Повышение нефтеотдачи пластов и интенсификация добычи нефти в ООО «РУ-Энерджи КРС-МГ»

• Введение
• Глава 1. Теоретические аспекты зарезки боковых стволов на нефтегазовом месторождении
• 1.1 Понятие и цели зарезки бокового ствола скважины
• 1.2 Применяемые техника и технологии, а также способы отбора скважин при проведении зарезки боковых стволов
• 1.2.1 Критерии отбора и классификация скважин для их восстановления путем бурения вторых стволов
• 1.2.2 Принципиальный подход к выбору скважин для бурения боковых стволов и оценки эффективности их эксплуатации
• 1.2.3 Выбор способа зарезки бокового ствола скважины
• 1.2.4 Выбор интервала зарезки второго ствола скважины
• 1.2.5 Забуривание второго ствола скважины через щелевидный вырез в эксплуатационной колонне
• 1.2.6 Забуривание второго ствола скважины в интервале сплошного выреза обсадной колонны роторным способом
• 1.2.7 Техника и технология бурения дополнительного ствола из вырезанного участка обсадной колонны с забойными двигателями
• 1.2.8 Ориентирование отклонителя
• 1.2.9 Профиль боковых горизонтальных стволов (БГС)
• 1.3 Методика расчета показателей экономической эффективности проведения зарезки бокового ствола
• Глава 2. Характеристика и анализ фонда скважин самотлорского месторождения
• 2.1 Орогидрографическая и экономическая характеристика района История открытия Самотлорского месторождения
• 2.1.1 Орогидрографическая и экономическая характеристика района
• 2.1.2 Геолого-геофизическая изученность и история открытия Самотлорского месторождения
• 2.2 Геологическая характеристика района. Состав и свойства нефти и газа Самотлорского месторождения
• 2.2.1 Стратиграфия
• 2.2.2 Тектоническая характеристика
• 2.2.3 Общая литологическая характеристика продуктивных пластов Нижневартовского свода
• 2.2.4 Состав и свойства нефти и газа
• 2.3 Анализ фонда скважин самотлорского месторождения
• Глава 3. Экономическая эффективность зарезки боковых стволов на месторождении «Самотлор»
• 3.1 Техническая часть проекта
• 3.1.1 Подъемная установка
• 3.1.2 Технические средства
• 3.1.3 Устьевое и скважинное оборудование, применяемое на Самотлорском месторождении
• 3.1.4 Применяемый инструмент
• 3.2 Оценка экологичности проекта
• Расчёт платы за загрязнения окружающей среды
• 3.3 Расчет экономической эффективности проведения зарезки бокового ствола на Самотлорском месторождении
• Заключение
• Список литературы

Нефтегазовая отрасль, являющаяся основой экономики России, от которой зависит обеспечение нужд всех отраслей промышленности, сельского хозяйства и населения в углеводородном сырье и топливе, а также основные валютные поступления страны, переживает глубокий кризис. Подавляющая часть запасов нефти и газа сосредоточена в разрабатываемых месторождениях, многие из которых находятся в режиме падающей добычи или приближаются к этому этапу.

Серьёзной проблемой для отрасли остаётся низкий объем капитальных вложений в строительство новых скважин. Фонд бездействующих и малодебитных скважин из года в год увеличивается. В настоящее время в России простаивает свыше 40 000 скважин. Например, удельный вес бездействующего фонда скважин в Западной Сибири составляет более четверти всех скважин. Аналогичная тенденция роста числа бездействующих и малодебитных скважин присуща другим нефтегазодобывающим регионам страны. Поэтому в настоящее время основным направлением деятельности нефтегазодобывающих предприятий становится ремонт старых скважин. Перспективным методом является восстановление бездействующих или увеличение дебита работающих скважин путем бурения бокового наклонного или горизонтального ствола из вырезанного участка обсадной эксплуатационной колонны.

Бурение боковых стволов дает возможность увеличить дебит старой скважины за счет вскрытия пластов ранее считавшихся нерентабельными или пропущенных, более продуктивных зон пласта, а также позволяет обойти зоны загрязнения и обводнения пласта в пласте.

Стоимость и срок окупаемости капитальных затрат на строительство бокового ствола значительно ниже аналогичных показателей бурения новой скважины за счет использования большей части ствола существующей скважины и имеющейся инфраструктуры месторождения.

Кроме того, боковой ствол проходит вблизи зоны продуктивного пласта, которая уже охарактеризована керновым материалом и каротажными данными, результатами испытания и эксплуатацией старой скважины, что существенно сокращает затраты на геофизические исследования.

Системное использование технологии бурения боковых стволов в конкретном нефтегазодобывающем регионе равноценно открытию нового месторождения.

Помимо экономического эффекта в денежном выражении бурение боковых стволов уменьшает техногенное воздействие буровых работ на окружающую среду и позволяет сохранить рабочие места на нефтегазовых месторождениях.

Технология бурения боковых стволов для получения дополнительной добычи нефти или газа не является новым методом. Начиная с середины 50-ых годов на нефтяных месторождениях СССР бурили из «окна» в обсадной колонне боковые стволы, проводка которых осуществлялась параллельно старому стволу. Технология основана на неориентируемом способе забуривания бокового ствола и использовалась только для обхода зон загрязнения и обводнения коллектора или механических препятствий в скважине.

При наклонной проводке бокового ствола появляется возможность вскрытия наименее истощенной части продуктивного пласта с последующим его пересечением под большим углом или горизонтально.

В сравнении с вертикальной скважиной, наклонный боковой ствол может значительно увеличить отбор из тонкослоистого пласта, где из-за малой мощности невозможно разместить горизонтальный ствол в каждом отдельном пропластке. Бурение горизонтальных боковых стволов в маломощных пропластках гораздо эффективнее гидроразрыва.

Бурение боковых стволов дает следующие возможности:

— восстановление продуктивности аварийных скважин, доступ в которых к интервалу эксплуатации затруднен или невозможен;

— увеличение производительности малодебитных скважин за счет вскрытия менее дренированной части пласта в обход конусов обводнения;

— вскрытие пропущенных продуктивных объектов при направленном бурении бокового ствола;

— уточнение состояния выработки и потенциальных запасов отдельных пластов.

Растущие требования в строительстве наклонных и горизонтальных боковых стволов из старых скважин заставили зарубежные сервисные компании резко увеличить объем услуг в этой области. Совершенствование техники и технологии позволило увеличить число скважин, из которых можно бурить боковые стволы по малому и среднему радиусам кривизны. Объём наклонных и горизонтальных боковых стволов постоянно увеличивается.

Большие перспективы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти в ООО «РУ-Энерджи КРС-МГ» связаны с бурением боковых ответвляющих стволов.

Зарезку боковых стволов на месторождениях ООО «РУ-Энерджи КРС-МГ» проводят в три этапа. На первом этапе бурение боковых стволов проводится в аварийных скважинах с целью возврата их в эксплуатацию и в скважинах высоко обводненных за счет заколонных перетоков и образования конусов обводнения, где другие методы снижения обводненности не дали результатов. На втором этапе проводится зарезка боковых стволов в слабо выработанных зонах пластов с целью довыработки запасов и интенсификации добычи нефти. Третий этап бурения боковых стволов предусматривается в скважинах низкопродуктивных зон пластов с сохранением первоначального ствола. Этот этап бурения боковых стволов будет начат после отработки в ООО «РУ-Энерджи КРС-МГ» технологии одновременной регулируемой эксплуатации нескольких стволов в одной скважине. В дипломном проекте рассматривается технология восстановления скважин методом бурения бокового ствола на Самотлорском месторождении, применяемое оборудование, проводимые геофизические работы.

нефтеотдача скважина пласт зарезка

Глава 1. Теоретические аспекты зарезки боковых стволов на нефтегазовом месторождении

1.1 Понятие и цели зарезки бокового ствола скважины

Одна из основных причин бездействия скважин — авария, т. е. прекращение технологических процессов, вызванное поломками, прихватом 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, с последующим их извлечением. Это наиболее распространенный и трудоемкий процесс, зачастую приводящий к экономической нецелесообразности продолжения работ, тем самым, выводя скважину в бездействующий фонд. В последние годы в отечественной и зарубежной практике применяется способ возвращения скважин в эксплуатацию после тяжелых и малоэффективных ремонтов с помощью зарезки боковых стволов. [7]

Зарезка боковых стволов — это эффективная технология, позволяющая увеличить добычу нефти на старых месторождениях и коэффициент извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами.

Путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной.

Применение технологии ЗБС способствует увеличению нефтеотдачи пластов и фактически заменяет уплотнение скважин. Соответствующие технологии помогают сохранить скважину и сэкономить затраты на освоение скважины.

Впервые бурение второго ствола в нашей стране было осуществлено в 1936 г. 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 40 тыс., нефтяных скважин — это более 20% всего фонда скважин.

Зарезка второго ствола стала одной из наиболее инвестиционно-привлекательных технологий, направленных на стабилизацию и дальнейший рост нефтедобычи на месторождениях, разрабатываемых ООО «РУ-Энерджи КРС-МГ». В значительной степени это объясняется тем, что на разрабатываемых месторождениях накопился фонд аварийных, высокообводненных, малодебитных скважин, требуемых существенных затрат на проведение капитального ремонта. При этом экономическая эффективность других предлагаемых технологий незначительна, кратковременна или вообще отсутствует. Бурение же новых скважин для замены вышедших из эксплуатации в целях восстановления сетки скважин на большинстве месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки является нецелесообразным. В этих условиях в качестве альтернативного решения может рассматриваться бурение второго ствола из существующей скважины.

Большинство обычных вертикальных скважин на месторождениях Западно-Сибирского региона Российской Федерации находятся в эксплуатации от 10 до 50 лет. Зачастую простые операции капитального ремонта, такие как дополнительная перфорация, кислотная обработка или гидроразрыв пласта, значительно увеличивают добычу. Но в некоторых случаях эффективным решением является использование скважин для бурения из них боковых стволов с горизонтальным заканчиванием.

Зарезка и бурение наклонно-направленных и горизонтальных боковых стволов скважин служит для интенсификации системы разработки месторождений, увеличения коэффициента извлечения нефти из продуктивных пластов и фондоотдачи капиталовложений.

Производство работ по бурению выполняется по индивидуальному плану работ на зарезку и бурение бокового ствола с горизонтальным участком из обводненной или бездействующей эксплуатационной скважины, в основу которого должны быть заложены технико-технологические решения. [7]

Бурение боковых стволов осуществляется в соответствии технологическими решениями проектных документов на разработку месторождения и с учетом текущего состояния структуры остаточных запасов нефти. К зарезке боковых стволов пригодны практически все скважины. При этом можно выделить следующие цели зарезки:

1. Вывод скважин из бездействия.

2. Выработка недренируемых участков (краевые зоны месторождений). В основном запасы, расположенные в краевых зонах месторождений или вблизи границы выклинивания пласта характеризуются малыми толщинами при высоких коэффициентах нефтенасыщенности. Как правило, заложение на этих участках новых скважин экономически нецелесообразно. Однако в некоторых случаях из пробуренной скважины можно зарезать боковой ствол и получить дополнительную добычу нефти, извлечь которую другими средствами невозможно.

3. Интенсификация добычи из малопроницаемых коллекторов. Бурение горизонтальных боковых стволов из старых наклонно-направленных скважин показало высокую эффективность по малопроницаемым юрским отложениям.

4. Снижение обводненности продукции. В высокообводненных пластах остаются участки с высокой нефтеносностью. При разбуривании боковыми горизонтальными стволами подкровельной части таких пластов удается существенно повысить коэффициент извлечения нефти. Фактически проводится уплотняющее бурение, но с более низкими затратами.

5. Уход от фронта обводнения (нагнетания). При разработке пластов с использованием жестких систем заводнения при прорыве фронта закачиваемых вод добывающие скважины быстро обводняются. В большинстве случаев не удается надежно изолировать обводненные интервалы пласта, поэтому зарезка бокового горизонтального ствола с уходом от фронта нагнетания в данном случае является самым эффективным методом.

6. Переход на другой (нижележащий) пласт, доразведка. [11]

1.2 Применяемые техника и технологии, а также способы отбора скважин при проведении зарезки боковых стволов

1.2.1 Критерии отбора и классификация скважин для их восстановления путем бурения вторых стволов

Основными критериями выбора скважин с ответвляющимся стволом являются:

текущая нефтенасыщенность на дату бурения не менее 46.2%;

текущие балансовые запасы нефти на неконтактных участках не менее 65 тыс. т, на контактных участках не менее 98 тыс. т;

нефтенасыщенная, контактная с газом, толщина пласта не менее 7.0 м;

нефтенасыщенная, контактная с водой, толщина не менее 6.0 м;

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

Ограничения при отборе [5]

Геологические ограничения:

скважины, требующие для глушения утяжеленную жидкость с удельным весом более 1,30 г/см³;

скважины с начальным дебитом, не обеспечивающим самоокупаемость работ с учетом рентабельности;

скважины с прогнозным объемом добычи не обеспечивающим самоокупаемость работ с учетом рентабельности.

Поверхностные ограничения (сезонные): [5]

скважины расположенные в пойме рек, к которым нет дорог;

отсутствие электроэнергии, работы можно производить только с дизель электростанцией;

Ограничение по параметрам скважины: [4]

профиль скважины имеет кривизну, не позволяющую производить работы по зарезке второго ствола (интенсивность кривизны более 5 на 10 метров);

наличие в скважине металлических пластырей или манжетов из труб выше предполагаемой точки зарезки второго ствола (максимальная глубина вырезки «окна» на 400 метров выше кровли пласта).

текущий искусственный забой не позволяющий производить зарезку второго ствола (выше кровли пласта более 400 метров).

Классификация аварийных скважин [4]

По характеру вскрытия:

Вертикальное вскрытие пласта: [4]

вертикальный или субгоризонтальный второй ствол с зарезкой из основного ствола до 200 метров выше зоны перфорации без учета азимута направления нового ствола со смещением до 100 метров;

вертикальный или субгоризонтальный второй ствол с зарезкой из основного ствола до 200 метров выше зоны перфорации с учетом азимута азимута направления нового ствола со смещением более 100 метров.

Вскрытие пласта горизонтальным стволом: [4]

в пластах с однородной литологией или расстоянием между нижней и верхней границей пласта менее 10 метров и с сектором направления бурения более 15 по азимуту;

в пластах с однородной или неоднородной литологией и расстоянием между нижней и верхней границей пласта менее 10 метров.

По способу заканчивания:

хвостовик с полным цементированием;

хвостовик — фильтр и цементирование выше фильтра;

хвостовик — фильтр с изоляцией пакерами.

1.2.2 Принципиальный подход к выбору скважин для бурения боковых стволов и оценки эффективности их эксплуатации

Выбор участков и зон залежей, эффективных для бурения боковых стволов должен проводиться с использованием постоянно действующих геолого-технологических моделей разрабатываемых залежей. Однако, в настоящее время, ни по одному месторождению, разрабатываемому ООО «РУ-Энерджи КРС-МГ», не создано ни одной постоянно действующей модели, позволяющей учитывать влияние на разработку перечисленных выше факторов. В связи с этим, в ближайшие 2−3 года выбор участков и зон залежей, эффективных для бурения боковых стволов, будет в основном проводиться обычным аналитическим способом с использованием всего геологического материала и результатов разработки залежей и исследований скважин по следующей схеме: [7]

— выявление фонда аварийных, высокообводненных и низкодебитных скважин, реабилитация которых возможна только с бурением бокового ствола;

— оценка характера выработки запасов на участках, прилегающих к выделенным скважинам-кандидатам;

— обоснование выбора точки вскрытия пласта и направления проводки горизонтальной или пологой частей бокового ствола;

— обоснование оптимальных интервалов вторичного вскрытия пласта и требований по величине максимальной допускаемой депрессии;

— обоснование перспектив применения методов воздействия на пласт, включая ГРП;

— оценка влияния ввода бокового ствола на показатели эксплуатации участка;

— технико-экономическая оценка бурения и эксплуатации бокового ствола.

Оценка характера выработки запасов нефти методами ГИС на участках предполагаемого бурения боковых стволов, основывается на имеющейся геофизической информации и анализе результатов исследований добывающих, нагнетательных и контрольных скважин.

По результатам анализа выявляется механизм выработки запасов нефти, распределение текущей нефтенасыщенности по пропласткам в пределах участка залежи (при возможности с определением коэффициента текущей нефтенасыщенности); устанавливается текущее положение водонефтяного и газонефтяного контактов, а также уточняются характеристики скважины-кандидата; наличие заколонных перетоков, техническое состояние эксплуатационных колонн, и т. д.

Во всех скважинах с повторным вскрытием боковым стволом ранее дренируемого ею пласта необходимо провести дополнительные исследования, если они ранее не проводились, по определению профиля притока, установлению источника обводнения и технического состояния эксплуатационной колонны (термометрией, термокондуктивной расходометрией, плотнометрией, резистивиметрией, стационарным нейтронным методом при остановке скважины с задавкой солевого раствора CАT).

При наличии в районе предполагаемого бурения второго ствола транзитных скважин, НГДУ организует проведение дополнительных исследований по определению текущей нефтенасыщенности в неперфорированной колонне в интервале пласта методом сейсмического (СК) или широкополосного акустического каротажа (АКШ).

Рекомендации по проводке бокового ствола делаются на основании геологического строения пласта на участке залежи и по результатам оценки характера выработки запасов нефти. Предполагается три типа проводки бокового ствола по пласту: вертикально-наклонная, пологая (зенитный угол более 60°) и горизонтальная.

В первую очередь рассматривается возможность вертикально-наклонного бурения с зенитным углом проходки пласта менее 60°. Вертикально-наклонная проводка ствола экономически предпочтительнее в слабозаводненных, чистонефтяных монолитных зонах залежей с проницаемостью коллекторов более 30 мкм².

В водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зонах наиболее эффективной является горизонтальная проходка по продуктивному пласту с длиной горизонтальной части при стандартной сетке скважин 100−200 м на расстоянии не менее 3−4 м от плоскостей газонефтяного (ГНК) и водонефтяного контактов (ВНК).

В чистонефтяных высокозаводненных зонах предпочтение также отдается горизонтальной проходке по слабовыработанному интервалу пласта. В случае, когда определение поинтервальной выработки пласта невозможно, рекомендуется предварительная (пилотная) вертикальная или наклонная проходка интервала пласта, по результатам исследования которого геофизическими и гидродинамическими методами, дается заключение о сохранении такой проводки ствола по пласту или предложение бурения горизонтальной или пологой его части по слабовыработанному интервалу. В комплекс исследований входят: стандартный каротаж АМ-0.5 и каротаж методом самопроизвольной поляризации (ПС), индукционный каротаж, боковой каротаж, кавернометрия, гамма-каротаж, компенсационный нейтронный каротаж, инклинометрия, резистометрия.

По результатам геофизических и гидродинамических исследований делается заключение о необходимости поинтервального цементирования заколонного пространства. При толщине пласта менее 4 м, более эффективной является пологая (более 60°) проходка с пересечением всей нефтенасыщенной толщины пласта. [10]

В низкопродуктивных чистонефтяных зонах залежей, предпочтение отдается пологой проходке по пласту с учетом в последующем проведения направленного гидроразрыва пласта (ГРП), с отходом от забоя основного ствола на 150−300 м при стандартной плотности сетки скважин, при возможности с сохранением основного ствола. При условии непроведения в последующем направленного ГРП и низкой выработкой запасов, более эффективной является горизонтальная проходка по пласту с длиной горизонтальной части до 300 м. Для сохранения фильтрационных свойств коллекторов в призабойной зоне пласта (ПЗП) рекомендуется первичное вскрытие проводить на депрессии или равновесии, а интервал пласта не цементировать, а обсаживать щелевым фильтром, т.к. цементирование заколонного пространства в интервале низкопроницаемого неоднородного пласта, как правило, ведет к снижению продуктивности скважины в 1.5−5 раз.

Для сведения к минимуму влияния интерференции, точка вскрытия пласта при стандартной плотности сетки скважин должна быть по радиусу, не ближе, чем в 50 м от основного ствола. При этом забой бокового ствола должен находиться на расстоянии не менее 200 м от забоя окружающих добывающих скважин. В низкопродуктивных пластах допускается приближение забоя бокового ствола к забою нагнетательной скважины на расстояние до 250 м, а в пластах с повышенной продуктивностью до 350 м. Направление проводки горизонтальной или пологой частей бокового ствола, между окружающими добывающими скважинами должно предусматривать в последующем бурение боковых стволов из других скважин. Азимутальное направление и тип профиля горизонтального участка определяются зональной и послойной выработкой запасов нефти, учитывающей продуктивность скважин и текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) в их зонах дренирования.

Выделяется три конструкции забоя: зацементированная до забоя сплошная эксплуатационная колонна; интервал пласта обсажен щелевым фильтром; поинтервальное цементирование интервала пласта (комбинированная конструкция зацементированные и обсаженные щелевым фильтром интервалы пласта).

Как известно из практики, основное влияние на продуктивность, особенно в низкопроницаемых залежах, оказывает цементирование заколонного пространства скважин в интервале пласта, в которых дебит может быть ниже в 1,5−5 раз, чем в скважинах обсаженных щелевым фильтром или с открытым забоем. Поэтому наиболее эффективной является обсадка интервала щелевым фильтром, исключающим разрушение призабойной зоны пласта. Однако, в случае вскрытия высокозаводненного участка пласта, когда он представлен чередованием промытых водой, с повышенной проницаемостью и частично промытых водой с пониженной проницаемостью прослоев, эффективность эксплуатации бокового ствола будет определяться степенью изоляции водопромытых интервалов пласта. В этом случае, по результатам исследований (возможно бурение «пилотного» ствола) должно проводиться поинтервальное или полное цементирование заколонного пространства в зависимости от вида проходки по пласту (горизонтальной, пологой, вертикально-наклонной) и особенностей строения пласта.

В низкопродуктивных слабозаводненных зонах залежей, конструкция забоя должна позволять проведение ГРП. Гидроразрыв пласта проводится только при пологой и вертикально-наклонной проходке пласта. При выборе боковых стволов для проведения ГРП используются геолого-физические критерии применяемые для обычных скважин с учетом конструкции забоя.

При оценке показателей эксплуатации участков с боковыми стволами обосновываются как показатели работы бокового ствола, так и показатели эксплуатации участка. При этом также делается обоснование оптимальной депрессии на пласт не только для боковых стволов в водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зонах, но и для высокозаводненных участков залежей, так как они представляют собой недонасыщенные нефтью водонефтяные зоны. [11]

1.2.3 Выбор способа зарезки бокового ствола скважины

Основной вариант зарезки бокового ствола заключается в вырезании «окна». В скважину спускается клин-отклонитель (уипсток) с ориентирующим

устройством и устанавливается на искусственным забой. Работы по спуску и установке клин-отклонителя производятся в соответствии с технологией фирм-производителей.

Спуск компоновки на стальных бурильных трубах (СБТ) производится с замером длины инструмента, со скоростью не более 0.2 м/с.

Установка клин-отклонителя в наклонно-направленных скважинах должна производиться ориентировочно в пределах 90⁰ по отношению к азимуту искривления основного ствола в месте установки.

После установки клин-отклонителя, компоновка с подвесным устройством и телесистемой поднимается, спускается компоновка для вырезания «окна» .

Второй вариант забуривания бокового ствола рекомендуется осуществлять путем вырезания части эксплуатационной колонны, установки цементного моста на всю длину вырезанной части и забуриванием бокового ствола с цементного моста.

При зарезки вторых стволов из обсадных колонн, вырезание окна с клина, чаще всего является более предпочтительным приемом, чем фрезерование секции обсадной колонны по следующим причинам:

1. На участке вырезания окна высокое качество цементирования обсадной колонны не обязательно, в то время как при сплошном фрезеровании колонны при показаниях приборов акустической цементометрии (АКЦ) менее 70% рекомендуется проводить дополнительное цементирование под давлением.

2. С точки зрения геологического разреза, окна можно вырезать в любых породах, тогда как при фрезеровании секции желательно иметь в этом интервале песчаные породы.

3. При фрезеровании секции обсадной колонны для обеспечения выноса стружки к параметрам бурового раствора и режиму промывки предъявляются особые требования. При вырезании окна никаких специальных требований, ни к параметрам бурового раствора, ни к режиму промывки нет.

4. При вырезании окна не возникает проблем, связанных с выносом металлической стружки, так как при вырезании окна образуется мелкая стружка, а объем фрезеруемого металла в 4−6 раза меньше, чем при фрезировании секции колонны.

5. Зарезка второго ствола при использовании клина, гарантированна на 100%, тат как осуществляется одновременно с вырезом окна. В случае фрезировании секции обсадной колонны, зарезка второго ствола является отдельной операцией, и ее успех не всегда гарантирован, так как зависит от целого ряда факторов:

длины фрезирования секции;

качества установленного цементного моста;

типа и крепости пород в интервале зарезки;

типа компоновки низа бурильной колонны (КНБК), режима зарезки и т. д.

6. Начало второго ствола, образованное желобообразным металлическим клином надежнее, чем образованное в цементном камне, так как этот участок в дальнейшем, будет подвергаться воздействием элементов КНБК и замков бурильных труб при спускоподъемных операциях и вращении бурильной колонны. Разрушение цемента в интервале второго ствола может привести к непредвиденным проблемам.

7. В вертикальных скважинах, благодаря применению гигроскопического инклинометра, клин ориентируется, и новый ствол зарезается сразу в нужном направлении. В случае фрезирования секции, второго ствол чаще всего забуривается произвольно и только за тем разворачивается в нужном направлении.

8. Операция по вырезанию окна, как правило, дешевле операции фрезерования секции обсадной колонны. [10]

1.2.4 Выбор интервала зарезки второго ствола скважины

При выборе интервала зарезки второго ствола скважины руководствуются следующими критериями: [4]

глубиной от устья до верхнего края залегания аварийного оборудования, исходя из этого, второй ствол забуривают на 30 — 50 метров выше верхнего края аварийного оборудования;

наличием в месте предполагаемой зарезки одной эксплуатационной колонны;

наличием цементного кольца за обсадной колонной, его качеством;

устойчивостью стенок скважины и минимальной твердостью горных пород, для этого лучше всего подходят глинистые пропластки;

максимальной интенсивностью искривления ствола скважины выше интервала забуривания, она не должна превышать 2−3 градуса на 10 метров;

глубиной нахождения муфт эксплуатационной колонны в интервале предполагаемого выреза;

герметичностью эксплуатационной колонны в предполагаемом интервале;

глубиной кровли продуктивного пласта;

отклонением нового ствола от вертикали;

радиусом искривления в интервале набора зенитного угла;

глубиной текущего забоя.

На основании всего вышеперечисленного выбирают интервал и проектируют профиль скважины для зарезки второго ствола.

1.2.5 Забуривание второго ствола скважины через щелевидный вырез в эксплуатационной колонне

Забуривание через щелевидный вырез в колонне проводят в три этапа: устанавливают клиновой отклонитель; фрезеруют вырез в колонне; забуривают дополнительный ствол. [5]

1 — райбер; 2 — направление; 3 — болт; 4 — отклонитель; 5 -защелка; 6 — фиксатор; 7 -плашка; 8 — шток; 9 — пружина Рис. 1.2.5.1. Схема отклонителя висячего типа, устанавливаемого на стыке труб:

При создании выреза применяют, как правило, стационарные отклонители (рис. 1.2.5.1). Существует множество конструкций отклонителей, которые отличаются друг от друга формой рабочей части клина и способом их фиксации в колонне. Наибольшее распространение при создании выреза получили стационарные клиновые устройства. Такие отклонители фиксируются в колонне на расчетной глубине путем установки на цементный мост (на металлический забой), созданный специально спущенной колонной насосно-компрессорных труб, или на стыке муфтового соединения обсадной колонны.

Многообразие конструкций клиновых устройств связано с отсутствием надежного отклоняющего инструмента для забуривания дополнительных стволов в обсаженных скважинах через щелевидные вырезы. Наиболее сложные аварии связаны с поворотами отклоняющего клина вокруг оси скважины или с отходом верхнего козырька клина от стенки обсадной трубы. При забуривании дополнительного ствола из выреза уменьшенной длины бурильная колонна ломается. Сложные аварии обычно ликвидировать не удается. В таких случаях все операции по вырезанию окна в колонне повторяются заново. [9]

Отклоняющий инструмент ориентируют путем визированного спуска или ориентирования на забое. Для этого используют данные об азимуте в интервале забуривания нового ствола. [9]

Ввиду спуска отклоняющего инструмента на трубах малых диаметров (73 и 89 мм) пользуются гироскопическими инклинометрами диаметром 50 и 36 мм. [9]

В качестве режущего инструмента при создании щелевидного выреза в обсадной колонне используют райберы различных типов. Наиболее распространены райберы типа фрезер-райбер (ФРС) № 1,2 и 3. Основным райбером — № 1 прорезывают отверстие в колонне, затем райбером № 2 отверстие увеличивают на длину скошенной части отклонителя, а райбером № 3 вырез обрабатывают и калибруют. [8]

Райбером с центрирующим направлением (РЦН), разработанный в Азербайджанском государственном научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности (АзНИПИнефти), является универсальным, так как позволяет за один рейс получить полноразмерный вырез в обсадной колонне. Конструкция райбера РЦН представлена на рисунке 1.2.5.2 [8]

Райбер состоит из двух рабочих элементов, соединенных между собой перводником 2. Нижний рабочий райбер 3, имеющий форму усеченного конуса, прорезает колонну, а верхний 1, имеющий цилиндрическую форму, калибрует вырез. Нормальный ряд райберов типа РЦН разработан для обсадных колонн диаметрами 141, 146 и 168 мм. Режущие элементы райберов армируются пластинами твердого сплава марок ВК8, Т17К12, Т5К12 В. В райберах малого диаметра, когда окружная скорость невелика, могут быть использованы, быстрорежущие стали. [7]

Райберы, как правило, армируются осколками карбида вольфрама, что дает возможность после сработки повторно направлять рабочие поверхности инструмента. Ряд фирм выпускает для получения выреза в обсадной колонне алмазные фрезы, которые используют в сочетании с фрезой цилиндрической формы, расположенной выше. Применение таких фрез на глубине свыше 3000 м в колоннах из высокопрочной стали марки Р-110, позволяет сократить число спускоподъемных операций не менее чем на два рейса для получения одного полноразмерного выреза. [8]

1.2.6 Забуривание второго ствола скважины в интервале сплошного выреза обсадной колонны роторным способом

Образование сплошного выреза в обсадной колонне позволяет упростить забуривание дополнительного ствола. При роторном способе забуривания могут быть использованы отклоняющие клиновые инструменты, устанавливаемые на цементный забой и фиксируемые в нижней части. [7]

Образование сплошного выреза ослабляет обсадную колонну, поэтому область выреза необходимо дополнительно закреплять цементированием участка скважины, включающего ослабленный интервал. Наличие цементного моста позволяет забуривать дополнительный ствол без применения стационарных отклонителей. Наибольшее распространение для забуривания дополнительных стволов получили съемные клинья (уипстоки) и шарнирные отклонители, конструкция которых показана на рисунке 1.2.6 [8]

Съемный клин (рис. 1.2.6, а) устанавливают на забой, предварительно образованный разбуриванием цементного камня. Отклоняющий инструмент в виде уипстока и направляющей трубы с шарошечным долотом уменьшенного диаметра спускают до искусственного забоя и забуривают новый ствол. [8]

Отклоняющий инструмент повторно спускают ориентировано до тех пор, пока не будет получено проектное направление по зенитному углу и азимуту скважины. Шарнирный отклонитель (рис. 1.2.6, б) используют для забуривания дополнительного ствола с цементного забоя. Для этого предварительно подготовляют забой в цементном мосте. Ввиду малой точности ориентирования шарнирный отклонитель чаще всего применяют при забуривании дополнительного ствола в произвольном направлении.

1 — вeрхний рaйбeр; 2 — пeрeводник; 3 — нижний рaйбeр Рис. 1.2.5.2. Рaйбeр РЦН конструкции AзНИПИнeфти

После образования нового направления необходимо проработать интервал забуривания расширителем для снятия уступов. [8]

В мягких породах при забуривании дополнительного ствола допускается использование долбящих долот (рис. 1.2.6, в). Долбящее долото имеет скошенные лопасти. [8]

При ударах долотом по забою, а также под действием струи промывочной жидкости в цементном мосту и породе вырабатывается углубление, которое используется в дальнейшем в качестве направляющего участка для обычного долота. В ряде случаев целесообразно дальнейшее бурение с образовавшегося уступа проводить с использованием уипстока или шарнирного отклонителя. [8]

Рис. 1.2.6. Зaбуривaниe дополнитeльного стволa в интeрвaлe вырeзaнного учaсткa колонны с цeмeнтного мостa

1.2.7 Техника и технология бурения дополнительного ствола из вырезанного участка обсадной колонны с забойными двигателями

Бурение дополнительного наклонного или горизонтального ствола из вырезанного участка обсадной колонны — эффективный способ восстановления бездействующих и повышения производительности малодебитных скважин. [9]

Основным разработчиком технических средств и технологии бурения дополнительного ствола по данной схеме в нашей стране является Научно-производственное объединение «Буровая техника» — ВНИИБТ, которые проводят исследования в указанной области с 60-х годов. На начальном этапе разработки технологии для забуривания дополнительного ствола с цементного моста использовались турбинные отклонители ОТ-127 и ОТ2Ш-127 (см. таблицу 1.2.7) с одним (переводник с углом перекоса 2) и двумя перекосами осей (два искривления корпуса 2 и 1). [9]

Таблица 1.2.7.

Техническая характеристика турбинных отклонителей малого диаметра

Технология забуривания дополнительного ствола с помощью турбинных отклонителей через сплошной вырез в обсадной колонне не имеет особых отличий от известного способа отклонения скважины от заданного направления, так как забуривание производится с цементного моста. После выреза участка обсадной колонны интервал промывают для удаления металлической стружки и цементируют с таким расчетом, чтобы верхняя отметка цементного камня была выше верхней части выреза на 10−15 м. Затем цементный мост разбуривают до верхней части выреза.

Учитывая необходимость контроля процесса забуривания нового ствола по шламу, буровой раствор, полностью заменяют или тщательно очищают. Для забуривания в интервал выреза опускают отклоняющую компоновку и ориентируют в проектном направлении визированием с поверхности при спуске. [9]

В начале забуривания нагрузку на долото выдерживают в пределах 0,5 тонн. Для повторного фрезерования стенки скважины инструмент периодически отрывают от забоя на 0,2−0,5 м в зависимости от твердости цементного камня и породы и вновь подают на забой скважины. В ходе забуривания осевую нагрузку постепенно увеличивают и доводят до проектной. [9]

Успешность забуривания контролируется периодическим отбором шлама и его анализом по составу. Считается, что долото полностью вошло в породу, когда в шламе не будет цементной фракции. После углубления скважины в породу на 8−10 метров отклонитель поднимают и замеряют зенитный угол и азимут скважины.

Забуривание считается законченным, если дополнительный ствол получил проектное направление.

Основная цель технологии забуривания заключается в формировании нового направленного ствола скважины в пределах вырезанного участка обсадной эксплуатационной колонны. [9]

1.2.8 Ориентирование отклонителя

Устройство для определения положения отклонителя в стволе скважины должно иметь гироскопический датчик азимута, так как ориентирование производится в обсадной колонне, т. е. в магнитной среде. [12]

Гироскопические инклинометры ИГ-36, ИГ-50 предназначены для измерения зенитного угла и азимута наклонной скважины как в обсаженном, так и в открытом стволе. Основные параметры по ним приведены в таблице 1.2.8 [12]

Таблица 1.2.8.

Техническая характеристика инклинометров

Гироскопический инклинометр ИГ-36 (рис. 1.2.8.) Чешского производства является модификацией ранее выпускавшихся инклинометров ИГ-70 и ИГ-50. [12]

Рис. 1.2.8. Измeритeльнaя чaсть сквaжинного приборa инклиномeтрa ИГ-36

Зенитный угол и азимут считываются с соответствующих шкал пульта управления. Деления на шкалах нанесены равномерно. Всеми функциями прибора управляют с помощью пульта в том числе и поочередным подключением цепей зенитного угла и азимута. При переключении одновременно с подключением цепей в скважинном приборе прижимаются щетки. Прижатие щеток только в момент измерения способствует значительному увеличению точности. В корпусе 1, находящемся в скважине 10, расположены устройство измерения зенитного угла с двумя карданными рамками и гироскопическая система. Наружная рамка 2 с эксцентричным грузиком 5 устанавливает ось вращения измерительного прибора реохорда зенитного угла 3 перпендикулярно к апсидальной плоскости. Реохорд 3 при наклоне поворачивается под действием грузика 4. Съем сигнала осуществляется щеткой 11. Реохорд азимута 6, жестко связанный с наружной рамкой 2, поворачивается одновременно с ее поворотом. [12]

Ниже устройства измерения зенитного угла расположена гироскопическая система. Ее основой является гироскоп 8 в кардановом подвесе с внутренним кольцом 9 и наружным кольцом 7. Ось вращения гироскопа — горизонтальная. Сохраняя в пространстве направление главной оси, гироскоп 8 стабилизирует в определенном положении систему кардановых колец (рамок) 7 и 9, а также механически закрепленную на наружном кардановом кольце щетку 12 реохорда азимута 6. Азимут определяется по величине относительного разворота щетки 12 и реохорда 6.

Приведенный выше способ определения азимута обеспечивает необходимую точность только при наличии небольшого зенитного угла. С увеличением последнего растет так называемая карданная ошибка, вносящая погрешность в показания азимута и являющаяся методической ошибкой. Инклинометр ИГ-36 имеет специальное устройство компенсации карданной ошибки вносящее поправку в показания прибора. Это устройство расположено в пульте управления. [12]

Точность измерения азимута трудно выразить простой и однозначной зависимостью, так как на нее влияет множество внешних факторов. По точности измерение азимута можно разбить на три диапазона в зависимости от величины зенитного угла. При нулевом зенитном угле прибор оказывается нечувствительным по направлению. С увеличением зенитного угла заметно растет чувствительность прибора. Практически порог чувствительности находится в пределах 2° зенитного угла. При зенитном угле 2 — 4° на точность прибора влияет плохая чувствительность маятникового устройства наружной рамки. Диапазон зенитных углов 4 — 25° - самый благоприятный для измерения азимута. При зенитных углах от 25 до 40° и более возникают очень неблагоприятные условия для работы гироскопической части прибора. С увеличением зенитного угла уменьшается устойчивость гироскопической системы, а в условиях, когда ось скважинного прибора занимает параллельное оси гироскопа положение, последний полностью теряет устойчивость.

Спуск прибора в скважину рекомендуется проводить со скоростью 1 — 2 м/с. В точке замера прибор останавливают не менее чем на 5 секунд. Измерение проводят при спуске. Каждый раз фиксируется время, когда проводился замер на данной глубине. При подъеме скважинного прибора делают контрольные измерения в тех же самых точках, что и при спуске, а также фиксируется время замера. [12]

1.2.9 Профиль боковых горизонтальных стволов (БГС)

Одним из условий эффективности разработки месторождения БГС является качественное проектирование их траекторий.

Проектирование профиля заключается в формировании регламентирующих параметров, выбора типа профиля, определении комплекса параметров, необходимых для его расчета, построении, оптимизационной процедуры расчета выходных параметров траектории БГС.

При определении профиля БГС следует руководствоваться:

возможностью его выполнения, т. е. соответствием современному уровню техники и технологии;

оптимальным сочетанием входных и выходных параметров.

При проектировании БГС следует учитывать вероятность пересечения соседних стволов, определяемую с помощью автоматизированных расчетов.

Профили проектируются плоскостными или пространственными. [8]

Если зенитный угол составляет 55 — 75 град., скважина считается пологой, если 75 — 97 град. — горизонтальной.

Профиль БГС состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей и горизонтального участка.

Данные по профилю бокового ствола из наклонно-направленной скважины указаны в таблице 1.2.9

Тaблицa 1.2.9.

Профиль бокового стволa из нaклонно-нaпрaвлeнной сквaжины

4-х интервальный профиль бокового ствола из точки вырезки «окна» показан на рис. 1.2.9.

Рис. 1.2.9.4-х интервальный профиль бокового ствола из точки вырезки «окна» .

Зенитный угол в интервале вырезки «окна» 2,6°

Допустимая пространственная интенсивность 3 рад/10м

1.3 Методика расчета показателей экономической эффективности проведения зарезки бокового ствола

Экономический эффект считают на базе технологического эффекта. Технологический эффект — это улучшение каких-либо технологических или технических показателей, происходящее в результате проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ). При зарезке бокового ствола технологическим эффектом является увелечение дебита и снижение обводненности скважины. [14]

1. Поток денежной наличности

?ПДН =?В_р — И_т — Н_пр — K_t, (1.3.1)

где ?В_р — выручка от реализации дополнительно добытой нефти, тыс. руб.;

И_т — текущие затраты, тыс. руб.;

Н_пр — текущие затраты на налоги, тыс. руб.

K_t — капитальные затраты в t-ом году, связанные с проведением мероприятия, тыс. руб,

2. Прирост добычи

Дополнительная добыча нефти рассчитывается по формуле:

?Q =?q * Т * n * К_экс, (1.3.2)

где ?q — дополнительная добыча в сутки, т/сут;

n — число скважин, охваченных мероприятием, шт;

Т — время работы скважины (365 сут);

К_экс — коэффициент эксплуатации (0.91).

3. Прирост выручки от реализации

Так как технологический эффект от ЗБС связан с дополнительной добычей, то прирост выручки рассчитывается по формуле:

ВР = П_р * Ц (1.3.3)

где П_Р — прирост добычи, тонн;

Ц — цена на нефть, руб. /т;

4. Текущие затраты;

И_т = И_кгтт + И_допт, (1.3.4)

где И_допт — текущие затраты на дополнительную добычу, тыс. руб.;

И_кгт — текущие затраты в t-ом году, на проведение работ по реализации мероприятия, тыс. руб.

И_допт = ?Q *С*0.44, (1.3.5)

где ?Q — дополнительная добыча нефти в t — году, тыс. т.;

С — себестоимость 1 тонны нефти, тыс. руб.;

0.44 — доля условно переменных затрат.

5. Прибыль, облагаемая налогом

?Ппр = ?Вр — Ит (1.3.6)

6. Налог на прибыль

Нпр = Ппр * 0,2 (1.3.7)

где Ппр — налогооблагаемая прибыль, руб.;

0,2 — ставка налога на прибыль.

7. Накопленный поток денежной наличности

НПДН=?ПДН_t (1.3.8)

где t — текущий год;

?ПДН_t — сумма потоков денежной наличности в t — году, тыс. руб.

8. Коэффициент дисконтирования

Для приведения результатов и затрат по фактору времени используется процедура дисконтирования.

Ь_t = 1/ ((1 + К_инф) ^t * (1 + Е_н) ^t, (1.3.9)

где К_инф. — коэффициент инфляции (К_инф. — 14%);

Е_н — ставка дисконта (коэффициент дисконтирования, численно равный эффективности отдачи капитала), Е_н = 0.1 (в условиях стабильной экономики средняя отдача капитала равна 10%);

9. Дисконтированный поток денежной наличности

ДПДН_t = ПДН_t * Ь_t (1.3.10)

где ПДН_t - поток денежной наличности в t — годе, тыс. руб.

10. Чистая текущая стоимость

ЧТС_t=?ДПДН_i, (1.3.11)

где t — текущий год;

?ДПДН_i — дисконтированный поток денежной наличности за текущий год, тыс. руб. [14]

Глава 2. Характеристика и анализ фонда скважин самотлорского месторождения

2.1 Орогидрографическая и экономическая характеристика района История открытия Самотлорского месторождения

2.1.1 Орогидрографическая и экономическая характеристика района

Рассматриваемая площадь относится к Самотлорскому месторождению и находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. В непосредственной близости к рассматриваемому месторождению располагаются разрабатываемые: Аганское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востока), Лорьеганское (с востока), Мыхпайское (с юга) месторождения (рис. 2.1.1).

Географически район приурочен к водоразделу рек Вах, являющейся судоходной, и Ватинского Егана, правых притоков реки Оби. Рельеф слабопересеченный. Площадь сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озера: Самотлор, Камыл-Эмитор, Белое, Окунево, Калач, Проточное, Мысовое, Урманное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озёр.

Климат территории континентальный с прохладным коротким летом и продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет — 3,5 ^оС. Наиболее холодный месяц года — февраль (-23,5 ^оС), самый теплый — июль (+18,5 ^оС). [5]