Разработка технологий реконструкции малодебитных скважин сооружением боковых стволов

    Приведенные результаты свидетельствуют о том, что промышленное применение биополимерных растворов при бурении БГС позволяет качественно вскрывать продуктивные пласты, обеспечить высокие добывные характеристики эксплуатационных объектов и повысить конечную их нефтеодачу.

    В четвертом разделе рассмотрены вопросы выбора конструкции БГС и обеспечения качества их крепления, проведена технико-экономическая оценка эффективности строительства и эксплуатации БС.

    При выборе конструкции забоя определяющими  являются геолого-технические условия БГС скважины в интервале залегания продуктивного объекта, обуславливающие устойчивость ствола, возможность разобщения напорных горизонтов, проведения технико-технологических воздействий на пласт, обеспечение длительной эксплуатации скважины с оптимальным дебитом.

    Например, по состоянию на 06.10.2001 на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» было пробурено 166 боковых стволов из бездействующих и малодебитных скважин, в том числе вертикальных – 21, наклонно направленных – 60, пологих – 32, с горизонтальным окончанием ствола – 53. 

     Таблица 3 – Данные об эксплуатации БГС, пробуренных  с промывкой биополимерными растворами

                  на Восточно-Сургутском месторождении

    При их строительстве применены следующие  конструкции забоев скважин:

1. закрытая, со сплошным цементированием потайной колонны-хвостовика от забоя до интервала подвески ее в эксплуатационной колонне и вскрытием продуктивной части пласта перфорацией – 75 скважин;
2. открытая (рисунок 1), с фильтрами из перфорированнных обсадных труб диаметром 101,6 мм в интервале продуктивной части пласта и сплошным манжетным цементированием остальной части хвостовика до интервала его подвески в эксплуатационной колонне – 65 скважин;
3. открытая, с фильтрами из перфорированных обсадных труб диаметром 101,6 мм, изоляционных пакеров СМХХ-7 «Baker Oil Tools» и обсадных труб 101,6 мм в обводненных интервалах пласта и сплошным цементированием хвостовика через муфту HCSS до устройства подвески его (LH Hyflon, пакер Hyflon) в эксплуатационной колонне – 23 скважины;
4. открытая, с установкой башмака потайной колонны-хвостовика в кровле продуктивного пласта и пакерованием ее в башмаке, интервалах водогазонапорных горизонтов и подвески в эксплуатационной колонне – 2 скважины.

    Оценка  качества строительства боковых  стволов закрытой конструкции по показателям добычи нефти (Q_н, т/сут) после ремонта и обводненности продукции (В, %), установила следующее:

1. из 75 боковых стволов успешными оказались 51 (68 %);
2. не достигнут прирост Q, т/сут по 10 скважинам (13 %);
3. в 14 (19 %) скважинах обводненность продукции пласта превышала 95 %.

    В результате анализа были устанавлены  следующие причины высокой обводненности БС:

1. неправильное проектное направление бурения БС в зоны выработанных запасов и высокой обводненности;
2. заколонные перетоки по цементному кольцу из-за низкого качества цементирования ввиду малого зазора между хвостовиком и стенками БС.  
   

    Рисунок 1 – Схема компоновки «хвостовика» бокового ствола с открытым забоем

    (скважина  № 8 ПЛ куст № 471 Яун-Лорского  месторождения) 

    Это подтверждают геофизические исследования, проведенные по 4 скважинам, в продукции которых содержание воды составило более 95 %. В них причина обводненности продукции – заколонные перетоки по цементному кольцу из близкорасположенных водоносных горизонтов или ВНК.

    Поэтому для повышения качества строительства БС из малодебитных скважин необходимо следующее:

1. разрабатывать проекты на реконструкцию скважин методом строительства БС (в том числе горизонтальных и многозабойных) из малодебитных (бездействующих) скважин;
2. предусмотреть в них обязательный комплекс геолого-промысловых исследований с целью обоснования и выбора оптимального направления для забуривания БС;
3. при выборе конструкции забоев БС предусматривать технико-технологические решения по селективной их изоляции, расширению диаметра БС до значений величин оптимального кольцевого зазора (15-18 мм), по применению специальных тампонажных материалов.

    Основные  выводы и рекомендации

1. Анализ  отечественного и зарубежного опыта  бурения ГС и БГС доказал целесообразность и эффективность их применения для подключения в разработку низкопродуктивных пластов небольшой мощности, для разработки сложнопостроенных залежей с близким расположением водоносных пластов к эксплуатационным объектам, для вовлечения в разработку нерентабельных при традиционных способах бурения низкопроницаемых продуктивных горизонтов, для повышения производительности малодебитных скважин.
2. Научно обоснованна корректировка методики расчета пространственного профиля ГС и БГС, включающая определение зенитного угла входа в продуктивный пласт, азимутального угла поправки, расчет наклонных участков профиля до точки выхода на горизонтальный участок.
3. Доказана необходимость и оценена целесообразность применения биополимерной системы буровых растворов для промывки скважин при вскрытии боковыми стволами продуктивных пластов. Установлено, что коэффициент восстановления проницаемости кернов после воздействия биополимерного раствора в 1,8 раза выше, чем после воздействия полимерглинистого раствора, глинистая корка в 3,5 раза меньше, а «скин-эффект» - отрицательный.
4. По результатам исследования геолого-физических и прочностных характеристик пород пластов ЮС₀, ЮС₁, ЮС₂, БС_10-12 месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» предложены и реализованы при строительстве БГС 4 типа конструкций их забоя. Для неустойчивых пород пласта-коллектора БС_10-12 рекомендована конструкция забоя закрытого типа, для устойчивых пород ЮС_{1, 2} – конструкция забоя открытого типа с хвостовиком-фильтром в продуктивной части пласта и манжетным цементированием его в остальной части (либо изоляция его с помощью гидравлических пакеров).
5. Установлены основные причины высокой обводненности продукции из БС на Федоровском и ряде других месторождений ОАО «Сургутнефтега»:
• проектное направление бурения боковых стволов дано в зоны выработанных запасов и высокой обводненности залежи;
• заколонные перетоки по цементному кольцу ввиду малого зазора между колонной-хвостовиком и стенками БС.
6. Для повышения качества строительства БС из бездействующих скважин необходимо:
• разрабатывать специальные проекты на реконструкцию скважин методом строительства БС (в том числе горизонтальных и многозабойных) из бездействующих и малодебитных скважин;
• предусмотреть в них обязательный комплекс геолого-промысловых исследований с целью оптимального выбора скважины для зарезки БС и направления их бурения;
• при выборе конструкции забоя БС предусматривать технико-технологические решения по селективной их изоляции, расширению диаметра БС до оптимальных величин зазора (15-18 мм).
7. Проведенный анализ эксплуатации боковых стволов доказал эффективность их строительства на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», а прогнозная оценка до 2015 года позволяет поставить задачу доведения их количества до 5837, при этом дополнительная добыча составит более 93,6 млн. тонн нефти.

    Основные  положения диссертации нашли отражение в следующих работах:

1. Гауф В.А., Калинин В.В., Кочетков П.М., Зозуля Г.П., Шенбергер В.М. Опыт и особенности применения технологии гибких НКТ в Западной Сибири / Междунар. НТК Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Сб. тез: – Тюмень: ОАО Газпром, 1999. – С. 69.
2. Гауф В.А., Зозуля Г.П., Шенбергер В.М. Особенности и опыт бурения вторых стволов из эксплуатационных колонн скважин /Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортирования нефти и газа на основе  современных технологий: Мат. второй Всерос. НТК – Тюмень: ТюмГНГУ, 2000.– С.20-21.
3. Гауф В.А., Грошева Т.В., Бурдин К.В. Выбор состава и свойств технологических жидкостей при бурении и ремонте скважин / Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортирования нефти и газа на основе современных  технологий:  Мат. второй Всерос. НТК – Тюмень: ТюмГНГУ, 2000 – С. 21-22.
4. Гауф В.А., Полищук Г.П., Зозуля Г.П., Шенбергер В.М. Особенности и опыт бурения вторых боковых стволов из эксплуатационных скважин /Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса: Мат. Всеросс. НТК – Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. – С. 100-101.
5. Гауф В.А., Паршукова Л.А., Петров А.Н., Зозуля Е.К., Паршуков А.В. К вопросу повышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов на ряде месторождений Западной Сибири /Научные проблемы Западно-Сибирского нефтегазового региона: Тез. докл. НТК – Тюмень: ТюмГНГУ, 1999. – С. 210-212.
6. Гауф В.А. Особенности и преимущества технологий непрерывная труба при ремонте скважин / Научные проблемы Западно-Сибирского нефтегазового региона: Тез. докл. НТК – Тюмень: ТюмГНГУ, 1999.– С. 209-210.
7. Гауф В.А. Разработка и совершенствование системы промывки дополнительных стволов из эксплуатационных скважин / Изв. вузов. Нефть и газ. 2001.– № 4. – С. 34-38.
8. Гауф В.А., Шенбергер В.М., Зозуля Г.П., Павлусенко М.В. Проектирование профиля наклонно направленной пологой и горизонтальной скважины пространственного типа / Тр. Всерос. НТК Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. – Альметьевск: ОАО Татнефть, 2001. – С. 336-347.
9. Гауф В.А., Гейхман М.Г., Зозуля Г.П., Шенбергер В.М. Разработка и совершенствование систем промывки дополнительных боковых стволов, сооружаемых из эксплуатационных скважин /Тр. Всерос. НТК Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. – Альметьевск: ОАО Татнефть, 2001. – С. 356-368.
10. Гауф В.А., Гапонова М.А., Карнаухов М.Л.. Шенбергер В.М. Результаты зарезки вторых стволов на месторождениях Ноябрьского региона / Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе: Мат. Всерос. НТК – Тюмень: ТюмГНГУ, 2001. – С. 35-36.
11. Гауф В.А., Колбин С.В., Шенбергер В.М. О качестве крепления боковых горизонтальных стволов скважин /Там же. – С. 6-7.
12. Гауф В.А, Молоданов Д.В., Козодеев Д.А., Павлусенко М.В., Шенбергер В.М. Проектирование профиля наклонно направленной пологой и горизонтальной скважины пространственного типа / Науч. тр. III Конгресс нефтепромышленников России. Проблемы нефти и газа: – Уфа: УГНГУ, 2001. – С. 106-108.
13. Гауф В.А. Опыт и проблемы бурения боковых горизонтальных стволов на месторождениях ОАО Сургутнефтегаз /Новые технологии ремонта нефтяных и газовых скважин: Семинар Европейской комиссии по проблеме IFP. – Тюмень: СургутНИПИнефть, 2001. – С. 10-16.

Соискатель   В.А. Гауф 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Издательство  «Нефтегазовый университет»

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального  образования

«Тюменский  государственный нефтегазовый университет»

625000, Тюмень, ул. Володарского, 38

Отдел оперативной  полиграфии издательства «Нефтегазовый  университет»

645000, Тюмень, ул. Володарского, 38