на скважине 711, которая не эксплуатировала пласт из-за аварии на забое. Скважина 711С1 вошла в эксплуатацию с дебитом по жидкости 108,7 м3/сут, нефти 79,8 т/сут, обводненностью 18,1%. Для полной гарантии достижения расчетной конечной нефтеотдачи и выработки остаточных извлекаемых запасов целесообразно пробурить в пределах залежи несколько боковых стволов.

Всего на 01.01.2004 года на девонские отложения Туймазинского месторождения пробурено 91 боковой ствол. Средние дебиты БС по пласту DІ – 2,4 т/сутки, DІІ – 5,2 т/сутки, DІV – 6 т/сутки. Накопленная добыча нефти по девонским отложениям Туймазинского месторождения – 344449 тонн.

В 2001 году на Туймазинском месторождении боковые зарезки были проведены на бобриковский горизонт и на карбонаты среднефаменского подъяруса. В боковом стволе, пробуренном на среднефаменские отложения был получен приток нефти 5,2 т/сутки. Накопленная добыча по фаменским отложениям составляет 4638 тонн при обводнении продукции 41,5%. Всего на среднефаменский подъярус пробурено 6 боковых стволов.

Институтом «БашНИПИнефти систематически выполняется технико-экономические исследования в области техники и технологии бурения и эксплуатации боковых стволов. Работа института «Технико-экономическое обоснование бурения боковых стволов с целью повышения выработки запасов месторождений Башкортостана» по своему содержанию является инвестиционным проектом. Определена программа по бурению 247 боковых стволов на нефтяных месторождениях шести НГДУ. Подобраны 226 скважин с глубиной зарезки бокового ствола 1300 м и 21 скважина с глубиной зарезки 1600–1800 м.

Анализ пробуренных и технико-экономические расчеты по вновь предлагаемым к бурению боковым стволам скважин показали достаточно высокую технологическую и экономическую эффективность данного направления по усовершенствованию существующих систем размещения скважин, в том числе для залежей с карбонатными коллекторами.

По ООО НГДУ «Туймазанефть» в 2004 году планируется восстановить из бездействия методом зарезки боковых стволов 17 скважин с целью извлечения остаточных запасов нефти в продуктивных пластах девонских отложений (DІ и DІІ), а также в отложениях фаменского яруса (Dфам), бобриковского и радаевского горизонтов (С1bb).

Рассмотренный опыт применения зарезки и бурения боковых стволов в скважинах Туймазинского месторождения с целью повышения нефтеотдачи показывает оправданность метода на заключительных стадиях разработки продуктивных объектов. Показатели работы боковых стволов на уровне выше экономически предельных при незначительных капитальных затратах свидетельствуют о технологической и экономической эффективности бурения БС. При этом совершенствование техники и технологии бурения БС, способов эксплуатации боковых стволов, наличие значительных остаточных извлекаемых запасов на месторождении приводит к расширению области применения метода и увеличению объемов бурения БС.


3.2 Назначение и область применения скважин с боковыми стволами


В настоящее время в связи с истощением нефтяных месторождений, полным использованием возможностей вторичных методов разработки ежегодно увеличивается число отработанных, нерентабельных скважин. Вместе с тем в продуктивных пластах остается значительное количество нефти в застойных зонах. Решением проблемы извлечения таких запасов и восстановления старых бездействующих скважин является ввод этих скважин в эксплуатацию путем бурения вторых стволов. Потенциальным для восстановления скважин бурением вторых наклонных стволов, прежде всего может быть фонд бездействующих скважин. Если на первом этапе разработки Туймазинского месторождения прирост добычи нефти осуществляется за счет увеличения фонда нефтяных скважин, то на современном этапе этого оказалось недостаточно ввиду истощения запасов и ухудшения технико-экономических показателей разработки месторождения. Сейчас Туймазинское месторождение находится на поздней стадии разработки и фонд нефтяных скважин с каждым годом сокращается.

Большое количество нефтяных скважин переходит в фонд наблюдательных, нагнетательных, пьезометрических, ожидающих ликвидации. В связи с этим было принято решение с целью извлечения остаточных запасов нефти в застойных зонах и в пластах, неохваченных разработкой при существующей системе, зарезать в данных скважинах боковые стволы.

Бурение боковых стволов на Туймазинском месторождении производиться с целью перевода скважин на эксплуатацию: вышележащего горизонта, нижележащего горизонта (углубление), текущего объекта с отходом в пределах 25 – 100 м и длиной бокового ствола 80 – 220 м. В зависимости от угла вхождения БС в продуктивный пласт различают боковые стволы с горизонтальным забоем (боковые горизонтальные стволы), с вертикальным первичным вскрытием пласта и вхождением БС в пласт под определенным зенитным углом. Боковые стволы применяются как для эксплуатации одного продуктивного объекта, так и для одновременной эксплуатации при вскрытии нескольких пластов.

Основными целями строительства боковых стволов в условиях Туймазинского месторождения являются следующие:

– повышение нефтеотдачи разрабатываемых объектов в результате уплотнения сетки скважин;

– повышение текущей добычи нефти путем восстановления действующего фонда скважин бурением боковых стволов из нерентабельных скважин, находящихся в бездействии, в консервации и ликвидированных по техническим причинам (аварии, прихват НКТ при цементировании и т.д.);

– вовлечение в разработку залежей нефти в выше и ниже залегающих продуктивных отложениях;

– увеличение темпов разработки линзовидных залежей, вскрытых недостаточным количеством скважин;

– вовлечение в разработку залежей нефти, совпадающих в плане лишь частично с основной, практически полностью выработанной;

– увеличение притока жидкости (соответственно и нефти) из карбонатов турнейского яруса путем совершенного вскрытия пласта.

Наиболее целесообразным является использование технологий бурения боковых стволов на поздней стадии разработки месторождений в связи с тем, что к этому времени на эксплуатационные объекты уже пробурена значительная часть основного и резервного фонда, а запасы выработаны не полностью. При этом величина остаточных запасов зачастую настолько мала, что бурение новых вертикальных скважин на них просто нерентабельно.

Боковые стволы могут использоваться для добычи нефти в большинстве залежей, за исключением рыхлых, сильно трещиноватых и обваливающихся пород, в которых затруднено бурение даже вертикальных скважин.

Геолого-физические условия эффективного применения БС:

– нефтяные залежи с трудноизвлекаемыми запасами;

– залежи с коллекторами, имеющими естественную вертикальную трещиноватость или разломы;

– пласты с высокой неоднородностью, особенно по вертикали;

– пласты с карстовыми или кавернозными образованиями;

– линзовидные пласты;

– пласты с малой толщиной;

– пласты с несцементированными песчаниками.

На основе анализа результатов бурения боковых стволов в АНК «Башнефть» и накопления опыта эксплуатации были обозначены критерии применимости метода, к которым относятся:

– наличие достаточных, не менее 5 – 6 тыс. тонн остаточных запасов нефти в зоне дренирования БС;

– достижение после бурения БС достаточно высокого начального дебита по нефти в размере 3 – 5 т/сут;

– обеспеченность запасом пластового давления в зоне бурения БС и наличия системы поддержания пластового давления;

– в многопластовом разрезе в БС должна быть предусмотрена возможность раздельной эксплуатации нефтяного пласта, не допуская совместного вскрытия высокообводненных пластов.

Как видно, бурение БС имеет широкий диапазон области применения: увеличение текущей нефтеотдачи пластов, совершенствование системы разработки продуктивных объектов в целом, реабилитация старого фонда скважин и т.д.

При обосновании бурения боковых стволов в скважинах Туймазинского месторождения в каждом отдельном случае необходимо производить оценку гелого-физических критериев эффективного применения метода, обобщать и анализировать опыт эксплуатации ранее пробуренных боковых стволов.


3.3 Строительство боковых стволов на Туймазинском месторождении


3.3.1 Требования к техническому состоянию скважин

Согласно РД 39–00147275–057–2000, исходя из требований охраны недр и окружающей среды, не допускается строительство боковых стволов по техническому состоянию основных стволов скважин:

– скважины с негерметичными, либо ремонтированными эксплуатационными колоннами, кроме случаев замены труб на новые;

– скважины с затрубной циркуляцией;

– скважины с отсутствием цемента в интервале забуривания бокового ствола;

– скважины с отсутствием цемента за кондуктором, если высота подъема цемента за эксплуатационной колонной не перекрывает его.

Для получения исходных данных, необходимых для оценки технического состояния и составления плана работ по забуриванию боковых стволов, необходимо провести следующие работы:

– проверить герметичность эксплуатационной колонны опрессовкой;

– с целью оценки глубины интервалов цементного кольца и его качества исследовать скважины акустической цементометрией;

– проверить наличие затрубной циркуляции термометрией (ВЧТ).

Определение технического состояния скважины производится в следующей последовательности. В первую очередь в скважину спускается шаблон соответствующего диаметра и отбивается забой скважины. После чего записывается ВЧТ и АКЦ. При положительных результатах интервал исследуется на приемистость и заливается цементным раствором под давлением с учетом установления цементного моста. После ОЗЦ цементный мост (искусственный забой) проверяется спуском НКТ и разгрузкой ее. После чего колонна подвергается опрессовке давлением, рассчитанным в зависимости от диаметра колонны и срока ее эксплуатации. Записываются показания локатора муфт для выбора места вырезания «окна» для забуривания бокового ствола.

Бурение боковых стволов на Туймазинском месторождении производится, в основном, в скважинах, находящихся в бездействии: наблюдательных, пьезометрических, ожидающих ликвидации, со сложной аварией в основном стволе скважины, нерентабельных ввиду истощения запасов нефти. Учитывая продолжительный срок эксплуатации этих скважин, к их техническому состоянию предъявляются особые требования, которые должны обеспечить безаварийную проводку бокового ствола и дальнейшую его эксплуатацию.

Бурение боковых стволов возможно в скважинах, удовлетворяющих этим требованиям.


3.3.2 Техника и технология бурения боковых стволов

Для обеспечения надежности и успешного проведения строительства бокового ствола необходимо: детально изучить геолого-технические условия строительства и эксплуатации скважины и ее современное состояние; выбрать наземное оборудование; определить оптимальную глубину интервала забуривания ствола; установить способ вскрытия обсадной колонны и способ ориентирования отклоняющей компоновки; рассчитать проектный профиль ствола; выбрать и рассчитать отклоняющие компоновки бурильного инструмента с максимально возможной интенсивностью искривления с учетом пропускной способности «окна» в обсадной колонне геофизических приборов и скважинного оборудования; определить способ крепления и освоения бокового ствола.

На основании полученных данных разрабатывается проектно-сметная документация на комплекс работ по капитальному ремонту скважин методом зарезки боковых стволов.

По данным геофизических исследований скважины выбирается место вскрытия «окна» и глубина интервала забуривания. При этом необходимо учитывать физико-механические свойства горных пород в интервале забуривания бокового ствола. Следует выбирать интервалы залегания пород средней твердости, не склонных к осыпанию, набуханию и обвалам; максимальная интенсивность искривления оси скважины должна быть не более двух-трех градусов на десять метров в случае вырезания «окна» с клина; место вырезания «окна» в колонне должно быть выше муфтового соединения не менее трех метров; при сплошном фрезеровании участка колонны наиболее предпочтительно вырезать «окно» в средней части трубы. Также необходимо учитывать возможность ГНВП и принимать меры по их предотвращению.

Строительство бокового ствола в скважине включает в себя выполнение следующих работ:

– подготовительные работы;

– исследование технического состояния скважины;

– ликвидация нижней части основного ствола скважины;

– установка цементного моста и клина-отклонителя;

– вырезание окна в обсадной колонне;

– бурение второго ствола;

– крепление скважины и освоение.

На скважинах с полностью зацементированной эксплуатационной колонной бурение второго ствола производится через щелевидное окно в колонне или через сплошной вырез колонны. Фрезерование «окна» в эксплуатационной колонне производится специальным рейбером-фрезером типа РФУ 146, РФУ 168. После фрезерования перед началом бурения бокового ствола необходимо очистить скважину от металлической стружки, для чего требуется прокачать через забой 5–6 м3 вязкого глинистого раствора. Сплошное вырезание колонны производится с помощью универсального вырезающего устройства (УВУ).

При частично зацементированной эксплуатационной колонне допускается отрезание колонны (в интервале предполагаемой глубины зарезки) с последующим подъемом ее верхней части.

При восстановлении скважины с открытым забоем бурение дополнительного ствола производится с цементного моста, установленного ниже башмака эксплуатационной колонны.

Забуривание и бурение интервала набора кривизны производится следующей компоновкой бурильного инструмента:

– долото трехшарошечное диаметром 123,8, 139,7, 142,9, 145 мм;

– двигатель-отклонитель с углом искривления переводника 1 градус 30 минут – 3 градуса, диаметром 85, 105, 106, 127 мм;

– легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) диаметром 73, 90, 103 мм длиной 9–12 метров;

– стальные бурильные трубы диаметром 73, 89, 114 мм.

Ориентирование инструмента производится с помощью инклинометра ИЭС 36/30, устройства «ОРБИ 36» или гироскопической телесистемой.

Интервалы стабилизации бокового ствола бурятся компоновкой: долото; полномерный калибратор лопастной по диаметру долота; забойный двигатель; легкосплавная бурильная труба; стальные бурильные трубы.

Тип и параметры бурового раствора зависят от геологического разреза скважины. При устойчивом разрезе, сложенном, в основном, известняками и доломитами, применяется техническая вода.

При бурении боковых стволов на терригенный девон промывка забоя от «окна» до доманиковского горизонта производится технической водой, ниже глинистым раствором.

В настоящее время на Туймазинском месторождении работают две установки А 50 МБ, 2 установки АР 60/80 и 4 установки БУ 75Э.

Установка А 50 МБ грузоподъемностью 50 тонн – самоходная, оборудована верховой палатой, ротором, грузоподъемность позволяет работать до глубины забоя 1700–1750 метров.

Установка АР 60–80 самоходная на базе шасси «Ураган», грузоподъемность – 80 тонн, работает до глубины забоя 1750–1850 метров. Так же оборудована верховой палатой.

Установка БУ 75Э монтируется если забой скважины 1850 метров и более.

Бурение бокового ствола в скважине это сложный комплекс инженерно-технических работ, требующий применения специальной технологии и техники, знания геолого-физических условий проводки скважины, соблюдения технологических режимов строительства скважины и требований к профилю и конструкции бокового ствола.

От качества строительства бокового ствола, вскрытия и освоения продуктивного пласта зависит эффективность дальнейшей эксплуатации боковых стволов.


3.3.3 Конструкции боковых стволов

Пробуренные боковые стволы обсаживаются хвостовиком диаметром 102 или 114 мм с последующей перфорацией в продуктивной зоне или со вскрытием продуктивного пласта открытым забоем диаметром 76 – 124 мм.

Бурение БС в скважинах Туймазинского месторождения производится, в основном, из обсаженных основных стволов с диаметрами эксплуатационных колонн 140, 146 и 168 мм. При этом в результате применения долот для бурения БС соответствующего типоразмера происходит уменьшение диаметра ствола скважины (бокового ствола). Так для забуривания боковых стволов из 168 мм колонны применяются 139,7 мм, 142,9 мм, 144 мм долота и спускается хвостовик диаметром 114 мм. Если диаметр колонны – 146 мм, то применяется 123,8 мм долото и спускается 102 мм хвостовик.

Отрицательным последствием уменьшения диаметра бокового ствола является наличие малого зазора между обсадной колонной БС (102 или 114 мм) и стенками скважины, что плохо сказывается на качестве цементирования обсадной колонны.

Также малый диаметр хвостовика БС приводит к ограничению применения типоразмеров насосного оборудования, спускаемого в боковой ствол при дальнейшей эксплуатации.

Диаметр бокового ствола выбирается, исходя из требования обеспечения минимально допустимой разности диаметров между муфтами эксплуатационных труб и стенками скважины в 10 мм с точки зрения нормального спуска колонны и ее цементирования. При невозможности обеспечения такого зазора по всему стволу допускается проведение местных расширений.

Колонну эксплуатационных труб компонуют снизу вверх следующим образом: башмак, обратный клапан, кольцо – «стоп», колонна эксплуатационных труб, подвесное устройство (якорь), разъединитель резьбовой или цанговый, инструмент, на котором спускают хвостовик. Возможен спуск заранее перфорированного хвостовика. Верхний конец хвостовика располагается внутри эксплуатационной колонны на расстоянии 50 м от интервала выреза окна.

Цементирование хвостовика производится по всей длине его установки, за исключением продуктивного интервала, при этом применяется модульный отсекатель пластов (МОП), что исключает ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта при креплении скважин.

В целях повышения качества строительства бокового ствола и совершенствования конструкции скважины необходимо:

– забуривание бокового ствола производить после извлечения эксплуатационной колонны в интервале от устья до глубины вырезания «окна» и последующее бурение БС производить без потери диаметра;

– производить местные расширения бокового ствола скважины;

– цементирование хвостовика производить до кровли продуктивного пласта с оставлением забоя открытым (совершенное вскрытие пласта) или спускать заранее перфорированный хвостовик с последующим цементированием до кровли пласта.


3.4 Анализ эксплуатации скважин с боковыми стволами на Туймазинском месторождении


На Туймазинском месторождении с начала работ по зарезке боковых стволов пробурено по состоянию на 01.01.2004 года 121 БС, из них 20 скважин на территории республики Татарстан. Накопленная добыча нефти по этим скважинам составила 463,918 тыс. тонн нефти, по РТ – 172,140 тыс. тонн нефти. Всего по ООО НГДУ «Туймазанефть» пробурено 138 боковых стволов.

За 2003 год 19% добычи нефти по месторождению пришлось на скважины с боковыми стволами. При этом доля скважин с БС в эксплуатационном фонде скважин месторождения составляет 14%. Показатели работы скважин с БС показаны в таблице 13.

Основными целями строительства боковых стволов в условиях Туймазинского месторождения являются: повышение нефтеотдачи разрабатываемых объектов в результате уплотнения сетки скважин; повышение текущей добычи нефти путем восстановления действующего фонда скважин бурением боковых стволов из нерентабельных скважин, находящихся в бездействии, в консервации и ликвидированных по техническим причинам (аварии, прихват НКТ при цементировании и т.д.), вовлечение в процесс разработки застойных, тупиковых зон, доизвлечение остаточных запасов, сосредоточенных в верхних продуктивных пачках пластов девонских отложений.


Таблица 13. Показатели работы скважин с боковыми стволами Туймазинского месторождения по годам эксплуатации

Год Действующие скважины с БС Добыча нефти, тыс. т Добыча воды, тыс. т Добыча жидкости, тыс. т Обводненность, % Среднесуточный дебит нефти, т/сут Среднесуточный дебит жидкости, т/сут
1996 2 0,708 1,025 1,733 59,1 2 5,7
1997 8 3,838 2,880 6,718 42,9 2,7 4,2
1998 29 17,577 43,633 61,210 71,2 3,2 11,1
1999 47 48,616 139,497 188,113 74,2 5,5 17,1
2000 69 85,498 359,420 444,918 80,7 4,5 25,1
2001 87 95,099 495,173 590,272 83,9 3,7 23,0
2002 101 111,032 517,594 628,626 82,3 3,5 18,1
2003 121 101,550 598,715 700265 85,4 2,7 19,6

Из таблицы видно, что при интенсивном нарастании числа действующих БС годовая добыча нефти и жидкости также возрастает. Наблюдается также возрастание обводненности продукции скважин по мере выработки остаточных запасов нефти в зонах дренирования боковых стволов. Обводненность продукции в последние годы находится в пределах 83,9 – 85,4%. Рост среднесуточного дебита нефти в первые годы внедрения метода обусловлен вводом в эксплуатацию боковых стволов, пробуренных на девонские пласты (1997–1999 годы), отличающихся лучшими фильтрационно-емкостными характеристиками по сравнению с пластами каменноугольных отложений. В последующем после первоначального, резкого падения средний дебит скважин по нефти колеблется в пределах 2,7 – 3,7 т/сут. Дебит по жидкости также продолжает несколько снижаться от уровней 23 – 25 т/сут до 18 – 19 т/сут.

Из всех объектов разработки достаточно высокие показатели эксплуатации имеют БС терригенных девонских залежей: на 91 скважине годовая добыча нефти в 2003 году достигла 78,077 тыс. тонн, среднесуточный дебит скважин по нефти составил 2,8 т/сут. Добыча нефти из 78 боковых стволов в 2002 году составила 87,669 тыс. тонн при среднесуточном дебите скважин по нефти 3,7 т/сут. Несмотря на бурение новых БС на девонские продуктивные горизонты в 2002–2003 годах (29 боковых стволов), добыча нефти по скважинам с БС из пластов девонских отложений снизилась по сравнению с 2002 годом на 9592 тонны, также снизился дебит скважин по нефти.

Динамика добычи нефти, среднесуточных дебитов нефти и обводненности по продуктивным горизонтам показана в таблице 14.


Таблица 14. Показатели работы скважин с БС Туймазинского месторождения по продуктивным горизонтам

Продуктивный горизонт, годы Количество введенных БС Годовая добыча, тыс. т Обводненность, % Среднесуточный дебит нефти, т/сут Среднесуточный дебит жидкости, т/сут


нефти воды


Девон (DI+DII+DIII+DIV)





1998 6 4,421 38,603 89,7 8,0 78,1
1999 17 32,735 132,246 80,2 8,4 42,5
2000 20 71,330 353,309 83,2 6,8 40,4
2001 19 81,658 483,487 85,6 4,4 30,6
2002 16 87,669 501,287 85,1 3,7 23,3
2003 13 78,077 584,689 88,2 2,8 24,1

Карбон

(С1t+ С1bb)





1996 2 0,708 1,025 59,1 2,3 6,0
1997 6 3,838 2,880 42,3 2,4 4,2
1998 15 13,159 5,041 15,7 2,6 3,6
1999 1 15,881 7,251 22,5 2,0 3,0
2000 1 14,186 10,318 42,6 1,7 2,9
2001 2 13,441 11,686 47,1 1,5 3,0
2002 2 22,966 15,673 41,3 2,0 3,3
2003 1 19,044 17,669 48,2 1,9 3,6

Показатели работы боковых стволов характеризуются резким падением начальных дебитов по нефти (среднесуточных дебитов за первый год эксплуатации) и стабилизацией на уровне:

– по девону – 2,8 – 3,7 т/сут;

– по карбону – 1,5 – 2,0 т/сут;

и постепенным падением дебитов по жидкости.

Суммарная добыча нефти по продуктивным пластам каменноугольных отложений Туймазинского месторождения из 30 пробуренных боковых стволов на 01.01.2004 года с начала эксплуатации составляет 103,223 тыс. тонн. Суммарная добыча нефти с начала эксплуатации по пластам девона из 91 скважины с БС составляет 360,695 тыс. тонн.

Основные показатели работы боковых стволов показывают в целом эффективность технологии. Однако имеются объекты и скважины с низкими показателями. Рассмотрим последние подробнее.

На рисунках 3 и 4 приведены гистограммы распределения БС