Технология зарезки боковых стволов на Ватинском месторождении

Эксплуатация боковыми стволами является одним из эффективных методов

увеличения добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений,

который дает возможность вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины,

использование

которых

экономически

неэффективно

при

помощи

других

методов.

За счет БС представляется возможной добыча из коллекторов со сложным

ге ол о г и ч е с к и м

с т р о е н и е м

и

р а с п ол оже н и е м ,

и

у ч а с т ко в

с

трудноизвлекаемыми запасами.

Технология зарезки и бурения БС состоит из следующих последовательных

этапов:

1.

Начальный этап. Выбирается скважина-кандидат и ее направление. Для

этого проводится анализ данных по керну, геологии пласта, ряда скважин.

Выделяются

зоны

с

наибольшими

остаточными

запасами

нефти.

Составляется

проектный

документ

на

бурение

БС,

рассматриваются

технологические и экономические аспекты.

2.

Подготовка

скважины

к

зарезке

БС. Для

обследования

скважины

в

техническом

плане,

проверке

ее

целостности

применяется

геофизическое

исследование

скважины

(ГИС).

В

случае,

когда

цементный

камень

отсутствует

в

верхней

части

эксплуатационной

колонны

проводится

ее

цементирование,

либо

вырезание

и

подъем

колонны.

После

чего

ствол

шаблонируется, проводятся изоляционно-ликвидационные работы в нижней

части ствола скважины. Выход из обсадной колонны осуществляется:



путем

сплошного

фрезерования

обсадных

колонн

вырезающими

устройствами;



с помощью комплекса инструмента, включающего клин-отклонитель

типа КОГ-146, КРОТ-146 с усиленным механическим креплением в обсадной

колонне и многолезвийные фрезеры;



с помощью комплекса инструмента «КГБ», являющимся инструментом

для зарезки БС из обсаженных скважин за один рейс – в обсадной колонне

фрезеруется окно и бурится короткий ствол под КНБК.

3.

Бурение бокового ствола. Бурение БС ведут с мобильных буровых установок

А-60/80 и АРБ-100 и облегченной БУ-75. Дальнейшее бурение БС ведется

винтовыми забойными двигателями диаметром 127 - 85 мм, отклонителями с

регулируемым углом перекоса, долотами 155,6 - 76 мм. Ориентированное

бурение проводится с использованием телесистем с кабельным (СТТ-108,

ОРБИ-36) и электромагнитным (АТ-3, ЗТС-54) каналами связи.

Особое внимание уделяется первичному вскрытию пласта. Это объясняется

тем, что кольматирование в результате бурения БС, практически невозможно

исправить.

В

зависимости

от

структуры

коллектора

подбирается

оптимальный

состав

бурового

раствора.

В

процессе

бурения

ведется

инклинометрический

контроль.

После

окончания

работ

проводится

ГИС

необсаженного бокового ствола.

4.

Крепление БС с помощью хвостовика. Используют два основных способа

заканчивания скважин:



Спуск

хвостовика

до

забоя

и

его

цементирование

с

последующей

перфорацией цементного кольца. Применяют в основном на терригенных

отложениях.



Спуск

хвостовика

до

кровли

продуктивного

пласта

и

его

цементирование

с

применением

мер

по

защите

пласта

от

попадания

тампонажного

раствора.

В

большинстве

случаев

используют

для

карбонатных отложений.

Для предотвращения нарушения профиля БС перед спуском хвостовика его

тщательно

промывают.

Выбор

диаметра

хвостовика

зависит

от

диаметра

эксплуатационной колонны основного ствола.

Ч т о б ы

о б р а з о в ат ь

п р оч н о е

ц е м е н т н о е

ко л ь ц о

п р и м е н я ю т :

пластифицированные

тампонажные

растворы

с

низкой

водоотдачей,

эффективные

буферные

жидкости

на

основе

недефицитных

реагентов,

специальные режимы нагнетания тампонажных растворов в БС. В связи со

значительной

толщиной

водонасыщенной

части

пластов

в

водонефтяных

зонах

и

близлежащих

водоносных

пластов

используются

технологии

заканчивания

БС

с

установкой

водоизолирующих

экранов

до

пуска

их

эксплуатацию.

Блокад-экраны

экраны

создаются

с

помощью:

водоизолирующих

жидкостей

(на

базе

полимерных

материалов)

с

использованием

механизма

осаждения

полимера

и

гелеобразования;

кварцевого песка.

Освоение

БС. При

освоении

с

помощью

компрессирования

или

свабирования

вызывают

приток

из

БС,

определяют

дебит

полученной

жидкости и вводят в эксплуатацию с использованием электроцентробежных

(ЭЦН)

или

штанговых

глубинных

(ШГН)

насосов.

В

карбонатных

коллекторах

дополнительно

проводят

кислотную

обработку

призабойной

зоны.

Достоинства и недостатки ЗБС

Использование

ЗБС

на

Ватинском

месторождении

в

ОАО

«СН-МНГ»

является

мощным

инструментом

как

метод

повышения

нефтеотдачи

и

активно используется на месторождении. Зарезка боковых стволов в свою

очередь имеет как достоинства, так и недостатки. Уменьшение расходов на

технику и материалы, возможность не вводить новые скважины является

основным

положительным

аспектом

для

эксплуатации

месторождения

боковыми стволами. Кроме того, данная технология позволяет уменьшить

отрицательное

воздействие

на

экологию.

Минимизация

материалов

и

территории

отличает

использование

боковых

стволов

от

вертикальных

скважин.

Для

осуществления

работ

по

вырезанию

бокового

ствола

используют специальное мобильное оборудование.

Экономимеские

расходы

для

ЗБС

существенно

ниже,

чем

затраты

на

строительство

новой

вертикальной

скважины.

Важным

достоинством,

которым

обладает

технология

зарезки,

является

увеличение

нефтеотдачи,

поэтому

способ

можно

применять

вместо

уплотнения

сетки

скважин.

Использование

таких

работ

позволяет

сэкономить

на

освоении

месторождения. Согласно подсчетам, строительство 150 боковых стволов

позволяет получить более полумиллиона тонн полезных ископаемых уже

спустя 3 года после начала их работы.

В

целях

увеличения

длины

ствола

используют

скважины

с

несколькими

горизонтальными окончаниями. Зарезка боковых стволов также совмещается

с

гидроразрывом

пласта,

созданием

пологих

скважин

и

другими

технологиями,

в

результате

чего

экономическая

и

технологическая

эффективность

разработки

месторождения

многократно

увеличивается,

а

затраты на работу снижаются.

Существуют

такие

трудности

в

бурении

боковых

скважин,

как

высокая

степень обводненности при строительстве: большой процент таких стволов

начинает заполняться пластовыми водами, содержание которых не могло

было

быть

спрогнозировано

заранее.

Также

некоторые

скважины

имеют

довольно

низкие

дебиты,

и

боковое

бурение

не

способно

увеличить

продуктивность. Более эффективным может считаться сочетание методов

(ГРП, другие методы увеличения производительности), однако это требует

больших затрат по времени и средствам.

На сегодняшний день требуется развитие технологий и оборудования для

создания

нескольких

стволов

для

одной

скважины

обсадного

типа.

Достаточно

острой

считается

и

проблема

цементирования

скважинных

хвостовиков,

поскольку

кольцевые

зазоры

имеют

небольшой

размер.

Современные

научные

деятели

пытаются

создать

расширители

для

твердотелых горных пород, пакеры для малых хвостовиков, и есть шанс, что

решения

этих

проблем

будут

найдены

при

положительных

результатах

данныхработ.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.

Подсчёт запасов нефти и растворённого газа Ватинского месторождения

Нижневартовского района Тюменской области (отчёт). Хафизов Ф.З. и др.,

Тюмень, 1967.

2.

Пересчет запасов нефти и попутного газа на месторождениях Западной

Сибири,

находящихся

в

разработке

(Мыхпайское,

Ватинское),

Ватинское

месторождение

(заключительный

отчёт).

Акбашев

Ф.С.

и

др.,

тема

05.09.74/01.55.22. Тюмень, СибНИИНП, 1976.

3.

П е р е о ц е н к а

з а п а с о в

н е ф т и

и

г а з а

п о

м е с т о р о ж д е н и я м

Главтюменнефтегаза, находящихся в разведке и разработке. Месторождение

Ватинское

(отчёт).

Акбашев

Ф.С.

и

др.,

тема

03.80/01.55.Т.

Тюмень,

СибНИИНП, 1986.

4.

Отчёт

о

научно-исследовательской

работе

"Подсчёт

начальных

геологических и извлекаемых запасов нефти, растворённого газа и других

компонентов,

технико-экономическое

обоснование

коэффициентов

нефтеизвлечения и построение трёхмерной постоянно действующей геолого-

гидродинамической модели Ватинского месторождения". Фурсов А.Я. и др.,

Москва, ОАО "ВНИИнефть", 2005.

5.

Изучение

условий

залегания

нефти

и

газа

и

проектирование

промышленной

разведки

нефтяных

месторождений

Тюменской

области.

Этапы 5-6. Проект промышленной разведки Ватинского и северной части

Мегионского месторождений (отчёт). Степанов А.И. и др., М, ВНИИ, 1965.

6.

Разработка рекомендаций, находящихся на балансе Главтюменнефтегаза

(окончательный

отчет

по

теме

3-70-НГ).

Ишаев

У.Г.

и

др.,

Тюмень,

Гипротюменнефтегаз, 1973.

7.

Нефтяное хозяйство, 2003, № 8, стр. 46-48. Р.С.Хисамов и др. Развитие

горизонтальной

технологии

разработки

нефтяных

месторождений

Татарстана.

8.

Бурение и нефть, 2009, №1, стр.55-57.