ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ЗАРЕЗКИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

АННОТАЦИЯ

В статье рассмотрена область применения зарезки боковых стволов, выявлены основные преимущества и недостатки исследуемой технологии, а также критерии выбора объекта для проведения данного ГТМ.

Ключевые слова: зарезка боковых стволов, продуктивность скважины, геолого-технические мероприятия.

Сущность и основные аспекты технологии

Применение технологии ЗБС обеспечивает более полную выработку запасов и тем самым позволяет осуществить достижение утвержденного на Государственном балансе значения коэффициента извлечения нефти. [8]

Основные этапы технологии строительства БС [9]:

1. Первоначальный этап. Геологической службой недропользователя совместно с научно-исследовательским институтом подбирается скважина-кандидат для бурения из нее бокового ствола с указанием его траектории. При подборе скважины-кандидата проводится анализ геологического материала, данных эксплуатации окружающих скважин, выделяются благоприятные зоны: наименее истощенные участки месторождений с наибольшими остаточными запасами. Далее составляется проект на бурение БС и рассчитываются технико-экономические показатели и технологические параметры бурения.

2. Подготовка скважины к зарезке БС. Проводится промыслово-геофизическое исследование скважины с целью обследования технического состояния эксплуатационной колонны, состояния цементного кольца за колонной, наличия заколонных перетоков. В случае обнаружения различного рода нарушений, негерметичностей данная скважина не используется в качестве кандидата под бурение БС.

3. Бурение бокового ствола. Бурение БС ведут с мобильных буровых установок при помощи шарошечных, зарезных и режущих долот, оснащенных твердосплавным оборудованием, алмазными и комбинированными приспособлениями для пробуривания сплошного типа, а также бицентриских долот для ступенчатой обработки.

4. Крепление БС. Всего выделяется три конструкции забоя:

• зацементированная до забоя сплошная эксплуатационная колонна;
• интервал пласта обсажен щелевым фильтром;
• поинтервальное цементирование пласта (т.е. комбинированная конструкция, зацементированные и обсаженные щелевым фильтром интервалы пласта).

5. Освоение БС. При освоении с помощью компрессирования или свабирования вызывают приток из БС, определяют дебит полученной жидкости и вводят его в эксплуатацию с использованием ЭЦН или ШГН.

Преимущества и недостатки исследуемой технологии

Условия внедрения различных видов геолого-технологических мероприятий ограничены областью их применения и эффективностью фактической реализации в конкретных горно-геологических условиях объекта разработки месторождения.

Применение таких ГТМ как ГРП, оптимизация глубинно-насосного оборудования, дострел эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, обработка призабойной зоны пласта, обусловлены наличием остаточных запасов нефти в зоне дренирования самих скважин, в которых планируется проведение данных ГТМ.

В случае наличия в межскважинном пространстве локальной зоны остаточных запасов нефти, приуроченной к отдельным слабо вырабатываемым интервалам начальной эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта, применение БС носит «точечный» характер, что позволяет осуществить оперативное вовлечение запасов в активную разработку непосредственно после ввода БС в эксплуатацию.

При проведении ГРП, с целью воздействия на удаленную зону пласта, существует высокий риск, связанный с распространением трещины разрыва в неуказанный интервал и (или) область пласта. Также при ГРП невозможно полностью исключить работу всего пласта, отдельные интервалы которого, на завершающей стадии разработки, в большинстве случаев обводнены, в следствие продвижение фронта закачиваемой воды от нагнетательных скважин.

Потокоотклоняющие технологии применяются для оптимизации процесса вытеснения и более равномерного характера выработки запасов нефти на площади конкретного участка или на всей площади объекта разработки. БС применяются для воздействия на отдельный интервал (интервалы) эффективной нефтенасыщенной толщины пласта в значительно меньшей, более локальной зоне на площади объекта разработки.

Благоприятными условиями для успешности реализации технологии по строительству БС являются: достаточно высокая нефтенасыщенная толщина, низкая расчлененность пласта и удалённость от воды (как пластовой, так и нагнетаемой).

В сравнении с бурением новых скважин, технология зарезки БС обладает следующими преимуществами:

• повторное использование бездействующего фонда скважин, и как следствие его сокращение;
• снижение капитальных затрат, посредством экономии средств на конструкции скважины – использование существующих обсадных колонн;
• отсутствие необходимости обустройства – использование имеющейся обвязки скважин;
• экономия средств на отводе земли под строительство шлейфа и новых скважин, ведь на завершающей стадии месторождений кустовые площадки полностью разбурены, а их расширение потребует дополнительной разрешительной документации.
• К объектам, где данная технология может оказаться экономически недостаточно эффективной, относятся:
• высокопроницаемые пласты с большой эффективной толщиной;
• тонкие пласты с прослоями практически непроницаемых или малопроницаемых пород;
• трещиноватые нефтяные пласты, подстилаемые подошвенной водой, быстропрорывающейся по крупным вертикальным трещинам в скважины;
• продуктивные пласты с низкой величиной отношения вертикальной и горизонтальной проницаемостей породы;
• слабоизученные объекты разработки.

Главным и основным недостатком исследуемой технологии является отсутствие скважин-кандидатов, удовлетворяющих техническим требованиям. По результатам промыслово-геофизических исследований у большинства бездействующих скважин наблюдается нарушение технического состояния, связанного с преждевременным обводнением скважин вследствие различного рода негерметичностей как эксплуатационных колонн, так и некачественного цементного кольца. Использовать такие скважины в качестве кандидатов для бурения из них БС нельзя.

При планировании БС в интервалы пласта, характеризующиеся ухудшенными коллекторскими свойствами, на объектах сложного строения, слагающимися из пропластков с неоднородностью ФЕС, выработка запасов которых, как правило, происходит по высокопроницаемым каналам, возникают проблемы при освоении БС, связанные с вызовом притока. Скважина «отказывается» работать без применения таких видов ГТМ, как ГРП. Но в случае непосредственной близости интервалов, промытых и не охваченных разработкой, и отсутствия между ними глинистой прослойки, проведение ГРП не представляется возможным так, как существует риск распространения трещины в уже промытый интервал пласта.

Также не исключены проблемы, возникающие в процессе бурения БС такие, как обрыв бурильной колонны; прихват элементов колонны в щелевидном окне ствола, и цементирования скважинных хвостовиков, поскольку кольцевые зазоры имеют небольшой размер.

Критерии выбора объекта для применения исследуемой технологии

Решение о конверсии скважины принимается обычно на поздней стадии разработки месторождения, в условиях, когда месторождение имеет техногенно-измененный вид.

Выбор участков и зон залежей, эффективных для строительства БС, проводится с использованием актуализированных геолого-гидродинамических моделей месторождений, пребывающих в разработке, по которым выбор объема внедрения БС и оценка эффективности их эксплуатации проводится путем моделирования процесса выработки запасов нефти по следующей схеме:

• выявление аварийного, высокообводненного и низкодебитного фонда скважин, реконструкция которого возможна только посредством БС;
• оценка характера выработки запасов по участкам с выделенными скважинами-кандидатами;
• обоснование выбора локальной точки вскрытия пласта на площади объекта, направления проводки горизонтальной или пологой частей БС;
• обоснование интервалов вторичного вскрытия пласта и требований по максимально допускаемой величине депрессии;
• обоснование перспектив применения методов воздействия на пласт, включая ГРП;
• оценка интерференции БС на показатели эксплуатации скважин участка;
• технико-экономическая оценка эксплуатации БС.

Оценка характера выработки запасов нефти имеет первостепенное значение и проводится посредством геофизических исследований скважин на участках предполагаемого строительства БС и основывается на имеющейся геофизической информации и анализе результатов исследований добывающих и нагнетательных скважин. По результатам анализа определяются: механизм выработки запасов нефти, распределение текущей нефтенасыщенности по пропласткам в пределах участка залежи, устанавливается текущее положение водонефтяного и газонефтяного контактов, а также уточняется техническое состояние скважины-кандидата (наличие негерметичности эксплуатационной колонны, наличе заколонных перетоков).

При реконструкции скважины посредством БС на тот же объект необходимо проводить дополнительные исследования (в случае, если они ранее не проводились) по определению профиля притока для определения источника обводнения.

При выборе коридора проводки горизонтальной части БС учитываются коллекторские свойства пласта, удаленность коридора от линии водонефтяного контакта и наличие глинистой прослойки между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями пласта.

На основании геологического строения пласта на участке залежи и результатов оценки характера выработки запасов нефти делаются рекомендации по проводке БС.

Существует три основных типа проводки БС по продуктивному пласту: вертикально-наклонная, пологая и горизонтальная, суть которых рассмотрена ниже.

Вертикально-наклонная проводка ствола экономически предпочтительнее в слабо заводненных, чисто нефтяных монолитных зонах залежей с высокой проницаемостью коллекторов.

Горизонтальная проходка по продуктивному пласту является наиболее эффективной в водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зонах, на расстоянии не менее 3-4 м от плоскостей газонефтяного и водонефтяного контактов.

В чисто нефтяных высокозаводненных зонах предпочтение также отдается горизонтальной проходке по слабо выработанному интервалу пласта. Когда определение выработки по интервалам пласта невозможно, следует применять предварительную (пилотную) вертикальную или наклонную проходку интервала пласта.

В чисто нефтяных низкопродуктивных зонах залежей предпочтение отдается пологой проходке по пласту, с учетом проведения направленного ГРП (отход от забоя основного ствола составляет 150-300 м). При условии не проведения в последующем направленного ГРП и низкой выработке запасов, более эффективным является горизонтальная проходка по пласту с длиной горизонтальной части до 300 м.

Для сохранения фильтрационных свойств коллекторов в призабойной зоне пласта рекомендуется первичное вскрытие проводить на депрессии или равновесии, а интервал пласта не цементировать, а обсаживать щелевым фильтром [10].

Для сведения влияния интерференции к минимуму, забой БС должен находиться на расстоянии не менее 200 м от забоя окружающих добывающих скважин. В низкопродуктивных пластах допускается приближение забоя БС к забою нагнетательной скважины на расстояние до 250 м, а в пластах с повышенной продуктивностью – до 350 м.

Направление проводки горизонтальной и пологой частей БС между окружающими добывающими скважинами должно предусматривать в последующем бурение БС из других скважин. Азимутальное направление и тип профиля горизонтального участка определяются зональной и послойной выработкой запасов нефти, учитывающей продуктивность скважин и текущий КИН в их зонах дренирования [11].

Список литературы:

1. Апасов Т.К. Комплексная технология повышения продуктивности скважин при высокой обводненности пластов / Т.К. Апасов, Р.Т. Апасов, Г.Т. Апасов. – Тюмень: ТИУ, 2016. – 122 с.
2. Мандрик И.Э. Об особенностях гидродинамического моделирования методов увеличения нефтеотдачи нефтяных пластов / И.Э. Мандрик, В.В. Гузеев, В.Р. Сыртланов // Вестник ЦКР Роснедра. – 2010. – №4. – С. 12-17.
3. Севастьянов А.А. Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти: учебное пособие / А.А. Севастьянов, К.В. Коровин, О.П. Зотова. – Тюмень: ТИУ, 2017. – 89 с.
4. Серебряков А.Н. Геолого-технические мероприятия по регулированию процесса разработки нефтяного месторождения Каракудук (Западный Казахстан) // Academy. №6 (21), 2017. – С. 15-21.
5. Заболотная Ю.И. Первоочередные направления геологоразведочных работ на территории Кыргызской Республики / Ю.И. Заболотная, А.Я. Гризик, М.В. Губеренко // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. – Москва: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. – №1 (25). – С. 112-118.
6. Калдыбаев Н.А. Технология забуривания боковых горизонтальных стволов в условия нефтегазового месторождения Майлису IV- Восточный збаскент [Текст] / Н.А. Калдыбаев, Н.А. Талиев // Проблемы научно-технического прогресса в бурении скважин: сборник докладов всероссийской научно-технической конференции с международным участием, посвященной 60-летию кафедры бурения скважин. – Томск: «ТПУ», 2014. – С. 207-214.
7. Еленец А.А. Разработка методики прогноза эффективности эксплуатации боковых стволов: автореф. дис. … канд. техн. наук: 25.00.17. – Тюмень, 2012. – 116 с.
8. Бояр А.В. Основные этапы планирования боковых стволов [Текст] / А.В. Бояр // Роль инновации в трансформации современной науки: сборник статей по итогам международной научно-практической конференции / Ч. 1 – Стерлитамак: АМИ, 2018. – С. 16-18.
9. Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах [Текст]: учебное пособие / В.М. Шенбергер [и др.]. – Тюмень: «ТюмГНГУ», 2007. – 496 с.
10. Севастьянов А.А. Выпускная квалификационная работа: учебно-методическое пособие / А.А. Севастьянов, К.В. Коровин, Е.И. Мамчистова, А.А. Хайруллин, Н.В. Назарова, О.П. Зотова. – Тюмень: ТИУ, 2017. – 56 с.
11. Дополнение к проекту разработки Повховского месторождения // Протокол ЦКР Роснедра от 11.12.2019 №6087.