ВСЁ ПРО НЕФТЬ И ГАЗ

Комплексный интернет- портал посвещённый нефти и газу

Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

Гилязов Р.М.
Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами.

Глава № 1

Навигация

Аннотация-Оглавление-Предисловие-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.

анекдоты

программы

истории

БУРЕНИЕ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

ИЗ СТАРОГО ФОНДА СКВАЖИН

НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

РОССИИ

1.1. ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ 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.

9

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 (A.M. 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

10

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 120 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 неф-

11

тяном 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, l = 30 м; кондуктор D = 324 мм, l = 350 м; эксплуатационная колонна D = 219 мм, l = 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

12

специальных бурильных труб. При испытаниях в 1946 г. в од-ном 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 распростра-нения он не нашел. Особое внимание следует обратить на кон-струкцию гибкой трубы. Однако турбодолото с частотой вра-щения, 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 круп-нейшем 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 ме-сторождении Прадхо-Бей пробурено 20 горизонтальных сква-жин. 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 неф-ти Французским Институтом Нефти (ФИН) и фирмой “Эльф Акитэн” был принят проект программы исследований по тех-нологии горизонтального бурения, получивший наименование “Форхор”. Финансовую помощь оказала комиссия общего рын-ка ЕЭС. В 1980 г. на месторождении Лак-Суперьор была про-бурена 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 горизонталь-

13

ная 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 м3/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 их 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.

14

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-откло-нителя 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 направленного ствола в НГДУ “Октябрьскнефть" на скв. 131 Серафимовской площади.

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

15

it ¦ IE ~ Ф 1.1

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

Площадь
Номер
СКВ.

Туймазинская
319

409

121

Узыбашевская
200

Туймазинская
80С

Знаменская
61

Туймазинская
455С

Конструкция скважины,

мм/c, м/d

Интервал

бурения БС,

м/d долота,

мм

Способ отхода от основного ствола, интервал, м

Длина

БС, м

Диаметр эксплатацион-ной колонны, мм/интервал

спуска, м

Проектный горизонт

Начало/

конец бурения

324/177 168/1766

324/238 219/1212

245/330

168/1770

114*/1723-1773

324/39 245/320 168/1936

324/246 219/1797

324/12 219/472 146/1765

426/28 324/127 168/1182

1113 - 1223

139,7 1118 - 1244

190,5

1184-1250

146

1936 - 2045 146

1182 - 1275 190,5

694 - 1750 190,5

1051-1199 139,7

ВУ, 1113-1122 110

Окно, 1118-1122 126

ВУ, 1184-1191 79

С открытого забоя, 109 1936

Окно, 1182-1185 93

Подъем эксплуата- 1056 ционной колонны

ВУ, 1051-1060 148

114

1063 - 1217

146

1 060-1237

114 1134-1259

Открытый забой

146

1130-1270

146

0-1750

114 1000-1196

Турней

Верхний фамен

Турней

17.11.96

1 0.01.97

19.05.97

09.06.97

24.08.97

1 6.09.97

22.08.97

20.09.97

30.07.97

20.08.97

29.06.97

27.07.97

04.07.97

28.09.97

Арланская

Воядинская

913

646С-1

1767

426/18

324/66

168/1627

219/321 146/1358

299/33 219/376 146/1447

973 - 1134 139,7

Окно, 973-976

161

321 - 1404 Подъем эксплуата- 1083 190 5 ционной колонны

872 - 1554 120,6

Окно, 872-875

682

114

916-1130

146 0 - 1404

89 776 - 1554

20.02.97

1 5.03.97

12.07.97

06.08.97

19.08.97

23.10.97

' Хвостовик.

 

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.

it ¦ IE ~ 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

18

Дальнейшее бурение направленных стволов ведется винтовыми забойными двигателями диаметрами 85-127 мм, отклони-телями 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. Самигул-лина 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

19

Рис. 1.2. Баланс времени строитель- Рис. 1.3. Баланс стоимости строительства дополнительного ствола в АНК ства дополнительного ствола в АНК “Башнефть” в 2000 г.: “Башнефть” в 2000 г.

1 - монтаж; 2 - ликвидация; 3 - ПЗР и Условные обозначения см. рис. 1.2 вырезание; 4 - бурение; 5 - освоение

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.

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.

20

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 доход-

21

ность 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 ка-

22

тегории 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.

23

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 геолого-технических мероприятий.

К наиболее важным мероприятиям, проводимым с указанной целью, относятся гидроразрывы пластов, ремонтно-изоля-ционные 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 находят-

24

ся 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 A-Zpak-Stock&Pack-Stock фирмы “A-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

25

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 B-19Y со штыревым твердосплавным вооружением фирмы “Smith International” (США). Конструктивно долото B-19Y 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 B-19Y 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 зара-

26

нее 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/м3. Плотность раствора обеспечивается за счет введения хлористого кальция в раствор. При увеличении плотности раствора более 1180 кг/м 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 за-буривание 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/м3. 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 м3/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 спусти-

27

ли 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 проводились с использованием в качестве бурового раствора ин-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 содержани-

28

ем 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/см3.

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 негерметичности эксплуатационной колонны в интервале 650-670 м. После освоения скважины получили приток 18,1 м3/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 возникно-

29

вение 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.

Знакомства

для

настоящих

нефтяников

и

газовиков

Я:

Ищю:

от лет

до лет

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.
Гилязов Р.М.
Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами.

Глава № 1

Навигация

Аннотация-Оглавление-Предисловие-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

по всем вопросам и предложениям Вы можете обращаться на neft-i-gaz@bk.ru Администрация сайта