Добыча остаточных запасов углеводородов при помощи зарезки бокового ствола из бездействующего фонда скважин



Основной идеей статьи является оценка актуальности внедрения инновационного метода проектирования бурения, установление технологических осложнений, качественный подбор скважин-кандидатов, возрождение бездействующего фонда и введение методики на месторождениях Западной Сибири. В работе проанализированы основные недостатки и преимущества в части разработки проектирования и бурения скважин, а также приведена экономическая целесообразность осуществления метода зарезки боковых стволов.

Ключевые слова: бурение, зарезка бокового ствола, незадействованные запасы, конструкция скважины .

Развитие новых технологий дали возможность компаниям посмотреть по-новому на старые скважины. На сегодняшний день одним из главных направлений деятельности компаний является «оживление» месторождений, находящихся на стадии падающей добычи. Это все делается для того, чтобы оптимизировать добычу и улучшить экономические показатели.

С каждым годом число бездействующих и малодебитных скважин растет, в связи с чем ключевым направлением деятельности нефтегазодобывающих предприятий является ремонт данных скважин.

Выбор оптимального метода зарезки бокового ствола

Имеется два существенно отличающихся друг от друга метода зарезки боковых стволов из скважин простающего фонда — инновационный метод зарезки участка колонны и стандартное бурение с отклоняющего клина-отклонителя.

К современному варианту относится способ зарезки бокового ствола в обсаженной колонне скважины с извлечением части эксплуатационной колонны, включающий спуск вырезающего устройства, вырезание участка обсадной колонны в зоне врезки, при этом обсадную колонну в зоне врезки отрезают, приподнимают, цементируют, а на открытую часть ствола скважины устанавливают цементный мост и с него забуривают боковой ствол. При наличии цементного камня в заколонном пространстве, предварительно разрушают целостность цементного камня между кондуктором и обсадной колонной до глубины, ниже башмака кондуктора не менее 50 м специальным устройством — обурником с ловильным «левым» метчиком.

Кроме того, при наличии цементного камня на большом участке более 50–100 м от башмака кондуктора в заколонном пространстве между кондуктором и эксплуатационной колонной, после производства работ по извлечению обсадной колонны и дальнейшей невозможности извлечения обсадной колонны, ниже башмака кондуктора устанавливают клин-отклонитель и проводят вырезание «окна» выше башмака кондуктора диаметром больше планируемого долота.

Данная технология позволит выводить скважины из неработающего фонда в эксплуатацию, уплотнить сетку, без отсыпки новых кустовых площадок, а также ускорить разбуривание участка за счёт исключения времени на разработку проекта обустройства.

Сопоставление технологий

Так в чём же преимущества использования современного варианта БВС и почему в ряде случаев предпочтительнее выбрать его, чем эксплуатационное бурение?

Технология бурения

1) Глубина врезки — сопоставляя классический и современный варианты БВС, необходимо отметить, что средняя глубина врезки на месторождениях Западной Сибири составляет 1500–2000 м (классический вариант). При этом, использование современного варианта позволит выполнить врезку из-под кондуктора на глубине 300–700 м.

2) Ограничение направления ствола скважины по азимуту — в случае использования классического варианта БВС ограничение составляет 270 градусов, а при современном варианте (бурение из-под кондуктора) ограничения отсутствуют (рис. 1).

3) Диаметр колонны — при классическом варианте БВС добывающие компании используют эксплуатационные колонны диаметром 102–114 мм. В случае современного варианта используются эксплуатационные колонны большего типоразмера (146–178 мм), тем самым получается полноценная «новая» скважина.

Экономическая эффективность

1) Оперативность бурения — среднее время реализации классического варианта БВС составляет 2–3 месяца, в случае современного варианта — 4–5 месяцев, что обуславливается подготовительными работами бригады капитального ремонта скважин (извлечение эксплуатационной колонны). В случае бурения новой эксплуатационной скважины, срок реализации будет составлять до 2 лет (разработка проектно-сметной документации, проектного документа на обустройство, обустройство кустовой площадки и т. д.);

2) Капитальные затраты — в связи с тем, что при бурении бокового ствола скважины (в обоих вариантах) отсутствует необходимость в строительстве и обустройстве новой кустовой площадки, капитальные затраты существенно ниже, чем при новом эксплуатационном бурении. Разница в капитальных затратах между вариантами БВС связана только с большей «проходкой» при современном варианте БВС.

Рис. 1. Направление ствола скважины по азимуту

В результате выполненного сопоставления технологий можно прийти к выводу, что использование современного варианта БВС, по сравнению с классическим вариантом и новым эксплуатационным бурением, позволит компаниям:

— снизить капитальные затраты;

— заменить проектный фонд скважин;

— использовать в качестве доноров аварийный и ликвидированный фонд скважин;

— вовлечь краевые запасы нефти, в случае невозможности классического варианта БВС;

— сократить сроки вовлечения запасов в разработку.

Подбор скважин-кандидатов для бурения бокового ствола скважины из-под кондуктора

Рассмотрим два случая, когда есть необходимость внедрения методики проектирования уплотняющего бурения путём зарезки бокового ствола с частичной или полной заменой эксплуатационной колонны.

В первом случае требовалось завершить формирование системы разработки на участке.

Участок характеризуется высокой плотностью запасов нефти, система разработки — площадная обращенная семиточечная с расстоянием между скважинами 500 м.

Скважина № 4104 пробурена в марте 2018 года (входные показатели: дебит жидкости — 70 м ³ /сут, дебит нефти — 19,5 т/сут, обводненность — 70,5 %). Скважина эксплуатировалась 5 месяцев и выбыла в неработающий фонд по причине многочисленных НЭК. Остановочные показатели: дебит жидкости — 25,5 м ³ /сут, дебит нефти — 0,0 т/сут, обводненность — 100 %.

Бурение БВС в классическом варианте и использование возвратного фонда не представляется возможным по причине отсутствия скважин-кандидатов. БВС из-под кондуктора в цели скважины — донора (рис. 2) экономически более эффективно, чем бурение одиночной скважины.

В результате выполненного анализа ожидаемые показатели, следующие: дебит жидкости — 40 м ³ /сут, дебит нефти — 19,0 т/сут, обводненность — 44 %.

Во втором случае рассмотрим использование данной технологии для замены проектного фонда скважин.

Месторождени Z, объект БС ₁₂ , район бурения кустовой площадки № 1.

Ключевым фактором, обуславливающим характер выработки запасов объекта объекта БС ₁₂ является геологического строение, включающее в себя два отличающихся друг от друга по продуктивности пластов БС ₁₂ ¹ и БС ₁₂ ² . В пластах установлено по одной залежи структурно-литологического типа.

Рис. 2. Участок с карты текущего состояния разработки объекта на месторождении Z с местоположением скважин-кандидатов для ЗБС из-под кондуктора

Залежи пластов БС ₁₂ ¹ и БС ₁₂ ² разрабатываются единой сеткой скважин, так как их расположение полностью перекрываются.

По причине высоких фильтрационных свойств коллектора выработка пласта БС ₁₂ ² реализовывается быстрее. Выработка запасов в отдаленных участках затруднено в связи с низкими толщинами, в отличии от центральной части. Пласт БС ₁₂ ² обладает высоким коэффициентом охвата благодаря высоким значением коэффициента нефтенасыщенности. Объект находится стадии снижения добычи нефти.

Зона для бурения кустовой площадки № 1 обусловлена скважинами, выбывшими в результате выклинивания эксплуатационной колонны (рис. 3).

Рис. 3. Участок с карты текущего состояния разработки объекта на месторождении Z

Рекомендуется заменить кустовую площадку на зарезку боковых стволов из-под кондуктора (рис. 4, табл. 1).

Рис. 4. Смена проектного фонда скважин на кустовой площадке № 1 месторождения Z

Таблица 1

Смена проектного фонда скважин на кустовой площадке № 1

Проектный фонд				Смена проектного фонда
Скважина	Входные показатели			Скважина	Состояние	Входные показатели
	Qж, м 3 /сут	Qн, т/сут	w, %			Qж, м 3 /сут	Qн, т/сут	w, %
1244Г	70	22,9	60	8213Л	Бездействующий фонд	70	22,9	60
1245Г	61	18,9	60	9597Л	Пьезометрический фонт	61	18,9	60
1243	43	13,9	60	9606 H	Бездействующий фонд	43	13,9	60
1246	54	17,9	60	9545 H	Ликвидирована	54	17,9	60
Где Qж — дебит жидкости; Qн — дебит нефти; w — обводненность

Сравнив технико-экономические расчеты зарезки с кустовой площадки № 1 новых скважин и БС из-под кондуктора можно отметить:

— накопленная добыча нефти за 30 лет эксплуатации при использовании зарезки БС из-под кондуктора будет сравнима с обустройством новой КП (рис. 5);

— расходы при ЗБС из-под кондуктора сократятся почти в половину в сравнении с бурением новой скважины;

— при замене кустовой площадки на зарезку бокового ствола из-под кондуктора ЧДД повысится десятикратно;

— сроки бурения используя инновационный метод зарезки БС составляет примерно один год (при зарезке с новой кустовой площадки — два года).

Рис. 5. Сравнение показателей добычи нефти

Заключение

Использование предложенного метода зарезки боковых стволов решит следующие задачи:

— позволит разрабатывать не вовлечённые запасы нефти (в частности отдаленные участки и скважины одиночки);

— увеличить скорость вовлечения в разработку и эффективность выработки запасов;

— позволит выполнять подбор скважин-кандидатов из числа аварийных и ликвидированных.

Литература:

1. Пат. 2623406 Российская Федерация, МПК Е21В 29/00. Способ зарезки бокового ствола в обсаженной колонной скважине с извлечением части эксплуатационной колонны / Хисматов Р. Р., Ташланов И. В., Габдрахманов М. А., Ахметов И. М., Ганеев И. С., Резванов Р. Н.; заявитель и патентообладатель ООО «Таргин Бурение». — № 2015155808; заявл. 24.12.2015; опубл. 26.06.2017.
2. Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов / И. Т. Мищенко. — М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. — 816 с.