Аналитика



Инновационная система разработки нефтяных месторождений

Глава 1

ИННОВАЦИОННАЯ СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1. ЭФФЕКТИВНАЯ РАЗРАБОТКА МАЛОПРОДУКТИВНЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В России имеются миллиарды тони трудноизвлекаемых запасов нефти, уже разведанных, но еще не введенных в промышленную разработку. Главный признак трудноизвлекаемых запасов нефти - экономическая неэффективность их извлечения при применяемой привычной стандартной технологии. Другой существенный признак - скважины, пробуренные на такие нефтяные пласты, обладают крайне низкими коэффициентами продуктивности.

Все известные нефтяные пласты можно классифицировать - разделить на восемь классов по среднему коэффициенту продуктивности скважин: первый класс - нефтяные пласты гипервысокой продуктивности - средний коэффициент продуктивности по нефти более 100 т/(сут-ат); второй класс - нефтяные пласты ультравысокой продуктивности - средний коэффициент продуктивности по нефти от 30 до 100 т/(сут-ат), примерами таких пластов были основные пласты Самотлорско-го месторождения, с которых начиналась разработка месторождения; третий класс - нефтяные пласты высокой продуктивности - средний коэффициент продуктивности скважины по нефти от 10 до 30 т/(сут-ат), примером такого пласта был девонский горизонт известного Бавлинского месторождения; четвертый класс - нефтяные пласты повышенной продуктивности - средний коэффициент продуктивности скважины от 3 до 10 т/(сут-ат), примером такого пласта был девонский горизонт на центральных площадях и лучших участках некоторых других площадей Ромашкинского месторождения; следующий, пятый класс - нефтяные пласты средней продуктивности, у которых средний коэффициент продуктивности скважины по нефти от 1 до 3 т/(сут-ат), такие пласты были на остальных площадях Ромашкинского месторождения, на многих давно разрабатываемых не лучших нефтяных месторождениях Западной Сибири; шестой класс - нефтяные пласты пониженной продуктивности - средний коэффициент продуктивности скважины от 0,3 до 1 т/(сут-ат), такие пласты были и есть на разрабатываемых малопродуктивных нефтяных месторождениях Западной Сибири и Татарстана; седьмой класс - нефтяные пласты низкой продуктивности - средний коэффициент продуктивности скважины по нефти от 0,1 до 0,3 т/(сут-ат), в большинстве своем такие пласты пока не разрабатываются; восьмой класс - нефтяные пласты ультранизкой продуктивности - средний коэффициент продуктивности скважины по нефти менее 0,1 т/(сут-ат), такие нефтяные пласты пока, за небольшим исключением, не разрабатываются.

Пласты 7-го и 8-го класса - низкой и ультранизкой продуктивности - по своей продуктивности хуже основных пластов Самотлорского месторождения в 100-1000 раз, хуже девонского горизонта Ромашкинского месторождения в 10-100 раз.

Другие существенные признаки трудноизвлекаемых запасов нефти:

1. Высокая зональная неоднородность по проницаемости и прерывистость нефтяных пластов. Большое отличие общей толщины от эффективной толщины - уменьшенная и малая доля эффективной проницаемой нефтяной толщины в общей толщине, многослойность - наличие многих проницаемых слоев и их разделяющих непроницаемых прослоев.

Такая многослойность нефтяных пластов при значительной доле неэффективной толщины в их общей толщине резко уменьшает эффективность горизонтальных скважин и закачки теплоносителя в нагнетательные скважины.

2.    Высокая расчетная послойная неоднородность, которая учитывает послойную неоднородность по проницаемости всех нефтяных пластов, объединяемых в один общий эксплуатационный объект, и геометрическую неоднородность (неравномерность) движения вытесняющей воды в пределах отдельного однородного слоя, обусловленную геометрией сетки скважин, схемой взаимного расположения добывающих и нагнетательных и точечностью (малостью) самих скважин по сравнению с размерами эксплуатируемых нефтяных площадей. При объединении нефтяных пластов в эксплуатационный объект из-за их различия по удельной продуктивности на единицу эффективной толщины общая неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой увеличивается, соответственно уменьшается средняя доля в суммарном отборе жидкости.

Объединение пластов оправдано, если при этом произведение начального максимального (амплитудного) дебита нефти и средней доли нефти в суммарном отборе жидкости увеличивается. Значит, при неизменном среднем числе скважин, как для одного пласта, при условии извлечения утвержденных извлекаемых запасов всех объединяемых пластов их объединение не только значительно увеличивает начальный максимальный (амплитудный) дебит нефти, но также увеличивает средней дебит нефти.

3. Пониженная и низкая начальная нефтенасыщенность пластов, из-за чего при заводнении бывает низкий коэффициент вытеснения нефти водой и еще более низкий коэффициент нефтеотдачи пластов, представляющий собой произведение коэффициента вытеснения нефти водой в микрообъеме пласта и коэффициента охвата пластов вытеснением.

4. Малые размеры чисто нефтяных площадей и участков -сложность определения их границ, риск разместить и пробурить проектные скважины за пределами этих границ.

Это могут быть водонефтяные пласты - нефть в виде островов в море воды; нефть находится в куполах и бывает защищена снизу от воды непроницаемыми прослоями и непродуктивными пластами.

Это могут быть газонефтяные пласты, где нефть находится в пониженных зонах. Нефть может быть защищена сверху от газа и снизу от воды непроницаемыми прослоями и пластами.

Эффективная разработка возможна только защищенной нефти, имеющей естественную природную защиту в виде непроницаемой породы сверху от газа и снизу от воды.

5.    Близость давления насыщения нефти газом к начальному пластовому давлению плюс заметное или даже значительное содержание в нефти твердых компонентов - асфальтенов, смол и парафинов. Ограниченность депрессии на нефтяные пласты при снижении забойного давления добывающих скважин только до давления насыщения и опасность значительного снижения коэффициента продуктивности по нефти при снижении забойного давления ниже давления насыщения - снижения в 2, 3 и даже в 10 раз. После начала обводнения скважины такое снижение продуктивности по нефти равносильно значительному увеличению вязкости нефти со всеми следующими отсюда отрицательными последствиями.

Большой бедой может обернуться высокое газосодержание нефти и низкое забойное давление фонтанирования, намного более низкое, чем давление насыщения. Тогда при отсутствии постоянного контроля и жесткого регулирования (рационального повышения с помощью штуцера устьевого и забойного давления фонтанирования) происходит самопроизвольное снижение забойного давления ниже давления насыщения и соответственно резкое падение коэффициента продуктивности и дебита нефти.

6. Высокая вязкость нефти, в десятки и сотни раз превосходящая вязкость воды.

При невысокой проницаемости и невысокой эффективной толщине нефтяных пластов их ультранизкая продуктивность образуется из-за высокой вязкости нефти. А при высокой вязкости нефти возникает высокое соотношение подвижностей вытесняющей воды и нефти. Поэтому после прорыва вытесняющей воды в добывающие скважины по небольшой части нефтяных пластов (по наиболее проницаемым слоям и линиям тока) происходит быстрый рост обводненности отбираемой жидкости, быстрое снижение дебита нефти и процесс разработки завершается невысокой нефтеотдачей пластов, близкой к безводной нефтеотдаче и примерно равной 10-20 %.

Для таких нефтяных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти и ультранизкой продуктивностью РИТЭКом была запроектирована и уже осуществляется инновационная система разработки, включающая такие компоненты:

1. Рациональная максимальная депрессия на нефтяные пласты в добывающих скважинах. При этом забойное давление приближается к давлению насыщения нефти газом, пластовое давление по возможности повышается выше первоначального уровня, но так, чтобы добывающие скважины экранировали воздействие внутриконтурной закачки воды, чтобы на линии крайних периферийных добывающих скважин пластовое давление было равно первоначальному законтурному и не возникала опасность оттока и потери части запасов нефти во внешней водоносной области. Это - контролируемое и управляемое повышение пластового давления.

Рациональная максимальная репрессия на нефтяные пласты в нагнетательных скважинах. При этом забойное давление максимально возможно повышается, но остается ниже давления гидроразрыва пласта. Такое высокое забойное давление нагнетания при постоянной закачке и периодической циклической закачке обеспечивает объем закачиваемой воды, строго соответствующий объему отбираемой жидкости. Но создание рациональной максимальной депрессии и рациональной максимальной репрессии - непростое дело, требующее определенных технических решений и специального оборудования. Все необходимое для этого имеется у РИТЭКа.

2. На новых вводимых в разработку нефтяных месторождениях применяется адаптивная система разработки, позволяющая сочетать промышленный процесс добычи нефти и закачки воды с доразведкой геологического строения нефтяных пластов.

Адаптивная система позволяет оперативно на основе информации, полученной при бурении и исследовании скважин, изменять и совершенствовать сетку разбуривания скважин и схему размещения добывающих и нагнетательных, переходить от расчетного площадного заводнения к избирательному заводнению.

Установленная по технологическим и экономическим расчетам сетка скважин рациональной плотности, которая может быть любой, формируется из квадратных сеток стандартного дихотомического ряда. Этот ряд квадратных сеток образуется путем удвоения площади на скважину и включает плотности:

1, 2, 4, 8, 16, 32, 64, 128 и 256 га/скв. Если по расчетам получается, что рациональная плотность сетки скважин равна 25 га/скв., то такую сетку составляют из двух сеток 32 и 16 га/скв., причем 32 га/скв. будет на 72 % нефтяной площади с пониженной эффективной толщиной нефтяных пластов, а 16 га/скв. будет на остальных 28 % нефтяной площади с повышенной эффективной толщиной нефтяных пластов; и начинать можно будет с плотности 32 га/скв., при необходимости без промедления сгущая до 16 га/скв. Разбуривание нефтяной площади осуществляется по направлению от известного к неизвестному: от центра к периферии сначала по плотности 256 и 128 г/скв. (это будет плотность кустов - плотность первых вертикальных скважин кустов при кустовом бурении скважин), затем при подтверждении эффективной нефтяной толщины пластов сгущается до плотности 64, 32 и 16 га/скв. При расчетной рациональной плотности сетки скважин 25 га/ скв. ближайшая более густая сетка стандартного дихотомического ряда 16 га/скв. является базовой; все проектные скважины рассматриваемого объекта могут размещаться только в точках базовой сетки.

При выделении двух и более эксплуатационных объектов по каждому из них определяется базовая сетка и эти сетки так смещаются относительно друг друга, чтобы все вместе по месторождению образовали максимально возможно равномерную общую сетку.

При такой общей сетке те скважины, которые оказались ненужными на своих проектных эксплуатационных объектах (например, попали в зоны неколлектора), переводятся на другие эксплуатационные объекты и там оказываются полноценными скважинами.

При адаптивной системе разработки довольно просто осуществляется разделение одной сетки на несколько более редких самостоятельных сеток и, наоборот, объединение нескольких сеток в одну более густую; разделение эксплуатационного объекта на несколько эксплуатационных объектов и, наоборот, объединение нескольких эксплуатационных объектов в один эксплуатационный объект.

3. Рациональное объединение нефтяных пластов низкой и ультранизкой продуктивности в один общий эксплуатационный объект увеличивает не только амплитудный (начальный максимальный) дебит нефти, но и средний дебит нефти добывающей скважины за время добычи утвержденных извлекаемых запасов. Без такого объединения пласты ультранизкой продуктивности вообще нельзя вводить в разработку. При всех налоговых льготах, принятых правительством Татарстана, при амплитудном дебите нефти добывающей скважины менее

9 т/сут экономически убыточно разбуривать и вводить в разработку нефтяные пласты, тогда как амплитудный дебит добывающей скважины по пластам ультранизкой продуктивности менее 6 т/сут. Вопрос стоит так: либо объединять и разрабатывать, либо не объединять и не разрабатывать.

Отвлекаясь от проблемы экономической нерентабельности, рассмотрим, в чем преимущество раздельной разработки нефтяных пластов самостоятельными сетками добывающих и нагнетательных скважин. Говорят, в простоте контроля - сразу видно: где и сколько отбирают нефти, куда и сколько закачивают воды. Но пласты обладают зональной и послойной неоднородностью по проницаемости, состоят из многих проницаемых слоев и непроницаемых прослоев; и поэтому не получается простота контроля. Говорят, на основе контроля можно управлять процессом разработки нефтяных пластов: по каким-то отдельным добывающим скважинам можно уменьшать депрессию на нефтяные пласты по сравнению с максимально возможной, а по каким-то отдельным нагнетательным скважинам можно уменьшать репрессию на нефтяные пласты по сравнению с максимально возможной. Но ведь рассматриваемые нефтяные пласты обладают ультранизкой продуктивностью, и самые лучшие скважины, проведенные на эти пласты, являются малодебитными, в лучшем случае - среднедебитными и тогда дают дебит нефти за многие другие пробуренные скважины! По отдельным пластам из-за их прерывистости часть скважин попадает в зоны неколлектора (зоны непродуктивной породы) и вообще ничего не дает; из-за высокой зональной неоднородности пластов часть скважин попадает в зоны такой низкой продуктивности и дает такой низкий дебит нефти, что даже эксплуатировать и осуществлять текущие экономические затраты оказывается экономически неэффективно.

Как известно, чтобы управлять процессом, надо иметь некоторый резерв производительности; тогда, чтобы управлять работой скважины - уменьшать или увеличивать их производительность, надо иметь некоторый резерв производительности, значит, проектная производительность должна быть заметно ниже максимально возможной производительности. Но такого резерва нет! Таким образом, получается, что выделение пластов ультранизкой продуктивности в отдельные эксплуатационные объекты не дает каких-либо дополнительных технологических возможностей и преимуществ.

При объединении нескольких подобных нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект по добывающим скважинам одинаково на все пласты будут применяться рациональные максимальные депрессии, а по нагнетательным скважинам - рациональные максимальные репрессии. В начальный период разработки совместная разработка нефтяных пластов должна быть не хуже, а лучше раздельной. В скважинах пласты будут работать в соответствии со своей природной зональной неоднородностью и прерывистостью: сколько по площади распространения пластов имеется менее продуктивных зон и зон неколлектора, столько по скважинам в пределах эксплуатационного объекта будет слабо работающих и неработающих пластов.

При объединении пластов в один общий эксплуатационный объект серьезными становятся вопросы их включения в работу и выключения из работы.

Для включения всех пластов в полноценную работу предусмотрено бурение скважин в пределах продуктивных пластов на равновесии и депрессии; а после спуска эксплуатационной колонны и цементирования заколонного пространства - осуществление интенсивной глубокой перфорации с глубиной перфорационных каналов 50-100 см, пронизывающих засоренную при бурении и цементировании прискважинную зону.

Для выключения в скважинах отдельных нефтяных слоев и пластов можно применять пластоперекрыватели, которые вдавливают в эксплуатационные колонны, не уменьшая их внутренний диаметр, благодаря чему в одной и той же скважине их можно применять многократно против разных слоев и пластов.

Чтобы эффективно выключать слои и пласты, надо знать их работу и текущее состояние.

Чтобы по скважинам по нефтяным слоям и пластам регулярно контролировать дебит нефти, дебит жидкости и обводненность, в них надо спускать глубинные приборы (прежде всего глубинные расходомеры), обладающие необходимой высокой чувствительностью и точностью.

4. Обязательное осуществление искусственного поддержания и повышения пластового давления путем внутриконтурного рассредоточенного (площадного и избирательного) заводнения и приконтурного избирательного заводнения. Осуществление плунжерными насосами Уитли-Урал индивидуальной закачки воды в нагнетательные скважины с необходимым высоким давлением нагнетания (но ниже давления гидроразрыва пласта) и производительностью, соответствующей производительности (отбору жидкости) окружающих добывающих скважин. При наличии резерва производительности нагнетательных скважин закачка воды осуществляется циклически с целью уменьшения неравномерности вытеснения нефти водой - с целью уменьшения отрицательного влияния послойной неоднородности нефтяных пластов по проницаемости на процесс их обводнения и конечную нефтеотдачу пластов.

На нефтяных пластах низкой и ультранизкой продуктивности, но содержащих маловязкую нефть, с целью увеличения коэффициентов приемистости и уменьшения числа нагнетательных скважин в два и более раза в нагнетательные скважины закачивается химический реагент полисил по патенту РИТЭКа.

По нефтяным пластам низкой и ультранизкой продуктивности, содержащим маловязкую нефть, но обладающим пониженной начальной нефтенасыщенностью и соответственно низкой нефтеотдачей при заводнении, с целью резкого увеличения нефтеотдачи и значительного увеличения углеводородоотдачи целесообразно проектировать газовое заводнение, при котором вслед за широкой оторочкой газа закачивается вода и осуществляется чередование закачки газа и воды. При газовом заводнении в периоды закачки газа может значительно увеличиваться текущая добыча нефти. Но для осуществления газового заводнения необходимы природный газ с природным достаточно высоким пластовым давлением, тогда не надо устанавливать громоздкие многоступенчатые компрессоры; поэтому поблизости необходимо иметь глубоко залегающие газоносные пласты с достаточными запасами газа.

По нефтяным пластам ультранизкой продуктивности, содержащим высоковязкую нефть, с официально утвержденной низкой или невысокой нефтеотдачей 10+20 %, с целью значительного увеличения нефтеотдачи до 30 % и выше запроектировано применение циклической закачки воды, а после прорыва воды в окружающие добывающие скважины - осуществление в нагнетательные скважины-обводнительницы чередующейся закачки воды и небольшой части (около 5 %) добытой высоковязкой нефти. Это не только увеличит конечную нефтеотдачу пластов, но и текущую добычу нефти.

Представленные здесь технологии увеличения нефтеотдачи пластов защищены патентами.

Qa,6%

В России уже разведаны огромные запасы нефти в пластах низкой и ультранизкой продуктивности. Эти запасы нефти в основном пока не введены в промышленную разработку. При обычной стандартной технологии разработка этих запасов нефти экономически нерентабельна.

Но РИТЭКом уже обоснована инновационная система разработки, позволяющая такие запасы нефти разрабатывать экономически эффективно. Эта инновационная система уже запроектирована и осуществляется на нефтяных месторождениях РИТЭКа; она защищена многими патентами Российской Федерации.

1.2. ИННОВАЦИОННАЯ СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ МАЛОПРОДУКТИВНЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Эта система имеет следующие звенья:

1. Рациональное объединение нефтяных пластов в общий эксплуатационный объект, что повышает экономическую рентабельность добычи нефти, резко уменьшает капитальные затраты на разработку месторождения, увеличивает разбуриваемую нефтяную площадь и вовлекаемые в разработку геологические запасы нефти.

Благодаря этому становится экономически рентабельно вовлекать в разработку малопродуктивные многопластовые месторождения высоковязкой нефти.

Потенциально возможный эффект на месторождениях АО РИТЭК: увеличение дебита скважин в 2-3 раза, увеличение площади разбуривания нефтяных пластов в 1, 2—1,5 раза.

2.    Применение адаптивной системы разработки нефтяных месторождений, включающей использование равномерной квадратной сетки размещения скважин стандартного дихотомического ряда квадратных сеток и обращенной 9-точечной схемы площадного заводнения, позволяющей оперативно сгущать и разрежать сетку скважин и видоизменять систему заводнения, с учетом информации, полученной при бурении и исследовании скважин, реализовывать принцип избирательности и от равномерного площадного заводнения переходить к приконтур-ному избирательному и избирательному заводнению.

Адаптивная система - наиболее подходящая в условиях дефицита информации и для учета поступающей информации. Избирательная адаптивная система позволяет сочетать промышленную разработку и доразведку нефтяных пластов.

Потенциально возможный эффект: уменьшение доли неэффективных скважин на 50 % и ускорение ввода нефтяного месторождения в промышленную разработку на 1-2 года.

3.    Применение плунжерных насосов Уитли-Урал, располагаемых на кустах скважин рядом с нагнетательными скважинами, для осуществления индивидуальной закачки воды в соответствии с дебитами нефти окружающих добывающих скважин. Применение повышенного давления нагнетания, близкого к давлению гидроразрыва пласта, для достижения контролируемого повышения пластового давления выше первоначальной величины, увеличения дебита нефти и осуществления циклического заводнения.

Потенциально возможный эффект: реализация режима поддержания пластового давления вместо режима истощения пластовой энергии, что резко увеличивает нефтеотдачу пластов; за счет повышенного пластового давления - дополнительное увеличение дебита скважины в 1,2 раза, за счет циклики -повышение нефтеотдачи пластов в 1,2 раза.

4.    После начала обводнения окружающих добывающих скважин перевод нагнетательных скважин с циклической закачки воды на чередующуюся закачку воды и небольшой части (5 %) добытой высоковязкой нефти.

Потенциально возможный эффект:    резкое уменьшение

холостой прокачки воды, увеличение текущих дебитов нефти обводняющихся скважин и дополнительное увеличение нефтеотдачи пластов в 1,5-2 раза.

5.    Бурение скважин на равновесии и депрессии износостойкими долотами на качественном буровом растворе с целью сохранения естественных коллекторских свойств призабойных зон нефтяных пластов.

В настоящее время начали применять систему Корал. Применение системы Корал исключает цементирование нефтяных пластов и засорение их при цементировании, позволяет путем включения и выключения регулировать разработку нефтяных пластов, позволяет определять их индивидуальные дебиты нефти, обводненности, забойные и пластовые давления и индивидуально выключать из работы.

При применении системы Корал осуществляется своя специальная конструкция скважины, и поэтому нет необходимости в глубокой перфорации нефтяных пластов.

Потенциально возможный эффект: исключение снижения природной продуктивности пластов в 1, 2— 1,5 раза.

6.    Применение на всех скважинах 6-дюймовых эксплуатационных колонн, что повышает долговечность скважин и надежность системы разработки, существенно повышает нефтеотдачу пластов. В случае многократной потери герметичности в скважину можно спустить и зацементировать 4-дюймовую эксплуатационную колонну и продолжать успешную эксплуатацию. Отказ от 5-дюймовых и применение 6-дюймовых эксплуатационных колонн увеличивает капитальные затраты примерно на 2 %, что сразу же компенсирует увеличение дебита нефти более чем на 2 %.

Потенциально возможный эффект:    увеличение долговеч

ности скважин в 2 раза, увеличение надежности системы разработки и исключение снижения извлекаемых запасов нефти в

1,2—1,5 раза.

7.    Применение глубокой перфорации последовательно сразу всех нефтяных пластов с глубиной перфорационных каналов 50-100 см с целью ускорения и повышения эффективности освоения нефтяных пластов.

Потенциально возможный эффект: дополнительное увеличение дебита скважин в 1,2 раза.

8. Освоение скважин имеющимися на вооружение АО РИТЭК современными свабами и эжекторными насосами.

Потенциально возможный эффект: исключение снижения природной продуктивности пластов в 1,2 раза.

9. Промывка скважин дистиллятом и применение стационарного электропрогрева нефтяных пластов с целью удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, прогрева ближайшей призабойной зоны нефтяных пластов и повышение производительности скважин.

Потенциально возможный эффект: дополнительное увеличение дебита скважин в 1,2 раза.

10. Постоянный регулярный контроль за работой добывающих скважин - за их дебитом нефти, обводненностью, забойным и пластовым давлением с целью оптимизации режима работ глубинных насосов.

Во время ежегодных профилактических ремонтов скважин -определение чувствительным глубинным расходомером индивидуальных дебитов нефтяных пластов и их участия в общем дебите, также определение обводнения слоев и пластов.

Потенциально возможный эффект: дополнительное увеличение дебита скважин в 1,2 раза.

11.    Применение пластоперекрывателей для защиты пробуренных нефтяных пластов от засорения и для изоляции обводненных обособленных нефтяных слоев и пластов.

Потенциально возможный эффект: уменьшение отбора попутной воды в 1,5 раза.

12.    Поддержание забойного давления добывающих скважин на уровне давления насыщения нефти газом.

Потенциально возможный эффект: исключение снижения продуктивности нефтяных пластов в 1,2— 1,5 раза.

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ИННОВАЦИОННОЙ СИСТЕМЫ

СПЕЦИАЛЬНО ДЛЯ МАЛОПРОДУКТИВНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ МАЛОВЯЗКОЙ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Создание на устье нагнетательных скважин с помощью плунжерных насосов давления 250-350 ат; потенциально возможный эффект: увеличение разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин в 1,3—1,5 раза, увеличение дебита нефти в 1,3— 1,5 раза;

применение химического реагента полисил; потенциально возможный эффект: увеличение коэффициента приемистости нагнетательных скважин в 2 раза, использование сэкономленных нагнетательных скважин в качестве добывающих, увеличение общего дебита нефти в 1,3 раза.

осуществление    технологии    эксплуатации    добывающих

скважин, предотвращающей образование нефтегидратов и преждевременный выход скважин из строя и выпадение извлекаемых запасов нефти из разработки; эта технология включает в себя различные технические и химические средства, в том числе периодический электронагрев насосно-компрессорных труб.

В арсенале инновационных методов РИТЭК имеются:

применение газового заводнения, т.е. заводнения с газовыми оторочками рациональных размеров; потенциально возможный эффект: увеличение дебитов нефти и нефтеотдачи пластов в

1,3—1,5 раза, особенно в Западной Сибири по пластам пониженной нефтенасыщенности;

применение скважин-елок, т.е. дополнение вертикальных скважин горизонтальными каналами (ветвями) длиной 20-50 м; потенциально возможный эффект: увеличение дебита нефти в 2-3 раза.

Представленная здесь инновационная система разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, предложенная АО РИТЭК, предусматривает всестороннюю оптимизацию процесса добычи нефти. Эта система постоянно совершенствуется с учетом достижений науки и техники и практически осуществляется на нефтяных месторождениях АО РИТЭК в Татарстане и Западной Сибири.

1.3. АДАПТИВНАЯ СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Процесс разработки нефтяного месторождения можно характеризовать немногими параметрами: прежде всего продуктивностью (амплитудным дебитом на проектную скважину, средним коэффициентом продуктивности скважины), затем емкостью (объемом геологических запасов нефти, а при известном вытесняющем агенте - закачиваемой воде объемом геологических запасов, умноженным на коэффициент вытеснения нефти водой) и неоднородностью (зональной и послойной неоднородностью по проницаемости и скорости вытеснения нефти водой и прерывистостью).

Полнота извлечения запасов нефти и вынужденный отбор вместе с нефтью больших объемов попутной воды прямо связаны с неоднородностью. А неоднородность (неравномерность) бывает созданная природой и созданная человеком. Последняя бывает обусловлена точечностью расположения источников и стоков - нагнетательных и добывающих скважин и неравномерностью сетки скважин. В широко применяемой нашей методике проектирования разработки нефтяных месторождений численные значения неоднородности (неравномерности) легко пересчитываются в потери извлекаемых запасов нефти и снижения среднего дебита нефти на скважину. Здесь хотелось бы обратить внимание на то, что человеческий фактор при разработке нефтяных месторождений может быть и нередко бывает посильнее и поопаснее природного фактора. Искусственно созданная человеком неоднородность (неравномерность) может быть больше природной неоднородности. Эта дополнительная неоднородность (неравномерность) образуется: из-за проектирования не лучшей сетки размещения скважин, просто неравномерной или первоначально равномерной, но не обладающей устойчивой во времени равномерностью; из-за некачественного бурения и освоения скважин, когда фактическое расположение забоев скважин хаотическим образом значительно отклоняется от проектного расположения на 50 м и более (при расстоянии между соседними скважинами 300-400 м), когда часть нефтяных слоев оказывается неосвоенной и не введенной в разработку, и по этим слоям произошло хаотическое разрежение сетки скважин, худшее из возможных разрежений; из-за ограниченной долговечности скважин, хаотического их выхода из строя и выпадения из разработки их еще неотобранных извлекаемых запасов нефти; из-за отсутствия удовлетворительного по точности контроля за работой скважин (за их закачкой воды, за их дебитом жидкости, обводненностью, дебитом нефти и забойным давлением), позволяющего по каждой скважине в отдельности принимать инженерные решения, в частности, при достижении предельной обводненности жидкости добывающие скважины порознь выключать из работы. Последнее обстоятельство является очень серьезным. Оно приводит к объединению больших групп разнородных скважин, работающих на общие сборные резервуары, в укрупненные скважины с колоссально возросшей неравномерностью вытеснения нефти водой, значительным увеличением отбора попутной воды и снижением нефтеотдачи пластов. По нашему представлению, именно последнее обстоятельство является главной причиной недостижения утвержденной нефтеотдачи пластов даже в относительно благополучных нефтедобывающих районах.

Адаптивная система разработки нефтяных месторождений -это средство против возникновения дополнительной неоднородности (неравномерности); правда, средство не абсолютное, а частичное, не компенсирующее некачественное бурение скважин и отсутствие индивидуального удовлетворительного по точности контроля за их дебитами нефти.

Адаптивная система разработки нефтяных месторождений возникла из опыта проектирования и осуществления разработки месторождений Татарии (прежде всего залежи бобриков-ского горизонта Бавлинского месторождения), Западной Сибири (28 наименее разведанных и наименее продуктивных месторождений Тюменской и Томской областей), Казахстана (многопластовых месторождений Каламкас, Кумколь, Акшабу-лак) и Алжира (крупнейшего месторождения Хасси-Массауд) и наблюдения применяемых сеток скважин на месторождениях в США. Адаптивная система - это приспосабливаемая система, которую легче всего приспособить (адаптировать) к открывшейся после бурения новых скважин новой картине геологического строения нефтяных пластов. Многолетний опыт показывает, что адаптивную систему разработки целесообразно применять не только на слаборазведанных и малопродуктивных, но и на удовлетворительно разведанных высокопродуктивных крупных и крупнейших нефтяных месторождениях и многопластовых месторождениях. Это связано с практикой применения очень редких сеток разведочных скважин и довольно редких сеток разработческих скважин, а также с часто наблюдаемой высокой зональной неоднородностью по продуктивности и прерывистостью нефтяных пластов.

Обычный порядок выбора системы и порядка разработки нефтяного месторождения включает следующие этапы:

1.    Выбор геометрии сетки скважин.

Если отсутствует или пока остается неустановленной анизотропия коллекторских свойств нефтяных пластов по площади их распространения, то лучше всего применять равномерную сетку скважин. Таковыми являются треугольная и квадратная. А если по редко расположенным разведочным скважинам геологическое строение пластов установлено неточно и при эксплуатационном разбуривании желательна корректировка сетки скважин, то первоначальная сетка нужна равномерная квадратная, которую проще всего разрежать и сгущать в 2-4 раза. Квадратная сетка - наиболее устойчивая во времени равномерная сетка.

2. Выбор схемы заводнения и соотношения добывающих и нагнетательных скважин.

По формуле функции относительной производительности скважины видно, что желательно все добывающие скважины разместить на первых орбитах относительно нагнетательных скважин (и все нагнетательные - на первых орбитах относительно добывающих):

11

Ф =--, m ^ m1,

1    1    1    +    m

-+-

хн • И. хэ • m 1

где ф - функция относительной производительности скважины (вместе нагнетательные и добывающие); хн и хэ - относительные коэффициенты продуктивности (в долях среднего коэффициента продуктивности) скважины, выбранной под нагнетание воды, и скважины, оставленной добывающей; и . - соотношение подвижностей вытесняющей воды и нефти в пластовых условиях; m1 - среднее число добывающих скважин на первой орбите нагнетательной скважины; m - среднее число добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную скважину. При стремлении m к m1 функция относительной производительности скважины ф возрастает; максимум этой функции бывает при вполне определенном соотношении добывающих и нагнетательных скважин

ф = max при m = — л/Й7.

хэ

3.    Выделение эксплуатационных объектов.

Рациональное выделение эксплуатационных объектов

(разделение нефтяных пластов на объекты) можно сделать в соответствии со следующим технологическим критерием, который предусматривает получение максимума среднего дебита нефти на проектную скважину за время достижения заданной нефтеотдачи пластов:

1 к3

q0- = max,

F2

где ql - амплитудный (начальный максимальны) дебит нефти на одну проектную скважину; К3 и F2 - начальные извлекаемые запасы нефти и жидкости в долях подвижных запасов нефти.

4.    Определение рациональной плотности проектной сетки скважин

В недавнем прошлом рациональная плотность проектной сетки скважин определялась по условию достижения максимума народнохозяйственного экономического эффекта. Рациональная нефтяная площадь на скважину Sp получалась при достижении максимума экономического эффекта Э = max. Теперь вместо народнохозяйственной экономической эффективности определяется экономическая эффективность для нефтедобывающего предприятия на месте добычи нефти. При этом вместо цены нефти на мировом рынке берется цена нефти на месте ее добычи за вычетом всех налогов.

5.    Выбор направления разбуривания и создания системы разработки месторождения.

Рациональное направление от центра месторождения к его периферии - от более известного более продуктивного и более надежного к менее известному менее продуктивному и менее надежному. В процессе бурения проектных разработческих скважин осуществляется доразведка геологического строения нефтяных пластов. Поэтому сетка скважин, сначала в 2-4 раза более редкая, постепенно сгущается до проектной плотности.

Приведенному порядку выбора системы разработки нефтяного месторождения вполне соответствует адаптивная система, но у нее есть свои особенности:

1. Все практически возможные проектные сетки размещения скважин составляются из сеток стандартного дихотомического ряда квадратных сеток, который начинается с квадратной сетки 100x100 м или 0,01 км2 = 1 га на скважину и продолжается путем последовательного разрежения в 2 раза.

S1: 1, 2, 4, 8, 16, 32, 64 и 128 га/скв.

2.    Обоснованная    специальными    технико-экономическими

расчетами для рассматриваемой нефтяной залежи рациональная плотность сетки скважин Sp выполняется при составлении рациональной сети из двух сеток стандартного дихотомического ряда: одной ближайшей более густой с S.1 и другой ближайшей более редкой S.1., которые между собой различаются в 2 раза: S.1. = 2S.1. S.1 < Sp < S.1.; доля нефтяной площади, занятая более густой сеткой с S.1, обозначается А; при этом среднее число скважин в пределах единицы нефтяной площади равно

1    =    + 1 -А = А + 1 -А

Sj    S.1 S.1. S.1    2S.1

отсюда определяется    доля нефтяной    площади с    более    густой

сеткой

2S1

А =    1.

Sp1 Sp

Более редкая сетка скважин с S.1. называется стартовой, а более густая сетка с S.1 называется базовой. Последняя дает точки возможного размещения скважин. Но действительный переход от стартовой сетки к базовой сетке совершается только на части нефтяной площади с более высокой эффективной толщиной нефтяных пластов, доля этой части равна А.

3. С учетом базовых сеток отдельных эксплуатационных горизонтов (нефтяных залежей) определяется базовая сетка

где S1 , S1 , S1 ,... - базовые сетки скважин 1-го, 2-го, 3-го и

скважин в целом всего рассматриваемого нефтяного месторождения, которая тоже берется из стандартного дихотомического ряда сеток и тоже как ближайшая более густая с S1.:


.1    .2    .3

т.д. эксплуатационных горизонтов.

Установленная таким образом базовая сетка скважин всего месторождения содержит в себе базовые сетки всех эксплуатационных горизонтов. Так, получается максимально возможно равномерная сетка размещения скважин в целом по месторождению и отдельно по каждому эксплуатационному горизонту.

4. Скважины обсаживают 6-дюймовой эксплуатационной колонной и бурят на глубину нескольких или даже всех эксплуатационных горизонтов.

Благодаря этому скважины, по той или иной причине оказавшиеся ненужными по своим проектным горизонтам (вместо продуктивной породы встретили непродуктивную непроницаемую породу, вместо эффективной нефтяной толщины встретили водяную толщину или уже отобрали извлекаемые запасы нефти и выполнили там свою технологическую задачу), переводят на другие эксплуатационные горизонты и там оказываются полноценными и равноправными с уже существующими скважинами. По сравнению с другими неадаптивными системами разработки нефтяных месторождений эффективность перевода скважин на другие горизонты оказывается выше в два с лишним раза.

В качестве начального заводнения проектируется площадное заводнение по обращенной девятиточечной схеме при соотношении добывающих и нагнетательных скважин, равном m = 3. А в начальный период соотношение добывающих и нагнетательных скважин может быть еще больше, равным m = 7. От такого начального заводнения проще всего перейти к какому-то другому заводнению, например к избирательному. Это может быть сделано по ходу разбуривания эксплуатационных горизонтов с учетом геолого-физической характеристики пластов, установленной по пробуренным и исследованным скважинам. Разбуривание идет по направлению от центра месторождения к его периферии; и по эксплуатационным горизонтам в их приконтурной    области обязательно будет приконтурное

64 га

16 га


8 га


32 га

Рис. 1.1. Схема дихотомического ряда квадратных сеток - многократное последовательное удвое-4 га    2    га    ние    числа скважин

избирательное заводнение через скважины, оказавшиеся с повышенной водяной толщиной по продуктивным пластам.

Приведенные рис. 1.1, 1.2, 1.3 и 1.4 иллюстрируют р азные стороны проблемы применения на нефтяных месторождениях адаптивной системы разработки.

На рис. 1.1 показана часть дихотомического ряда квадратных сеток - многократное последовательное удвоение числа скважин.

На рис. 1.2 показано сложение нескольких    одинаковых

квадратных сеток скважин (двух, трех, четырех). Видно, что при сложении трех сеток скважин общая сетка оказывается достаточно равномерной.

На рис. 1.3 показано, как из двух равномерных квадратных сеток, но разных по плотности (S1 = 25 и S1 = 16 га/скв), образуется общая неравномерная сетка скважин.

На рис. 1.4 показано, как на месторождении по направлению разбуривания постепенно сгущается сетка скважин и промышленное разбуривание сочетается с доразведкой.

При прочих равных условиях адаптивная система разработ-

Рис. 1.2. Схема сложения нескольких одинаковых квадратных сеток скважин

(двух, трех, четырех)

Рис. 1.4. Схема сгущения сетки скважин по направлению разбуривания

ки нефтяных месторождений является более мобильной: она позволяет быстрее вводить в разработку запасы нефти (отдельными участками и даже ячейками скважин без вреда для соседних участков) и быстрее наращивать добычу нефти; позволяет промышленную разработку одних участков сочетать с доразведкой других соседних участков; обеспечивает более полный охват разбуриванием и разработкой геологических запасов нефти и более высокий коэффициент нефтеотдачи пластов; более эффективно использует капитальные вложения, произведенные в строительство скважин. Поэтому на новых нефтяных месторождениях рекомендуется проектировать применение адаптивной системы разработки.

Рис. 1.3. Общая неравномерная сетка скважин


Qa,6%

На слаборазведанных и сложнопостроенных нефтяных и нефтегазовых месторождениях, в условиях неопределенности исходной информации о геологическом строении нефтяных пластов и о ценах на добываемую нефть, целесообразно проектировать адаптивную систему разработки, сочетающую промышленную разработку и доразведку нефтяных пластов и позволяющую оперативно учитывать изменения геологической и экономической обстановки.

1.4. ОБ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛИСИЛА В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

При огромном разнообразии разведанных и разрабатываемых нефтяных месторождений и их нефтей полезными могут быть различные химические вещества с разной направленностью действия.

В АО РИТЭК создано химическое вещество полисил разных модификаций. При применении гидрофобного полисила по специальной технологии в нагнетательных скважинах происходит значительное увеличение их коэффициента приемистости. Этот факт подтвержден по большому числу нагнетательных скважин (более 150 нагнетательных) на месторождениях различных нефтедобывающих районов России и Китая. Среднее увеличение коэффициента приемистости - в 2-5 раз. А на одном из месторождений России около 20 до того не работавших нагнетательных скважин стали нормально работать, т.е. произошло увеличение их приемистости с нуля в бесконечное число раз.

Где особенно эффективно применение в нагнетательных скважинах гидрофобного полисила? Прежде всего на нефтяных пластах пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, на которых ради достижения экономической рентабельности необходимо значительно увеличить добычу нефти и соответственно увеличить закачку воды, вытесняющей нефть; особенно на нефтяных пластах, содержащих нефти низкой и средней вязкости, на которых при неизменном общем числе скважин увеличение доли нагнетательных приводит не только к увеличению начальной добычи нефти, но и к снижению конечной нефтеотдачи пластов. В этих условиях максимальный начальный (амплитудный) дебит нефти достигается при известной 5-точечной схеме площадного заводнения, где на одну нагнетательную скважину приходится одна добывающая m = 1 и все добывающие скважины являются стягивающими, к каждой из них фронт вытесняющей воды подходит с четырех разных сторон с различной скоростью. При применении вместо 5-точечной схемы обращенной 9-точечной схемы площадного заводнения число нагнетательных скважин уменьшается в 2 раза, число добывающих скважин увеличивается в 1,5 раза, соотношение добывающих и нагнетательных становится равным m = 3 и в 2 раза уменьшается доля запасов нефти стягивающих добывающих скважин.

По конкретному рассматриваемому нефтяному месторождению при 5-точечной схеме площадного заводнения увеличение коэффициента приемистости нагнетательных скважин в v = = 2 раза увеличивает общий дебит скважин в 1,42 раза, а увеличение в v = 3 раза увеличивает общий дебит в 1,64 раза.

Применение обращенной 9-точечной схемы площадного заводнения вместо 5-точечной позволяет увеличить извлекаемые запасы нефти в 1,08 раза.

Но без увеличения коэффициента приемистости нагнетательных скважин переход к 9-точечной схеме приводит к уменьшению общего дебита скважин в 1,45 раза.

А увеличение коэффициента приемистости нагнетательных скважин в v = 2 раза не только компенсирует снижение общего дебита, но даже дополнительно увеличивает общий дебит в 1,16 раза; аналогично увеличение коэффициента приемистости в v = 3 раза, кроме увеличения извлекаемых запасов нефти, дополнительно увеличивает общий дебит в 1,44 раза.

По рассматриваемому нефтяному месторождению при применении 5-точечной схемы площадного заводнения, но без применения в нагнетательных скважинах химического вещества полисил, амплитудный дебит нефти на 1 проектную скважину равен 14,7 т/сут и 4851,0 т/год, общее число проектных скважин - 100, в том числе 50 добывающих и 50 нагнетательных, начальные извлекаемые запасы нефти составляют 10 млн. т. При применении обращенной 9-точечной схемы и применении в нагнетательных скважинах химического вещества полисил амплитудный дебит нефти на 1 проектную скважину равен

17,06 т/сут и 5629,8 т/год, общее число проектных скважин -100, в том числе 75 добывающих и 25 нагнетательных, начальные извлекаемые запасы нефти составляют 10,8 млн. т.

Для рассматриваемого нефтяного месторождения и его гео-лого-физических параметров были сделаны расчеты двух вариантов разработки.

Вариант 1: без применения в нагнетательных скважинах химического вещества полисил; при осуществлении 5-точечной схемы площадного наводнения.

Вариант 2: с применением в нагнетательных скважинах химического вещества полисил; при осуществлении обращенной 9-точечной схемы площадного заводнения.

По этим вариантам по каждому году рассматриваемого 10-летнего периода были рассчитаны отборы нефти и жидкости и другие технологические показатели, а также производимые экономические затраты и достигаемые экономические эффекты.

Цена нефти была принята фактическая, равная 204 $/т. Все виды налогов и отчислений фактические. Нормативы капитальных и текущих экономических затрат были приняты по фактическим данным аналогичных нефтяных месторождений Западной Сибири.

Дополнительные затраты на обработку нагнетательных скважин химическим веществом полисил были рассчитаны следующим образом:

стоимость 1 кг химического вещества полисил равна 20 $/кг;

на одну обработку 1 м толщины нефтяного пласта надо 1,5 кг;

средняя нефтяная толщина эксплуатационного объекта равна 10 м.

Поэтому на одну обработку одной нагнетательной скважины необходимо 15 кг и на одну обработку 25 нагнетательных скважин необходимо соответственно 15-25 = 375 кг.

Уже экспериментально установлено, что эффективность обработки нагнетательной скважины сохраняется более года. Поэтому с необходимым запасом прочности (возможно, со слишком большим запасом прочности!) принимаем, что обработки нагнетательных скважин производят ежегодно или

10 раз за 10-летний период. Соответственно для этого необходимо 375-10 = 3750 кг химического вещества полисил, что стоит 3750-20 = 75000 = 75 тыс. $. Затраты на само вещество полисил составляют 0,1 всех затрат на обработки нагнетательных скважин, с учетом этого все затраты на обработки составляют 75-10 = 750 тыс. $, или 0,75 млн. $.

Результаты всех расчетов в компактном виде представлены в табл. 1.1.

Эффективность применения химического вещества полисил за 10 лет

Показатели

Вариант 1 без применения полисила

Вариант 2 с применением полисила

Прирост

Добыча нефти, тыс. т

3842

4387

545

Объем капитальных вложений,

120

120

0

млн. $

Поток наличных денег, млн.$

107,7

142,4

34,7

NVP, накопленный дисконтиро

37,3

60,3

23,0

ванный поток наличных денег, млн. $

IRR, % годовых

20,5

28,8

8,3

Период окупаемости проекта, годы

5

4

-1

Период окупаемости проекта с

6

5

-1

учетом дисконтирования, годы Налоговые поступления госу

244,5

282,2

37,7

дарству, млн. $

Необходимый объем инвестиций,

88,1

82,4

-5,7

млн. $

Операционные расходы, млн. $

74,9

75,6

0,75

Увеличение Операционных расходов на 0,75 млн. $ влечет за собой увеличение потока наличности на 34,7 млн. $, это означает, что на один вложенный доллар получаем 46,3 $ чистой прибыли.

По данным этой таблицы видно, что по варианту 2 все технологические и экономические показатели лучше. Приросту операционных расходов (текущих экономических затрат) в

0,75 млн. $ соответствует прирост потока наличности 34,7 млн. $; это значит, что на 1 $ дополнительных затрат

приходится эффект в -077 = 46,3 $. Повторяем: на 1 $ затрат

получается 46,3 $ чистой прибыли.

На месторождениях нефти низкой и средней вязкости, имеющих нефтяные пласты пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, где применяется внутриконтурное заводнение (рядное-многорядное или рассредоточенное: площадное или избирательное), высокоэффективно в нагнетательных скважинах обрабатывать нефтяные пласты химическим веществом полисил. Это увеличивает коэффициент приемистости нагнетательных скважин в 2-3 раза, существенно или значительно увеличивает текущую добычу нефти и заметно увеличивает нефтеотдачу пластов. На 1 $ дополнительных затрат дополнительный прирост чистой прибыли составляет около 50 $.

БУРЕНИЕ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

ИЗ СТАРОГО ФОНДА СКВАЖИН НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ РОССИИ

1


1.1. ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ СКВАЖИН И БОКОВЫХ СТВОЛОВ

Бурение горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальной частью имеет принципиально одинаковые подходы. Разница состоит только в необходимости фрезерования эксплуатационной колонны и забуривания бокового ствола. Поэтому обзорная часть книги включает и этапы развития бурения горизонтальных скважин. В ряде библиографических источников под горизонтальными скважинами подразумеваются боковые стволы с горизонтальной частью [3, 4, 5, 6].

Наиболее полный анализ мировой истории развития бурения ГС и БС выполнен профессором Н.Ф. Кагармоновым [1, 2]. Им было показано, что обычные скважинные методы разработки, основанные на бурении вертикальных и наклонных скважин с применением заводнения, позволяют извлечь лишь 30-50 % нефти, содержащейся в пласте.

Технология бурения горизонтальных скважин отвечает самым высоким требованиям эффективности и экологичности. Она позволяет увеличить дебиты скважин в 3-5 раз и даже в 10 раз, а коэффициент извлечения нефти довести до 70-80 % [3].

Начало бурения горизонтальных скважин положено в СССР в 1930-х годах. Достаточно много горизонтальных многозабойных скважин (110-120) пробурено в 50-е годы, из них около половины в Башкортостане. Однако отсутствие в некоторых случаях положительных результатов объективно привело к снижению объемов бурения ГС.

Интерес к ГС возобновился лишь в 80-е годы. Современное состояние строительства горизонтальных скважин характеризуется бурно растущим интересом к этому технологическому процессу во всем мире, в том числе и в развивающихся странах. Например, в 1988 г. в Индонезии на континентальном шельфе пробурено 11 скважин со средней длиной горизонтальной части около 500 м. При этом толщина продуктивного пласта составила 7,8-12 м. Считается, что до 80-х годов на нефть было пробурено всего несколько сотен ГС, а после 1988 г. более тысячи ГС, причем более половины из них уже после 1988 г. В 1980-1984 гг. ежегодно бурилось не более одной скважины в год, а в 1988 г. их число в мире превысило 200. Ожидается, что объемы бурения таких скважин в ближайшие годы будут резко расти. По прогнозам некоторых специалистов они могут составить 30-50 % от числа пробуренных скважин. По оценкам других общая доля ГС в целом может достичь 70 % от числа всех скважин.

Существенно растет количество фирм, занимающихся бурением ГС (например, Horwell, BecField Horisontal, Drilling Ser-vise и др.). На ряде месторождений сделана попытка создания систем разработки, хотя до настоящего времени бурились лишь отдельные ГС.

Значительный опыт проводки горизонтальных скважин накоплен в горно-рудной промышленности и при шахтной добыче нефти. Последнее относится целиком к проводке скважин из шахтных камер с помощью буровых установок, обслуживаемых непосредственно в подземных горных выработках.

Что касается опыта проводки нефтяных горизонтальных, разветвленных и многозабойных скважин - все они пробурены с поверхности. Впервые в СССР разветвление скважин для увеличения притока нефти из пласта предложил в 1941 г. Н.С. Тимофеев. На практике проводка горизонтальных скважин была осуществлена в 1947 г. на Краснокамском месторождении нефти (А.М. Григорян и В.А. Брагин). Здесь из основного ствола были пробурены два ствола длиной 30 и 35 м [9, 10].

Более широкие эксперименты по проводке МЗС, ГС и БС, БГС были начаты в 1952 г. на Карташевском рифогенном месторождении. Здесь в 1952-1953 гг. пробурено пять многозабойных скважин (59, 64, 65, 66, 68) с отклонениями от основного ствола до 300 м (скв. 65). Скв. 59 имела один горизонтальный ствол, скв. 64 и 75 - по четыре, скв. 66 и 68 - семь и восемь стволов соответственно. Наибольшая длина горизонтального ствола составила 260 м [7, 8, 9].

В 1957-1959 гг. эксплуатационные многозабойные скважины пробурены еще на двух рифовых месторождениях: семь скважин на Тереклинском и четыре скважины на Южно-Введенском. Число стволов в этих скважинах составляло от двух до четырех, отклонения от вертикали доходили до 150 м. Однако возможности указанных многозабойных скважин не были использованы ввиду того, что динамический уровень жидкости в дополнительных стволах оказался ниже глубины их отхода от основного ствола. Кроме того, не была создана система разработки: горизонтальные скважины работали на истощение, поэтому через определенное время дебиты ГС оказались ниже дебита вертикальных.

В марте 1957 г. была пробурена многозабойная скв. 1543 на Бориславском месторождении (Прикарпатье). По различным азимутам от вертикального ствола отведены пять резко искривленных дополнительных стволов с отходами от вертикали до 1 20 м.

В НГДУ “Черноморнефть” на Кубани в порядке уплотнения сетки скважин на одной из залежей нефти, приуроченной к доломитизированным известнякам, были пробурены три скважины с горизонтальными ответвлениями на 100-150 м. Здесь интересен также опыт проведения горизонтальных скважин в неустойчивом нефтенасыщенном пласте месторождения Восковая гора, представленном переслаивающимися пропластками песков и глин. Пробуренная на месторождении скв. 754 имела три дополнительных ствола длиной до 94 м.

В октябре 1957 г. на Яблоновском месторождении Куйбышевской области была пробурена скв. 617 с одним горизонтальным стволом длиной 145 м.

В 70-х годах Альметьевским УБР осуществлена проводка пяти скважин глубиной по стволу 1256-1416 м и длиной горизонтального участка 146-317 м. Максимальные зенитные углы по этим скважинам находятся в пределах 93-102°. Бурение вели турбинным способом. В пересчете на 1000 м проходки основные технико-экономические показатели таких скважин по сравнению с вертикальными следующие: коммерческая скорость ниже на 34 %; проходка на долото ниже на 55,5 %; механическая скорость ниже на 25,5 %; фактическая стоимость выше на 39,1 %.

Основная доля удлинения срока строительства скважин приходится на вспомогательные, ремонтные работы и организационные простои.

В 1978 г. в Башнипинефти был разработан проект строительства горизонтальной скв. 196 на Новоузыбашевском нефтяном месторождении, расположенном в юго-западной части Актаныш-Чишминского прогиба, представленного рифовым поднятием в отложениях фаменского яруса. Ожидаемое пластовое давление на глубине 2000 м составляло 9,5 МПа.

Был выбран способ электробурения с буровой установки БУ-75 БрЭ.

Конструкция скважины: направление D = 426 мм, I = 30 м; кондуктор D = 324 мм, I = 350 м; эксплуатационная колонна D = 219 мм, I = 1975 м по инструменту (1185 м по вертикали); далее 400 м открытого ствола D = 190,5 мм до глубины 2375 м. Набор кривизны был начат на глубине 1260 м, выход на горизонталь достигнут на глубине 2130 м. Зафиксированный зенитный угол на глубине 2280 м составил 102,4°, затем на глубине 2385 м он снизился до 90-92°. Горизонтальный участок составил 255 м, отход от вертикали - 607 м. На этой скважине был проведен большой объем исследовательских работ по контролю пространственного положения ствола скважины с помощью инклинометра, телесистемы, а также были выполнены геофизические исследования (БКЗ, БК, кавернометрия, микрозондирование, резистивиметрия, РК, МБК, индукционный и стандартный каротаж и др.). Технологический процесс бурения опытной скважины проходил без особых осложнений. Показатели работы долот по проходке оказались почти в 2 раза лучше проектных.

Таким образом, была доказана возможность проводки горизонтальных скважин электробуром в комплекте с телесистемой контроля пространственного положения ствола скважины. При некотором улучшении показателей работы долот коммерческая скорость оказалась в 2 раза ниже, чем на соседних наклонных скважинах. В определенной степени на это повлиял большой объем исследовательских работ.

На соседнем рифовом месторождении Табулдак был проведен эксперимент по бурению дренажных наклонно направленных скважин с большими отходами турбинным способом (скв. 342) и электробуром (скв. 381). Забои этих скважин должны были приблизиться к забою вертикальной скв. 504.

Первые скважины с дополнительными боковыми стволами в Техасе (США) были пробурены в 1930 г. Длина этих стволов составляла всего 7 м.

В 1931 г. был предложен двухъярусный метод забуривания дренажных скважин. В каждом ярусе бурили по четыре ствола длиной по 25 м.

В 1943-1944 гг. Д. А. Зублин предложил оригинальный способ бурения боковых скважин с помощью турбодолота и гибких специальных бурильных труб. При испытаниях в 1946 г. в одном из центральных районов Калифорнии было пробурено восемь стволов с выходом на горизонталь. Длина горизонтальных участков составляла от 3 до 24 м. Несмотря на то что этот способ представляет большой интерес, широкого распространения он не нашел. Особое внимание следует обратить на конструкцию гибкой трубы. Однако турбодолото с частотой вращения, достигающей 4000 об/мин, быстро выходило из строя.

В 50-х годах в США проводились испытания роторного способа бурения горизонтальных скважин с помощью гибких шарнирных бурильных труб. Было пробурено 66 горизонтальных стволов общей длиной 434,6 м на глубинах 450-1500 м. Из-за сложности инструмента и технологии этот метод также не получил распространения.

Началом промышленного внедрения бурения ГС на крупнейшем в мире месторождении Прадхо-Бей следует считать 1985 г., когда была пробурена горизонтальная скважина УХ-2, позволившая повысить рентабельность разработки и обеспечить добычу безводной нефти, что нельзя было обеспечить с помощью вертикальных скважин. Дебиты ГС возросли здесь в 4 раза. В работах участвовала известная французская фирма “Эльф Акитэн”. Для получения опыта горизонтального бурения по французской технологии в Техасе была пробурена опытная скважина, для чего были выделены капвложения в сумме 3 млн дол. Начиная с 1984 г. по настоящее время на месторождении Прадхо-Бей пробурено 20 горизонтальных скважин. Все они оказались высокорентабельными.

Ведущее место в мире в области бурения горизонтальных скважин до 90-х годов занимала Франция. Исследования по горизонтальному вскрытию пластов французские нефтяники начали в конце 80-х годов. В 1979 г. с целью увеличения объемов добычи нефти на малорентабельных месторождениях нефти Французским Институтом Нефти (ФИН) и фирмой “Эльф Акитэн” был принят проект программы исследований по технологии горизонтального бурения, получивший наименование “Форхор”. Финансовую помощь оказала комиссия общего рынка ЕЭС. В 1980 г. на месторождении Лак-Суперьор была пробурена первая на Западе горизонтальная скважина Лак-90 с длиной горизонтального ствола 200 м. Во второй скважине Лак-91 длина горизонтального ствола уже достигла 370 м. В 1983 г. была пробурена глубокая горизонтальная скважина Ка-стер-Лу-110 для разработки низкопроницаемой залежи. Все скважины показали высокую продуктивность.

Наиболее показательна первая в мире морская горизонтальная скважина Роспо-Маре 6Д, пробуренная у Адриатического побережья Италии в 1982 г. для разработки залежи высоковязкой нефти. Из скв. 6, вступившей в эксплуатацию с начальным дебитом более 500 м /сут безводной нефти, было добыто 212 тыс. т без признаков обводнения, в то время как все вертикальные скважины обводнились. Это позволило начать разработку месторождения горизонтальными скважинами, так как его разработка вертикальными скважинами была экономически невыгодной. Для добычи нефти используется длинноходовой станок-качалка фирмы МАПЕ.

По способу проводки различают следующие горизонтальные скважины:    пробуренные ротором, забойными двигателями

(турбобур, электробур, объемный двигатель, вибробур), струйными, лазерными аппаратами. Бурение горизонтальных скважин может вестись с использованием бурильных труб, гибких труб и шлангокабеля. Горизонтальные скважины могут быть с открытым стволом, обсаженные трубами или фильтром-хвостовиком и заполненные гравием.

Принимают, что скорость бурения ГС в 1,3-1,8 раза ниже наклонных, а стоимость во столько же раз выше. Известно, что с накоплением опыта разница существенно снижается. По результатам исследований [16] прогнозируется рост проходки на долото (в 1,5-2 раза), что можно объяснить особым механизмом разрушения породы. Однако растет и осложненность бурения, связанная с иным напряженным состоянием породы у стенок ГС.

Впервые бурение второго ствола в нашей стране было осуществлено в 1936 г. [10]. Следует подчеркнуть, что эффективность таких работ была не очень высока по различным причинам и в первую очередь из-за низкой эффективности инструментов, техники и технологии. Из-за отсутствия технических средств в настоящее время простаивают более 30 тыс. нефтяных скважин - это более 20 % всего фонда скважин (потери свыше 40 млн т нефти) [11].

Основная причина бездействия скважин - авария, т.е. прекращение технологических процессов, вызванное поломками, прихватом скважинного инструмента, колонны труб и другого технологического оборудования с последующим оставлением и х на забое. Значительный объем работ при ликвидации аварий в бурящихся и эксплуатационных скважинах занимает фрезерование аварийных металлических предметов и разбуривание цемента. Фрезерование - наиболее распространенный способ разрушения металла в стволе скважины для ее восстановления [13].

Накопленный опыт бурения ГС и БС в Башкортостане быстро распространился на соседние нефтедобывающие регионы.

1.2. РЕЗУЛЬТАТЫ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ НА СТАРОМ ФОНДЕ СКВАЖИН В РЕСПУБЛИКЕ БАШКОРТОСТАН

К началу 2001 г. в АНК “Башнефть” пробурено более 250 ГС, БС и БГС. На рис. 1.1 показана динамика роста количества пробуренных БС с 1990 г., показывающая прогрессирующий интерес к ним в условиях современной экономики. В табл. 1.1 представлены данные по бурению боковых стволов в АНК “Башнефть” за 1997 г. Из таблицы видно, что бурение БС и БГС практически охватывает уже все крупнейшие нефтяные месторождения Республики Башкортостан с разнообразными геологическими условиями, с различными конструкциями скважин, в которые спущены эксплуатационные колонны диаметрами 89, 114 и 146 мм. Дополнительные стволы пробурены с выходом из имеющейся скважины с помощью клина-отклонителя и цементного моста в вырезанной части эксплуатационной колонны, а также открытого забоя, подъема верхней части незацементированной эксплуатационной колонны, причем боковые стволы имеют различную длину - от 79 до 1083 м.

Научное обоснование необходимости бурения дополнительных стволов на месторождениях, разрабатываемых АНК “Башнефть”, было начато более 10 лет назад по инициативе профессора Н.Ф. Кагарманова, и уже в 1992 г. Туймазинское УБР приступило к бурению первого бокового нап равленного ствола в НГДУ “Октябрьскнефть” на скв. 131 Серафимовской площади.

Рис. 1.1. Динамика строительства боковых стволов в АНК “Башнефть”

1Ф-1Ё~Ф 1.1

Данные по бурению боковых стволов в АНК Башнефть за 1997 г.

Площадь

Номер

скв.

Конструкция скважины, мм/Q, м/d

Интервал бурения БС, м/d долота, мм

Способ отхода от основного ствола, интервал, м

Дли

на

БС,

м

Диаметр эксплатацион-ной колонны, мм/интервал спуска, м

Проектный

горизонт

Начало/

конец

бурения

Туймазинская

319

324/177

168/1766

1113 - 1223 139,7

ВУ, 1113-1122

110

114 1063 - 1217

Турней

17.11.96

10.01.97

409

324/238

219/1212

1118 - 1244 190,5

Окно, 1118-1122

126

146 1060 - 1237

19.05.97

09.06.97

121

245/330 168/1770 114*/1723-1773

1184 - 1250 146

ВУ, 1184-1191

79

114 1134 - 1259

24.08.97

16.09.97

Узыбашевская

200

324/39 245/320 1 68/1 936

1936 - 2045 146

С открытого забоя, 1936

109

Открытый забой

Верхний

фамен

22.08.97

20.09.97

Туймазинская

80С

324/246

219/1797

1182 - 1275 190,5

Окно, 1182-1185

93

146 1130 - 1270

Турней

30.07.97

20.08.97

Знаменская

61

324/12

219/472

146/1765

694 - 1750 190,5

Подъем эксплуатационной колонны

1 056

146 0 - 1750

29.06.97

27.07.97

Туймазинская

455С

426/28 324/127 1 68/1182

1051 - 1199 139,7

ВУ, 1051-1060

148

114 1000 - 1196

04.07.97

28.09.97

913

426/18

324/66

168/1627

973 - 1134 139,7

Арланская

646С-1

219/321

146/1358

321 - 1404 190,5

Воядинская

1767

299/33

219/376

146/1447

872 - 1554 120,6

* Хвостовик.

Окно, 973-976

161

114

20.02.97

916-1130

15.03.97

Подъем эксплуата

1083

146

12.07.97

ционной колонны

0 - 1404

06.08.97

Окно, 872-875

682

89

19.08.97

776 - 1554

23.10.97

Однако стоимость бурения первых дополнительных стволов оказалась соизмеримой со стоимостью новых скважин из-за отсутствия качественного бурильного инструмента, телеметрических систем и несоответствия бурового оборудования условиям строительства стволов малого диаметра. До 1997 г. бурилось всего по несколько стволов в год. После 1997 г. произошел резкий рост количества бурящихся дополнительных стволов, позволивший к концу 2000 г. на 30 месторождениях Башкирии пробурить 161 БС, в том числе 19 с горизонтальным окончанием (табл. 1.2).

Дополнительные стволы в АНК “Башнефть” бурятся на глубинах от 600 до 2700 м. Бурение ведется с мобильных буровых установок А-50МБ, А-60/80, АРБ-100 и облегченной БУ-75. Выход из обсадной колонны осуществляется в основном путем сплошного фрезерования обсадных колонн диаметрами 114, 146, 168 или 245 мм вырезающими устройствами ВУ, разработанными специалистами Туймазинского УБР, или типа ФКР конструкции НПП “Азимут”. Фрезеруется от 10 до 20 м обсадной колонны в зависимости от применяемой впоследствии телесистемы и крепости разбуриваемых пород. Скорость фрезерования колонны составляет 0,5-1 м/ч. Вырезание окна в колонне при помощи серийного клина с механическим креплением в обсадной колонне и райберов в условиях Башкирии проблематично из-за сравнительно большого количества долблений при бурении, приводящих к смещению клина и перекрытию окна. Разработанный заливной желобной клин типа КОЖ для обсадных колонн диаметрами 146, 168 и 245 мм в комплекте с райберами-фрезерами типа РФУ, оснащенных твердосплавными пластинами ВК-8, не получил широкого распространения, так как общая продолжительность вырезания щелевидного окна с заливного клина соизмерима с продолжительностью сплошного фрезерования. При этом общая стоимость вырезания окна за счет стоимости заливаемого клина и дорогих райберов-фрезеров оказывается выше.

1Ф-1Ё~Ф 1.2

Показатели строительства дополнительных стволов в АНК “Башнефть”

Показатели

Годы

1997

1998

1999

2000

Число пробуренных дополнительных стволов В том числе с горизонтальным окончанием Средняя длина ствола, м

Себестоимость строительства одного ствола, тыс. руб.

Средний дебит одного ствола, т/сут Годовая добыча нефти, тыс. т

11

350

1095

2,6

10,5

38

1

280

1088

3,1

30,4

52

4

357

1745

3,6

69,7

60

14

354

2815

3,7

132,5

Дальнейшее бурение направленных стволов ведется винтовыми забойными двигателями диаметрами 85-127 мм, отклонителями конструкции типа ОВУШ на базе этих же двигателей или отклонителями с регулируемым углом перекоса (г. Пермь); отечественными или импортными долотами диаметрами 76

155,6 мм; с помощью телесистем с кабельным (СТТ-108, ОРБИ-36) и электромагнитным (ЗТС-54, АТ-3) каналами связи. Пробуренные стволы обсаживаются хвостовиками диаметром 102 или 114 мм с последующей перфорацией в продуктивной зоне или со вскрытием продуктивного пласта открытым забоем диаметром 76-124 мм.

Разработка и освоение новой техники и технологии позволили довести стоимость строительства дополнительного ствола до 50-90 % от стоимости строительства новой скважины. В 2000 г. средняя стоимость строительства одного дополнительного ствола в АНК “Башнефть” составила 2,8 млн руб. Годовая добыча нефти из дополнительных стволов возросла от

10,5 тыс. т в 1997 г. до 133 тыс. т в 2000 г. Общий объем добытой нефти с 1993 г. составил 275 тыс. т. Средний дебит нефти из одного дополнительного ствола со скважин, эксплуатируемых с 1995 по 2000 гг., составлял по годам от 2,6 до 3,7 т/сут.

В 1997 г. Башнипинефтью для АНК “Башнефть” был разработан инвестиционный проект по строительству дополнительных стволов в компании (под руководством В.Х. Самигуллина и др.). Проект реализуется за счет собственных средств при аналитическом сопровождении Башнипинефти. Основной критерий эффективности бурения дополнительных стволов -возвратность вложенных средств и не превышение срока окупаемости более 3 лет при средней стоимости пробуренного ствола 3 млн руб. Проектные расчеты показывают, что для достижения трехлетнего срока окупаемости начальный дебит дополнительного ствола должен составлять не менее 3,8 т/сут при величине извлекаемых запасов не менее 10 тыс. нефти.

Анализ экономической эффективности строительства дополнительных стволов показал, что суммарные затраты на бурение боковых стволов в 1997 г. окупились через 3 года, в

1998 г. через 2,6 года и в 1999 г. через 1,8 года. При этом только 20 % скважин окупили вложенные средства и показали положительный экономический эффект. В целом доходы от реализации добытой нефти из высокодебитных дополнительных стволов перекрывают затраты НГДУ по бурению всех стволов, в том числе оказавшихся малодебитными или сухими. Сложившаяся ситуация свидетельствует о значительном резерве в повышении эффективности строительства дополнительных стволов, заключающемся в качественном выборе объектов для бурения - это и предварительный геолого-технический анализ состояния скважины, бурение ствола в зоне максимальной нефтенасыщенности, оценка потенциального дебита и остаточных запасов.

Рис. 1.2. Баланс времени строительства дополнительного ствола в АНК “Башнефть” в 2000 г.:

1 - монтаж; 2 - ликвидация; 3 - ПЗР и вырезание; 4 - бурение; 5 - освоение


Рис. 1.3. Баланс стоимости строительства дополнительного ствола в АНК “Башнефть” в 2000 г.

Условные обозначения см. рис. 1.2


Анализ продолжительности строительства дополнительных стволов в АНК “Башнефть” за 2000 г. показал, в каких направлениях необходимо работать для снижения стоимости бурения. При средней длине дополнительного ствола 354 м продолжительность строительства одного ствола в компании составляет 2292 ч, или 95,5 сут. Продолжительность строительства по видам работ приведена на рис. 1.2. Наибольшие затраты времени составляют работы, связанные с бурением, а в общем балансе времени на бурение 43 % составляют вспомогательные работы. Поскольку практически все дополнительные стволы направленные, большая часть вспомогательных работ связана с ориентированным бурением. Для повышения эффективности бурения с помощью телесистем в настоящее время в Уфимском УБР создан Инженерно-сервисный центр по новым технологиям, основная задача которого состоит в обслуживании телесистем с различными каналами связи, в том числе с гидравлическим, и в проводке направленных скважин по заданной траектории.

В различных УБР компании процесс вырезания окна в колонне занимает от 5 до 9 сут. В общем балансе стоимости строительства по объему затрат этот вид работ стоит на втором месте после бурения (рис. 1.3), что связано с необходимостью установки нескольких цементных мостов и ориентированным уходом с цементного моста при сплошном фрезеровании обсадной колонны. Для снижения затрат на вырезание окон в Башнипинефти разработан комплект инструмента, включающий клин-отклонитель типа КУМ-146 с усиленным механическим креплением в обсадной колонне и многолезвийные фрезеры на основе запатентованной металлокерамической композиции. Проведенные промысловые испытания показали, что продолжительность вырезания окна сокращается в 2-3 раза по сравнению со сплошным фрезерованием колонны.

Одним из перспективных направлений в компании является строительство многозабойных скважин с целью повышения нефтеотдачи пластов и снижения затрат на добычу нефти. Поэтому в 1999 г. на рифовых месторождениях г. Ишимбай начато бурение многозабойных скважин с открытыми стволами из старых обводнившихся или ликвидированных скважин. Сегодня необходима разработка технологии и технических средств для строительства нескольких боковых стволов из обсаженных скважин. Остро стоит также проблема качественного цементирования хвостовиков из-за сравнительно малых кольцевых зазоров, особенно в крутонаклонных и горизонтальных дополнительных стволах. В АНК “Башнефть” продолжаются работы по созданию расширителей для твердых и крепких пород и пакерующих элементов для хвостовиков малого диаметра.

Реализация программы АНК “Башнефть” по повышению коэффициента нефтеотдачи пластов за счет выработки оставшихся целиков и тупиковых зон путем строительства дополнительных стволов показала перспективность метода. Дальнейшие работы в этой области планируется вести в направлении увеличения в 1,5-2 раза количества бурящихся в год дополнительных стволов и решения вышепоставленных проблем. Однако применение технологий, направленных на доизвлечение остаточных запасов нефти на месторождениях в поздней и завершающей стадиях эксплуатации, возможно лишь при согласовании интересов государства и недропользователя. Для реализации принципа рационального использования недр и возможности недропользователю вкладывать финансовые средства в технологии, обеспечивающие возвратность и приемлемую доходность на вложенный капитал, необходимо применение налогового стимулирования за счет снижения или отмены рентного налога.

1.3. ОПЫТ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ НА ПРОМЫСЛАХ ТАТАРСТАНА И УДМУРТИИ

Согласно [14] работы по забуриванию вторых стволов в АО “Татнефть” бригадами капитального ремонта скважин (КРС) в основном начались со второго полугодия 1997 г. За 1997 г. работы выполнены на 16 скважинах девонского горизонта, в том числе углубленного забоя на трех скважинах. Максимальная протяженность бокового ствола 248 м, в среднем 90 м. Максимальное углубление забоя 100 м, минимальное - 45 м, среднее значение углубления 67 м. На всех скважинах работы по проводке ствола выполнялись без использования средств навигации и технических средств очистки промывочной жидкости от шлама.

Средние показатели эксплуатации скважин, подвергнутых ремонту, следующие:    начальный дебит скважин составлял

22 т/сут при обводненности 26,6 %, который в процессе эксплуатации снизился к началу бурения БС до 1,3 т/сут (обводненность 66,4 %); средний дебит после бурения боковых стволов составил 10,8 т/сут при обводненности добываемой продукции 59,4 %. Из всего числа ремонтированных скважин три оказались безуспешными (по ним получено 100 % воды), что составляет 17 %. По скважинам с углублением через башмак эксплуатационной колонны получен средний дебит -

22,5 т/сут. По скважине с фрезерованием окон получен средний дебит - 4,4 т/сут без учета безуспешных скважин, т.е. дебит вырос в 4,9 раза (с 0,9 до 4,4 т/сут).

Таким образом, учитывая незначительный период эксплуатации по скважинам, в которых были пробурены боковые стволы, следует ожидать средний дебит около 4 т/сут.

Попытки забуривания боковых стволов в ОАО “Татнефть” начались с 1964 г., однако до 1997 г. эти попытки были безуспешными из-за несовершенной технологии и отсутствия требуемого оборудования.

С приобретением необходимого оборудования работы по забуриванию боковых стволов вновь возобновились. Только силами бригад капитального ремонта скважин в 1997-1999 гг. была восстановлена 71 бездействующая скважина. Однако отсутствие телеметрической системы и специальных подъемных установок привело к тому, что эти скважины относились к категории боковых наклонных, неориентированных по азимуту, поэтому не использовались возможности продуктивных пластов, а затраты времени на бурение боковых стволов были слишком велики. Приобретенные современные подъемные установки имеют следующие преимущества по сравнению с установкой А-50:

полная автономность (генератор и стационарная насосная установка);

возможность производить спускоподъемные операции свечами;

регулирование частоты вращения ротора (подбор оптимального режима бурения);

наличие гидравлических ключей;

наличие силового вертлюга с гидравлическим приводом;

замкнутая система очистки и обработка бурового раствора в комплексе со специальными шламоотборниками.

С вводом в эксплуатацию с июня 1998 г. закупленных подъемных установок объем бурения боковых стволов значительно возрос. Так, в 1999 г. силами УПНП и КРС, УБР и сервисных организаций было пробурено 65 скважин. На долю УПНП и КРС приходится 26 восстановленных скважин.

Повысилось качество пробуренных боковых стволов. С приобретением импортных телеметрических систем и другого оборудования (долот, бурильных труб) началось ориентированное по азимуту забуривание БС и с отходом в боковые горизонтальные стволы. Так, в скв. 19756 Зеленодольская НГДУ “Азнакаевскнефть” силами УПНП и КРС при сотрудничестве с ОАО “Азнакаевский горизонт” был пробурен БГС длиной 390 м причем длина горизонтальной части составила 100 м.

Всего в ОАО “Татнефть” за 1999 г. было пробурено 25 боковых горизонтальных стволов со средним дебитом 4,2 т/сут, что обеспечивает окупаемость затрат в целом.

Дополнительная добыча нефти за последние три года по отремонтированным скважинам методом забуривания боковых стволов (на 01.01.2000 г.) составила 1508502,5 т, в том числе в 1997 г. - 5056 т, в 1998 г. - 33025 т, в 1999 г. - 112771 т. Однако остается еще много нерешенных проблем, на которые необходимо обратить особое внимание. Так, 24 % восстановленных скважин имеют дебит менее 2 т/сут и 26 % - обводненность более 50 %. Средняя стоимость строительства бокового ствола увеличилась на 148 тыс. руб. по сравнению с 1998 г. (из-за роста стоимости горючесмазочных и других материалов) и в

1999 г. составила 993 тыс. руб. Скважины с дебитом менее

2 т/сут оказались нерентабельными.

В настоящее время в Удмуртии пробурено 38 горизонтальных скважин на пяти месторождениях. В конце 1995 г. АО “Удмуртнефть” приступило к капитальному ремонту старого фонда скважин методом бурения боковых горизонтальных стволов. Преимущество бурения боковых стволов было обусловлено отсутствием необходимости строительства новых коммуникационных линий и сокращением затрат на оборудование и материалы. Сегодня в АО “Удмуртнефть” отмечается повышенный интерес к этой прогрессивной технологии. Девять буровых бригад переведены на бурение боковых стволов, шесть из них оснащено мобильными специализированными установками для ремонта скважин А 60/80 и IRL, и временно работают с использованием установок БУ-75. Работы по бурению БС ведутся на семи месторождениях Удмуртии. К октябрю 1997 г. пробурено 52 боковых горизонтальных ствола из старого фонда скважин.

1.4. ПРОБЛЕМЫ И ОПЫТ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Проблемы бурения боковых стволов в условиях Западной Сибири подробно рассмотрены в работе М. Л. Карнаухова, В.Ю. Близнюкова и М.Р. Марданшина [15].

В ОАО “Ноябрьскнефтегаз” (ОАО “ННГ”) большинство месторождений вступило в позднюю стадию разработки, и для поддержания стабильного уровня добычи нефти в последние годы потребовались новые подходы в обеспечении рентабельной эксплуатации скважин, проведения эффективных геологотехнических мероприятий.

К наиболее важным мероприятиям, проводимым с указанной целью, относятся гидроразрывы пластов, ремонтно-изоляционные работы, регулирование заводнения (в том числе выравнивание профилей притока), проводка горизонтальных стволов скважин, а также забуривание боковых стволов в уже пробуренных и эксплуатирующихся скважинах. Без этих наиболее сложных и требующих больших затрат мероприятий невозможно планировать и добиваться устойчивых показателей добычи нефти как в настоящее время, так и в ближайшее десятилетие.

Гидроразрывы пластов достаточно прочно заняли свое место в обеспечении дополнительной добычи нефти, ежегодно давая от 500 тыс. т до 1 млн т нефти, хотя множество проблем при этом остаются нерешенными. Из указанных пока еще находятся на стадии опробования мероприятия, связанные с горизонтальным бурением и забуриванием БС.

В последние годы выполнено около 10 операций по забури-ванию бокового ствола. В 1996 г. такие работы проведены в двух скважинах Вынгапуровского месторождения - в скв. 3183 и 3098. Работы проводились с использованием системы для забуривания боковых стволов А-Zpak-StockftPack-Stock фирмы “А-Z Grandt International Company” (США). Такая технология забуривания нового ствола позволяет снижать фактические затраты времени и объемы выполняемых работ за счет спуска в скважину пакерующего элемента, отклоняющего клина, разметочного фрезера и бурового снаряда за одну СПО. На скв. 3183 перед спуском потайной обсадной колонны (хвостовика) расширение и калибрование ствола производились специальным эксцентричным калибратором, изготовленным в ОАО “ННГ”. Эксцентриситет этого калибратора составил 3 мм при наибольшем наружном диаметре - 120,6 мм, что позволило беспрепятственно спустить его в ствол скважины того же диаметра, а при компоновке ротором - расширить ствол скважины до 127-128 мм. Расширяющие грани калибратора были выполнены с наплавкой карбида вольфрама.

Хвостовик обсадной колонны диаметром 114 мм ОГ-1М, спущенный во вновь пробуренный боковой ствол, цементировали пластоцементом на основе смолы ГТМ-3. Этот тип пластичного тампонажного материала обладает свойством образовывать непроницаемый цементный камень при контакте с водой, что повышает изоляцию вскрываемых при бурении водоносных горизонтов и обеспечивает качественное крепление ствола скважины.

Оснастка хвостовика, спущенного в боковой ствол этой скважины, включала в себя следующие элементы:    башмак

КХ-14,3; фильтр; секцию обсадных труб ОГ-1М диаметром 114 мм (длина секции подбиралась из расчета 25 м превышения общей длины бокового ствола); переводник (для отвинчивания и оставления хвостовика в скважине) с правой резьбы ОГ-1М на левую трапецеидальную упорную резьбу; перепускной клапан, срабатывающий от дифференциального давления скважинного флюида и одновременно выполняющий функцию переводника обсадной колонны ОГ-1М на СБТ 2-7/8.

Фильтр - перфорационная труба ОГ-1М диаметром 114 мм и длиной 9,6 м с плотностью перфорации 5 отверстий на 1 м трубы и диаметром отверстий 7 мм. В целом на данной скважине удалось полностью восстановить продуктивность от 40 до 59 т/сут. Скважина стабильно работает в таком режиме уже три года и дала дополнительно более 25 тыс. т нефти.

На скв. 3098 не удалось получить такого же результата, как на скв. 3183, хотя здесь были применены специальные реагенты РУО Химеко-ГАНГ. Ранее результаты показали, что данный раствор на углеводородной основе может применяться при забуривании боковых стволов, бурении и вскрытии продуктивных пластов. Растворы на углеводородной основе не замерзают при отрицательных температурах окружающего воздуха (поскольку дисперсной средой таких растворов является нефть или дизельное топливо), поэтому данный РУО наиболее удовлетворяет требованиям ведения работ по бурению в зимнее время. Он не оказывает загрязняющего воздействия на продуктивный пласт, обладает смазывающим эффектом, что снижает вероятность возникновения прихватов при проводке скважины, имеет относительно низкую стоимость.

После вырезания окна в эксплуатационной колонне бурение горной породы и вскрытие продуктивных отложений осуществлялось долотом фрезерного типа В-19У со штыревым твердосплавным вооружением фирмы “Smith International” (США). Конструктивно долото В-19У выполнено с эксцентричным сегментом, отстоящим на 135 мм от пилотной части и оснащенным таким же штыревым твердосплавным вооружением. За счет такой конструкции долото вырабатывает диаметр ствола скважины порядка 130 мм при собственном максимальном диаметре 121 мм. Технология работы с долотами подобной конструкции состоит из двух стадий: забуривание пилот-скважины глубиной до 2 м и бурение рабочей скважины.

За одно долбление долотом В-19У было пройдено 26,4 м, причем средняя скорость проходки составила 3,12 м/ч, а вооружение долота было изношено примерно на 25-30 %. Невысокая скорость проходки связана с недостаточной очисткой забоя от металлического шлама, оставшегося в скважине после расфрезеровывания окна в обсадной колонне (не было задействовано необходимое количество насосных агрегатов).

Интервал от вырезанного в эксплуатационной колонне окна до кровли продуктивного пласта не содержал водоносных горизонтов, кроме того, он состоял из стабильных и устойчивых отложений, поэтому крепление хвостовика в боковом стволе не проводилось. Однако обводненность при освоении скважины оказалась слишком высокой - 98 %, и поэтому она была остановлена. Вода, по-видимому, поступила из нижележащего пласта по заколонному пространству основного ствола, что заранее трудно было прогнозировать. В любом случае необходимо было осуществить крепление хвостовика.

В 1997 г. были проведены работы по забуриванию боковых стволов на четырех скважинах.

Скважины бурили с применением инвертного бурового раствора (НБР), приготовленного по технологии Химеко-ГАНГ и с использованием эмульгатора Нефтеноло-НЗ. Существенным недостатком данного раствора является ограниченная плотность раствора, не более 1160 кг/м . Плотность раствора обеспечивается за счет введения хлористого кальция в раствор. При увеличении плотности раствора более 1180 кг/м3 возрастает условная вязкость раствора до 150 с и выше.

В процессе бурения применяли бицентричные буровые долота фрезерного типа ДЭЛС 118/128 (диаметр в свету 118 мм, теоретический диаметр скважины 128 мм), что позволило получить высокие скорости механического бурения до 5 м/ч (по продуктивному горизонту). Средний диаметр скв. 598 Вынгая-хинского и скв. 1232 Западно-Ноябрьского месторождений по результатам кавернометрии составил 128 мм. Существенным недостатком данных долот является интенсивный абразивный износ корпуса долота при бурении по песчаникам продуктивного пласта, что приводит к выпадению режущих элементов расширителя.

На скв. 598 Вынгаяхинского месторождения произвели забуривание бокового ствола в интервале 2550-2583 м. Бурение скважины и вторичное вскрытие продуктивного пласта проводилось с использованием в качестве бурового раствора ин-вертной эмульсии плотностью 1160 кг/м . Крепление хвостовика выполнено с использованием пластоцемента на основе смолы ГТМ-3.

В процессе освоения скважины получен приток нефти 22 т/сут с динамическим уровнем 960 м. В процессе проведения исследований скважины из-за низкого динамического уровня вымыло пластоцемент из-за хвостовика, и в результате получили переток воды из вышележащего водонапорного горизонта. Скважину пустили в эксплуатацию с дебитом Q = = 40 м /сут с 70%-ной обводненностью. Однако в дальнейшем рост обводнения достиг 97 %. По-видимому, работа с низким динамическим уровнем создала слишком большой перепад давления на цементный камень, который в итоге был разрушен.

На скв. 784 Вынгаяхинского месторождения при ликвидации аварии с ЭЦН удалось извлечь часть НКТ и кабеля, освободив скважину только до глубины 2420 м. Поэтому в интервале 2411,0-2445,6 м, произвели забуривание БС, в который спустили хвостовик диаметром 114 мм со щелевым фильтром. При бурении и вторичном вскрытии продуктивного пласта применялась инвертная эмульсия плотностью 1140 кг/м .

Освоение скважины не дало положительного результата, и скважина, как и в предыдущем случае, преждевременно обвод-нилась.

На скв. 1232 Западно-Ноябрьского месторождения выполнены работы по ликвидации аварии с бурильными трубами и нормализации забоя до глубины 2824 м. Вырезали окно и пробурили боковой ствол в интервале 2818-2867 м. Бурение скважины и вторичное вскрытие продуктивного пласта проводи-

раствора ин-

лись с использованием в качестве

вертной эмульсии плотностью 1140 кг/м . хвостовик диаметром 114 мм зацементировали тампонажным раствором на основе смолы ГТМ-3.

После окончания периода ОЗЦ при опрессовке получили приемистость солевого раствора в водонапорный пласт в интервале 2836-2848 м. Были проведены изоляционные работы водонапорного горизонта с использованием тампонажного цемента. В процессе освоения скважины получили приток пластового флюида с дебитом 20 т/сут при 80%-ной обводненности.

В скв. 986 Холмогорского месторождения вырезали окно и пробурили боковой ствол в интервале 2736-2763 м. Спустили хвостовик диаметром 114 мм со щелевым фильтром. Бурение скважины и вторичное вскрытие продуктивного пласта произвели на буровом растворе инвертной эмульсии плотностью 1140 кг/м . В процессе освоения скважины получен приток пластового флюида с дебитом 50 т/сут при 97%-ной обводненности.

В течение 1998 г. закончены ремонтом и сданы три скважины после бурения бокового ствола.

На скв. 716 Вынгапуровского месторождения были проведены работы по бурению бокового ствола. При промывке скважины использовали инвертный раствор плотностью 1270 кг/м . При вскрытии продуктивного пласта произошло нефтегазопроявление, после чего при бурении скважины применили раствор хлористого кальция плотностью 1320 кг/м . Добурили скважину до проектной глубины. Спустили хвостовик из труб ОГ-1М диаметром 114 мм без цементирования с фильтром с плотностью 20 отверстий на 1 м его длины.

При подъеме бурильных труб скважина стала проявлять, после окончания подъема закрыли глухой превентор, скважина фонтанировала в коллектор пластовым флюидом с содержанием воды до 90 %. Через 12 ч фонтанирования в скважине появилась гидратная пробка, которая в дальнейшем была ликвидирована горячей промывкой.

После освоения скважина работала с дебитом около 40 т/сут при обводненности 55 %, но затем через 6 мес снизила свою продуктивность и была остановлена. Тем не менее было дополнительно отобрано 3 тыс. т нефти и, таким образом, оправданы затраты на бурение бокового ствола.

Бурение скв. 2449 Вынгапуровского месторождения производили шарошечными долотами Ш120,6СЗ-ЦАУ. В качестве бурового раствора использовали КМЦ в растворе хлористого натрия плотностью 1160 кг/см .

При спуске хвостовика из труб ОГ-1М диаметром 114 мм произошло его заклинивание в кровле продуктивного пласта, расходить и извлечь его не смогли. Отвинтили направляющий башмак и в интервал продуктивного пласта спустили фильтр из НКТ диаметром 89 мм.

Несмотря на то что в данной скважине не удалось осуществить качественно все работы по программе бурения и крепления хвостовика, она оказалась в итоге самой удачной по конечным результатам. Достигнутый дебит оказался намного выше дебита скважины до аварии на ней: скважина была освоена с дебитом 40 т/сут, затем в течение года дебит еще возрос до 50 т/сут. В целом за год было дополнительно получено около 15 тыс. т нефти.

Перед проведением работ на скв. 2020 Новогоднего месторождения были выполнены РИР по устранению негерметично-сти эксплуатационной колонны в интервале 650-670 м. После освоения скважины получили приток 18,1 м /сут с обводненностью 97,4 %. Причиной обводнения в этой скважине явилось влияние старого ствола из-за незначительного отхода нового от него.

Исходя из всего сказанного авторами [15], были сделаны следующие выводы.

1. Работы по бурению боковых стволов при разработке месторождений в ОАО “ННГ” с применением весьма перспективных ГТМ являются во многих случаях единственным средством восстановления работоспособности тех скважин, где невозможно ликвидировать аварии, связанные с оставлением на забое скважинного оборудования.

2.    Первые опытные работы по проводке БС показали невысокую эффективность традиционных приемов ведения таких работ. Основные проблемы связаны с ненадежным креплением БС тампонажными растворами. Так, не исключается возникновение перетоков при использовании тампонажных растворов на основе ГТМ.

3.    Успешность работ пока достигается там, где отсутствуют водоносные пласты, как ниже продуктивных отложений, так и выше в пределах проводки БС.

4. Перспективы развития данных технологий определяются в первую очередь бурением скважин с близкорасположенными подстилающими водонасыщенными горизонтами, которые не удается изолировать известными и доступными средствами при использовании обычных технологий. Необходимо развивать технологии забуривания БС с последующим бурением горизонтального участка скважины по продуктивному горизонту. В настоящее время такого ремонта ожидает не одна сотня скважин.

5. При планировании подобных дорогостоящих операций необходимо всестороннее изучение условий выработки запасов на том участке, где находится выбранная для ремонта скважина. Не исключены варианты, когда даже после успешного технического проведения работ так и не удается достичь желаемого результата, например, из-за существенной неоднородности пласта в выделенной зоне и отсутствия гидродинамической связи с нагнетательными скважинами. При планировании этих работ следует предусматривать проведение гидродинамического моделирования процессов фильтрации в окружающей скважину зоне.

Применение гидравлического разрыва пласта на нефтяных и газовых месторождениях  »
Библиотека »