2.Расчетно-техническая часть

2.1 Анализ фонда скважин с боковыми стволами

Из-за тех­нологических особенностей бурения боковых стволов, а в основном, пока из-за отсутствия надёжного скважинного оборудования для раздельной эксплуата­ции нескольких стволов бурится только одни ствол с ликвидацией забоя старой скважины. В связи с этим бурение боковых стволов проведено только в ава­рийных, высоко обводненных и низкодебитных скважинах. При этом отраба­тываются три технологии проводки скважин по пласту: вертикальная или на­клонно-направленная (6 скважин), пологая до 60° (70 скважин ) и горизонталь­ная (110 скважин).

Ввод в эксплуатацию боковых стволов в большинстве случаев оказал по­ложительное влияние на работу окружающих добывающих скважин из-за уве­личения скорости фильтрации флюидов на участке пласта и тем самым вызвал подключение к разработке застойных участков и доотмыв части остаточной нефти.

2.2 Обоснование профиля скважин с боковыми стволами

С целью вовлечения в активную разработку запасов нефти, блокируемых водными или газовыми конусами, а также создание в межскважинных зонах дополнительных воронок депрессий для создания обратных потоков флюидов, перешедших из нефтяной части в газовую или водяную зоны пласта, предлага­ется бурение боковых стволов.

Основными требованиями к проходке горизонтальных боковых стволов являются:

• вскрытие кровли пласта в 90-1 10 м от основного ствола;

• проходка по горизонтали 50-100 м с колебанием по вертикали +/- Зм;

• горизонтальная часть ствола должна проходить не менее чем в 2- 4 м от ГПК и ВПК;

• направление горизонтальной части ствола определяется в процессе про­ектирования бурения с учетом текущего состояния выработки пласта;

-отсечение первого ствола цементным мостом от эксплуатации опреде­ляется либо непосредственно перед началом бурения второго ствола, либо по­сле его испытания.

Выбор скважины для забуривания второго ствола определяется состоя­нием эксплуатации скважины (обводненность продукции, причина обводнения или дебитами по жидкости), остаточными запасами, технологической эффек­тивностью применяемых методов воздействия, текущей нефтенасыщенностью пласта и его строением. При выборе варианта расстановки скважин с ответв­ляющими стволами исходим из того, чтобы при эксплуатации второго ствола скважины добыча нефти достигла не менее 10-12 тыс. тонн до обводненности продукции 95 %. При таких нижних исходных показателях рентабельность эксплуатации таких скважин соответствует эксплуатации среднепродуктивной (средний дебит по нефти 20 т/сут.) залежи.

Основными критериями выбора скважин со вторыми стволами являются:

• текущая нефтенасыщенность на дату бурения не менее 46,2 %;

• текущая балансовые запасы нефти по неконтактных участках не менее 65 тыс. тонн, на контактных участках не менее 98 тыс. тонн:

• нефтенасыщенная, контактная с газом, толщина пласта не менее 7м;

• нефтенасыщенная, контактная с водой, толщина пласта не менее бм;

-нефтенасыщенная, контактная одновременно с водой и нефтью, толщи­на не менее 9 м и бесконтактная нефтенасыщенная толщина не менее 4 м.

И данный момент боковые стволы скважин, пробуренные на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» имеют различные типы профилей, их классифи­цирую последующим признакам:

1) Горизонтальные стволы — максимальный угол превышает 65°,

2. Пологие стволы не стволы максимальный угол в пределах 48°-65°,

3. Паклонно-направлеппые стволы менее 48°, пробуренные по задан­ной траектории с использованием телеметрических систем;

4. Не ориентируемые стволы навигационного сопровождения систе­мами.

Существует четыре главных системы бурения бокового ствола горизон- тально разветвлен пых скважин

• Технология бурения скважин по сверхмалому радиусу с помощью струи высокого давления

• Система бурения скважин с малыми радиусами искривления, основан­ная на применении роторной компоновки

• Система бурения скважин с малыми радиусами искривления, основан­ная на использовании забойных двигателей

• Бурение скважин по среднему радиусу искривления Все четыре системы пригодны или будут пригодными для бурения боко­вого ствола. Первые три системы требуют применения специального бурильно­го инструмента и специальных методов исследований в скважинах. Малые ра­диусы искривления скважин накладывают также ограничения на возможность оценки продуктивного пласта и методы заканчивания скважин.

В отличие от них при средних радиусах искривления применяется обыч­ный бурильный инструмент, включая систему измерений в процессе бурения для инклинометрии и ориентирования от клонителя. Единственным исключе­нием являются ограничения оценки продуктивного пласта и заканчивания скважины по радиальному зазору, связанные с ограничениями но диаметру скважины. По этой причине ожидается, что на рынке технологий для бурения боковых стволов приоритет за оборудованием для проводки скважин по сред­ним радиусам искривления.

Приведенные ниже рисунки иллюстрируют схемы, пригодные при проек­тировании горизонтальных боковых стволов. На них представлены типичные эксплуатационные скважины с промежуточной колонной, установленной над продуктивным пластом и эксплуатационной колонной-хвостовиком, установ­ленной в наклонном участке, вскрывшем продуктивную зону.

Рис. 2.1 Схема проектирования горизонтальных боковых стволов №1

По схеме 1 в промежуточной колонне вырезается окно и проектируется профиль со средним радиусом искривления, чтобы получить горизонтальный участок в продуктивном пласте. Преимуществом этой схемы является то, что она может быть реализована относительно легко, взаимодействие горных по продуктивную зону. рол с буровым раствором должно быть хорошо известно и можно выбрать мак­симальный размер эксплуатационной колонны-хвостовика.

К недостаткам схемы 1 относится то, что начало горизонтального участка будем находиться па некотором расстоянии от старой скважины и ориентиро­вание горизонтального участка будет ограничено азимутом старой скважины. Если промежуточная колонна сильно изношена, может потребоваться ремонт­ная обсадная колонна-надставка. Это можем ограничить размер бурильных и насосно-компрессорных труб и отрицательно сказаться на экономических по­казателях проекта.

Рис. 2.2 Схема проектирования горизонтальных боковых стволов №2

По схеме 2 окно вырезается в промежуточной колонне выше, чем преду­смотрено в схеме 1, скважина забуривается в нижней стенке старой скважины и новый ствол бурится в форме буквы"S".

Преимуществом схемы 2 перед схемой I является то, что она дает боль­шую свободу в приближении горизонтального участка к старому эксплуатаци­онному участку под более строгим геологическим контролем.

Основным недостатком схемы 2 является то, что бурение "S "-образного криволинейного участка сопряжено с большим риском. Это приводит к удли­нению и удорожанию скважины, увеличиваем крутящий момент и нагрузку на крюке при подъеме, и ведет к большему износу промежуточной колонны.

Схема 3 предусматривает вырезание окна в эксплуатационной колонне- хвостовике, забуривание нового ствола и бурение горизонтального участка меньшим диаметром.

Преимуществом здесь является то, что длина нового ствола и его закреп­ленного участка может быть сведена до минимума и начало горизонтального участка будет ближе к старой скважине, чем в схеме 1.

Рис. 2.3 Схема проектирования горизонтальных боковых стволов №3

К недостаткам относится то, что в скважинах малого диаметра можно про­водить только гамма- каротаж, а не полный объем измерений в процессе буре­ния. К тому же ориентация горизонтального участка будет ограничена направ­лением старой скважины, а эксплуатационная колонна-хвостовик должна иметь малый диаметр.

Рис. 2.4 Схема проектирования горизонтальных боковых стволов №4

В схеме 4 промежуточная колонна срезается и извлекается. Новый ствол бурится из точки ниже башмака предыдущей обсадной колонны. Выше про­дуктивного пласта устанавливается новая промежуточная колонна. Очевидно, что эго даёт большую свободу действий при проводке горизонтального участка и работ по заканчиванию скважины, но эта схема является самой дорогой из четырёх.