ЗАРЕЗКА БОКОВЫХ СТВОЛОВ КАК МЕТОД ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

АННОТАЦИЯ

Статья описывает особенности использования зарезки боковых стволов для повышения нефтеотдачи, а также технологию перфобура. В условиях снижения добычи нефти важно разрабатывать и улучшать методы и средства для экономии затрат при увеличении эффективности добычи из пласта. Один из таких методов - бурение горизонтальных и многоствольных скважин, который успешно используется уже советских времен. Этот метод направлен на восстановление скважин низкой продуктивности и включение недренируемых запасов в процесс добычи.

Ключевые слова: зарезка боковых стволов, цемент, обводненность, фонд скважин.

Предупреждение солеотложений при эксплуатации скважин на ПХГ

В свете уменьшения объемов добычи нефти в стране особое внимание уделяется разработке и усовершенствованию методов и технических средств, направленных на снижение издержек при освоении месторождений, при сохранении при этом эффективности добычи нефти из пласта. Одним из таких методов является применение горизонтальных и многоствольных скважин при разработке нефтяных месторождений. Технология бурения многоствольных скважин была разработана и успешно внедрена еще в период Советского Союза. Автором этой идеи считается А. Григорян, который высказывал убеждение, что более эффективно использовать многоствольные скважины, чем бурить большое количество скважин на поверхности с надеждой на обнаружение нефтяного пласта. Данный подход подтверждается тем, что расходы на бурение первых многоствольных скважин значительно превышали традиционные затраты, однако объем добычи нефти оказался в разы больше по сравнению с традиционными скважинами. В 1998 году эксперты крупнейших мировых нефтяных компаний приняли единую классификацию многоствольных скважин по их функциональности и сложности – TAML (Technology Advancement for Multi-Laterals). Согласно данной классификации многоствольные скважины делятся на шесть групп: первая и вторая группы включают скважины с одним или несколькими ответвлениями, пробуренными в пределах одного пласта; третья до шестой группы описывают скважины с боковыми стволами, позволяющими разрабатывать различные горизонты. Технический метод повышения добычи нефти направлен на реабилитацию малопродуктивных и неактивных скважин, а также на вовлечение недренируемых запасов в добычу. Проблемы, связанные с финальной стадией разработки нефтяных и газовых месторождений, включают в себя снижение дебита из-за снижения давления, обводнения, износ оборудования и увеличение числа неактивных и слабопродуктивных скважин.

С целью оптимизации расходов рекомендуется организовать строительство многоствольной скважины с использованием современных технологий зарезки боковых стволов и вторичного вскрытия нефтяных пластов вместо дополнительного бурения новых скважин. Применение зарезки боковых стволов для извлечения остаточных запасов нефти позволяет повысить эффективность мероприятий по воздействию на пласт и увеличить объем добычи нефти из недр путем расширения зоны дренирования. Исследование различных методов воздействия на пласт показывает, что использование боковых стволов является наиболее эффективным подходом. С учетом данных факторов, техника зарезки боковых стволов может быть эффективной стратегией для добычи остаточных запасов нефти. Технико-экономический анализ показывает превосходство зарезки боковых стволов над бурением новых скважин в силу более низких затрат на реализацию и эксплуатацию, а также возможность использования уже существующей инфраструктуры на месторождении. Популярными методами зарезки боковых стволов из обсаженной эксплуатационной колонны вертикальных скважин являются вырезка секции в обсадной колонне с последующей врезкой бокового ствола и прорезка "окна" в обсадной колонне с помощью специальных фрез от клино-отклонителя, последующей зарезкой бокового ствола скважин от этого клино-отклонителя.

Рекомендуется проводить зарезку боковых стволов с использованием клино-отклонителя типа КФ, так как этот метод имеет ряд преимуществ перед другими, включая высокую точность ориентации, возможность использования роторного бурения, уменьшение объема фрезеруемого металла и возможность одновременного вырезания нескольких колонн с различной прочностью. Процесс зарезки начинается с установки сочленения на определенной глубине и ориентации окна согласно данным гироскопических замеров и цементирования колонны. Затем производится бурение внутреннего патрубка с цементным кольцом и установка отклоняющего клина в паз. После этого осуществляется ряд последовательных операций, включая установку хвостовика, цементирование и извлечение колонн. По завершении цикла работы клино-отклонитель извлекается при помощи овершота.

Для фиксации бокового хвостовика обычно применяют опорный внутренний патрубок [5]. Одним из перспективных направлений развития радиальных каналов является отечественная технология «Перфобур». Эта технология представляет собой бурение спиралеобразных каналов диаметром 56–58 мм и длиной до 50 м по прогнозируемой траектории. При использовании перфорационного бура важны следующие узлы: толкатель, узел поворота, прибор имитации осевых нагрузок, гибкая труба, винтовой забойный двигатель с двумя секциями, долото. В комплекс оборудования часто входит инклинометр для регистрации положений на КНБК. Стоимость строительства одного канала длиной до 14 м с проведением геофизических исследований составляет 1,2–5 млн рублей. Анализируя предложенные технологии и учитывая геологическое строение нефтеносных пластов, можно утверждать, что использование перфорационного бурения для строительства дополнительных стволов является целесообразным. Эта технология обладает преимуществами перед другими методами, позволяя бурить каналы согласно заданной траектории и ориентировать оборудование на дно скважины. Это способствует повышению добычи нефти. Реализация перфорационного бурения включает определение интервала зарезки бокового канала, вырезку окна в обсадной колонне, спуск оборудования в скважину и бурение канала. Для управления направлением использования клин-отклонителя, опирающегося на якорь, необходимо использование специального оборудования. По окончании работ клин извлекается и производится разрушение цементного моста.

Заключение

На данный момент большинство крупных месторождений в России находятся на поздних этапах разработки, а значительная часть запасов переходит в категорию трудно извлекаемых. Дебиты скважин резко снижаются, что вызывает вопрос о рентабельности добычи направленных наклонных скважин. Для сохранения текущего уровня добычи необходимо увеличить объем бурения таких скважин. Однако это приводит к значительным финансовым потерям из-за повышения цен на земельные участки, коммуникации и строительство вертикальных скважин. Также низкий коэффициент нефтедобычи и высокие затраты не окупаются.

Метод бурения боковых стволов может стать решением проблемы, поскольку он позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти и охвата пластов. Такой подход способствует улучшению притока нефти и решению проблем с высокой обводненностью скважин и остаточными запасами. Этот метод также обладает рядом преимуществ, среди которых увеличение площади фильтрации и сокращение времени строительства. В итоге это может привести к уменьшению затрат на строительство и увеличению прибыли нефтяных компаний.

Список литературы:

1. Technological regulations for the construction of wells with horizontal end of the wellbore in the fields of LLC “LUKOIL-Western Siberia” / LLC “LUKOIL-Western Siberia”. Kogalym, 2007.
2. Instructions for testing casing strings for leaks / Scientific-research. Institute for the Development and Operation of Oilfield Pipes. M., 1999. P. 15.
3. Iskhakov, R.R. Design methods for developing gas fields using sidetracks [Text]. 2014. 25 s.
4. Pravdukhin V.M., Korytova E.N. Improving the development efficiency of OJSC “Surgutneftegas” fields by sidetracking [Text] // Oil industry. 2005. № 6. S. 86–101.
5. Полозов М.Б., Аль-Хамати А.Х.М.А., Аль-Шаргаби М.А.Т.С. Анализ причин снижения фильтрационой характеристик призабойной зоны пласта. 2018.