– увеличение притока жидкости (соответственно и нефти) из карбонатов турнейского яруса путем совершенного вскрытия пласта.
Наиболее целесообразным является использование технологий бурения боковых стволов на поздней стадии разработки месторождений в связи с тем, что к этому времени на эксплуатационные объекты уже пробурена значительная часть основного и резервного фонда, а запасы выработаны не полностью. При этом величина остаточных запасов зачастую настолько мала, что бурение новых вертикальных скважин на них просто нерентабельно.
Боковые стволы могут использоваться для добычи нефти в большинстве залежей, за исключением рыхлых, сильно трещиноватых и обваливающихся пород, в которых затруднено бурение даже вертикальных скважин.
Геолого-физические условия эффективного применения БС:
– нефтяные залежи с трудноизвлекаемыми запасами;
– залежи с коллекторами, имеющими естественную вертикальную трещиноватость или разломы;
– пласты с высокой неоднородностью, особенно по вертикали;
– пласты с карстовыми или кавернозными образованиями;
– линзовидные пласты;
– пласты с малой толщиной;
– пласты с несцементированными песчаниками.
На основе анализа результатов бурения боковых стволов в АНК «Башнефть» и накопления опыта эксплуатации были обозначены критерии применимости метода, к которым относятся:
– наличие достаточных, не менее 5 – 6 тыс. тонн остаточных запасов нефти в зоне дренирования БС;
– достижение после бурения БС достаточно высокого начального дебита по нефти в размере 3 – 5 т/сут;
– обеспеченность запасом пластового давления в зоне бурения БС и наличия системы поддержания пластового давления;
– в многопластовом разрезе в БС должна быть предусмотрена возможность раздельной эксплуатации нефтяного пласта, не допуская совместного вскрытия высокообводненных пластов.
Как видно, бурение БС имеет широкий диапазон области применения: увеличение текущей нефтеотдачи пластов, совершенствование системы разработки продуктивных объектов в целом, реабилитация старого фонда скважин и т.д.
При обосновании бурения боковых стволов в скважинах Туймазинского месторождения в каждом отдельном случае необходимо производить оценку гелого-физических критериев эффективного применения метода, обобщать и анализировать опыт эксплуатации ранее пробуренных боковых стволов.
3.3 Строительство боковых стволов на Туймазинском месторождении
3.3.1 Требования к техническому состоянию скважин
Согласно РД 39–00147275–057–2000, исходя из требований охраны недр и окружающей среды, не допускается строительство боковых стволов по техническому состоянию основных стволов скважин:
– скважины с негерметичными, либо ремонтированными эксплуатационными колоннами, кроме случаев замены труб на новые;
– скважины с затрубной циркуляцией;
– скважины с отсутствием цемента в интервале забуривания бокового ствола;
– скважины с отсутствием цемента за кондуктором, если высота подъема цемента за эксплуатационной колонной не перекрывает его.
Для получения исходных данных, необходимых для оценки технического состояния и составления плана работ по забуриванию боковых стволов, необходимо провести следующие работы:
– проверить герметичность эксплуатационной колонны опрессовкой;
– с целью оценки глубины интервалов цементного кольца и его качества исследовать скважины акустической цементометрией;
– проверить наличие затрубной циркуляции термометрией (ВЧТ).
Определение технического состояния скважины производится в следующей последовательности. В первую очередь в скважину спускается шаблон соответствующего диаметра и отбивается забой скважины. После чего записывается ВЧТ и АКЦ. При положительных результатах интервал исследуется на приемистость и заливается цементным раствором под давлением с учетом установления цементного моста. После ОЗЦ цементный мост (искусственный забой) проверяется спуском НКТ и разгрузкой ее. После чего колонна подвергается опрессовке давлением, рассчитанным в зависимости от диаметра колонны и срока ее эксплуатации. Записываются показания локатора муфт для выбора места вырезания «окна» для забуривания бокового ствола.
Бурение боковых стволов на Туймазинском месторождении производится, в основном, в скважинах, находящихся в бездействии: наблюдательных, пьезометрических, ожидающих ликвидации, со сложной аварией в основном стволе скважины, нерентабельных ввиду истощения запасов нефти. Учитывая продолжительный срок эксплуатации этих скважин, к их техническому состоянию предъявляются особые требования, которые должны обеспечить безаварийную проводку бокового ствола и дальнейшую его эксплуатацию.
Бурение боковых стволов возможно в скважинах, удовлетворяющих этим требованиям.
3.3.2 Техника и технология бурения боковых стволов
Для обеспечения надежности и успешного проведения строительства бокового ствола необходимо: детально изучить геолого-технические условия строительства и эксплуатации скважины и ее современное состояние; выбрать наземное оборудование; определить оптимальную глубину интервала забуривания ствола; установить способ вскрытия обсадной колонны и способ ориентирования отклоняющей компоновки; рассчитать проектный профиль ствола; выбрать и рассчитать отклоняющие компоновки бурильного инструмента с максимально возможной интенсивностью искривления с учетом пропускной способности «окна» в обсадной колонне геофизических приборов и скважинного оборудования; определить способ крепления и освоения бокового ствола.
На основании полученных данных разрабатывается проектно-сметная документация на комплекс работ по капитальному ремонту скважин методом зарезки боковых стволов.
По данным геофизических исследований скважины выбирается место вскрытия «окна» и глубина интервала забуривания. При этом необходимо учитывать физико-механические свойства горных пород в интервале забуривания бокового ствола. Следует выбирать интервалы залегания пород средней твердости, не склонных к осыпанию, набуханию и обвалам; максимальная интенсивность искривления оси скважины должна быть не более двух-трех градусов на десять метров в случае вырезания «окна» с клина; место вырезания «окна» в колонне должно быть выше муфтового соединения не менее трех метров; при сплошном фрезеровании участка колонны наиболее предпочтительно вырезать «окно» в средней части трубы. Также необходимо учитывать возможность ГНВП и принимать меры по их предотвращению.
Строительство бокового ствола в скважине включает в себя выполнение следующих работ:
– подготовительные работы;
– исследование технического состояния скважины;
– ликвидация нижней части основного ствола скважины;
– установка цементного моста и клина-отклонителя;
– вырезание окна в обсадной колонне;
– бурение второго ствола;
– крепление скважины и освоение.
На скважинах с полностью зацементированной эксплуатационной колонной бурение второго ствола производится через щелевидное окно в колонне или через сплошной вырез колонны. Фрезерование «окна» в эксплуатационной колонне производится специальным рейбером-фрезером типа РФУ‑146, РФУ‑168. После фрезерования перед началом бурения бокового ствола необходимо очистить скважину от металлической стружки, для чего требуется прокачать через забой 5–6 м3 вязкого глинистого раствора. Сплошное вырезание колонны производится с помощью универсального вырезающего устройства (УВУ).
При частично зацементированной эксплуатационной колонне допускается отрезание колонны (в интервале предполагаемой глубины зарезки) с последующим подъемом ее верхней части.
При восстановлении скважины с открытым забоем бурение дополнительного ствола производится с цементного моста, установленного ниже башмака эксплуатационной колонны.
Забуривание и бурение интервала набора кривизны производится следующей компоновкой бурильного инструмента:
– долото трехшарошечное диаметром 123,8, 139,7, 142,9, 145 мм;
– двигатель-отклонитель с углом искривления переводника 1 градус 30 минут – 3 градуса, диаметром 85, 105, 106, 127 мм;
– легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) диаметром 73, 90, 103 мм длиной 9–12 метров;
– стальные бурильные трубы диаметром 73, 89, 114 мм.
Ориентирование инструмента производится с помощью инклинометра ИЭС‑36/30, устройства «ОРБИ‑36» или гироскопической телесистемой.
Интервалы стабилизации бокового ствола бурятся компоновкой: долото; полномерный калибратор лопастной по диаметру долота; забойный двигатель; легкосплавная бурильная труба; стальные бурильные трубы.
Тип и параметры бурового раствора зависят от геологического разреза скважины. При устойчивом разрезе, сложенном, в основном, известняками и доломитами, применяется техническая вода.
При бурении боковых стволов на терригенный девон промывка забоя от «окна» до доманиковского горизонта производится технической водой, ниже глинистым раствором.
В настоящее время на Туймазинском месторождении работают две установки А‑50 МБ, 2 установки АР‑60/80 и 4 установки БУ‑75Э.
Установка А‑50 МБ грузоподъемностью 50 тонн – самоходная, оборудована верховой палатой, ротором, грузоподъемность позволяет работать до глубины забоя 1700–1750 метров.
Установка АР‑60–80 самоходная на базе шасси «Ураган», грузоподъемность – 80 тонн, работает до глубины забоя 1750–1850 метров. Так же оборудована верховой палатой.
Установка БУ‑75Э монтируется если забой скважины 1850 метров и более.
Бурение бокового ствола в скважине это сложный комплекс инженерно-технических работ, требующий применения специальной технологии и техники, знания геолого-физических условий проводки скважины, соблюдения технологических режимов строительства скважины и требований к профилю и конструкции бокового ствола.