Анализ эффективности эксплуатации скважин с боковыми стволами

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