МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра РЭНГМ

Научно-исследовательская работа №1

Тема: Интенсификация добычи нефти на Барсуковском

нефтегазоконденсатном месторождении с использованием технологии

зарезки боковых стволов

РУКОВОДИТЕЛЬ:

доцент, к.т.н.

______________ Савастьин М.Ю.

ВЫПОЛНИЛ:

студент группы РМмз-18-7

__________ Джафаров Г.Ш. Оглы

Тюмень, 2019

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ......................................................................................................................3

1 ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ЗБС...................................................4

2 ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ЗБС.........................................................14

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.............................................................................................................21

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ....................................................22

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

:

«

Отчет

о

НИР

Интенсификация

добычи

нефти

на

Барсуковском

нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

ВВЕДЕНИЕ

Целью выполнения данной научно-исследовательской работы №1 являлись

сбор, систематизация и анализ теоретического материала по теме научного

исследования.

В задачи работы вошло: осуществление сбора отечественных и зарубежных

литературных источников по указанной теме; обобщение, систематизирование,

анализ

информации,

полученный

из

литературных

источников

по

теме

исследования; выявление проблемы по теме научного исследования.

На скважинах, которые находятся в бездействующем фонде или в

консервации для восстановления связи с продуктивным пластом и выводом на

проектный режим возможно провести работы по зарезке боковых стволов (ЗБС).

Положительной стороной проведения ЗБС является сохранение прежнего

обсаженного ствола скважины и снижение стоимости добычи нефти.

Скважина, рекомендуемая под ЗБС, должна соответствовать следующим

критериям:



должна

находиться

в

аварийном

(неремонтопригодном),

высокообводненном и низкодебитном фонде скважин;



минимальная выработка запасов на участках, прилегающих к выделенным

скважинам-кандидатам на ЗБС;



ТЭО бурения и эксплуатации БС должна быть в сторону положительной;



отсутствие давления в межколонных пространствах;



удовлетворительное состояние обсадной колонны;



наличие сплошного сцепления цементного камня за обсадной колонной;



отсутствие заколонных перетоков;



соответствие

фактического

и

проектного

расположения

ствола

планируемой и соседних скважин для исключения пересечения стволов;



текущее P

пл

с коэффициентом аномальности не менее 0,32;



достаточная эффективная толщина пласта (не менее 10 м);



расстояние уровня ГВК от планируемой глубины ЗБС не менее 10м.

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

4

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

: «

Отчет

о НИР

Интенсификация

добычи нефти на

Барсуковском нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

1 ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ЗБС

История возникновения применения зарезки боковых стволов для

повышения нефтеотдачи пластов месторождений насчитывает более 70 лет.

Технологии разработки нефтяных месторождений боковыми стволами

нашли применение на месторождениях Западной Сибири. Составлены и

реализуются проекты разработки месторождений.

Анализ строительства и эксплуатации боковых стволов с горизонтальным

окончанием показал целесообразность разработки пласта, дебиты превысили в

3-11 раз дебиты вертикальных и наклонно направленных скважин при

значительно низкой обводненности продукции.

В настоящее время разработка большинства месторождений связана с

рядом проблем, характерных не только для Западной Сибири, но и для других

регионов России.

Месторождения находятся на четвертой стадии разработки, поэтому для

поддержания текущего уровня добычи требуется проведение большого числа

геолого-технических мероприятий, среди которых важное место занимают ввод

новых скважин и зарезка боковых стволов (ЗБС).

Бурение скважин и боковых стволов (будь то пологий, горизонтальный,

либо безориентированный) имеют принципиально одинаковые подходы.

Разница

состоит

только

в

необходимости

фрезерования

«старой»

эксплуатационной

колонны

и

выхода

в

породу.

Работы

в

«старой»

эксплуатационной колонне влекут за собой значительное уменьшение диаметра

как оборудования для ведения работ, так и диаметра самого бокового ствола.

ЗБС из обсадной колонны позволяет решать следующие задачи:

• вовлечь в разработку ранее не эксплуатируемые пласты;

•

осуществить обход аварийного оборудования, оставленного в

скважине;

•

оптимизировать сетку скважин на месторождении, при этом,

уменьшив объём бурения новых скважин и сократить капитальные вложения на

разработку месторождений. [1]

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

5

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

: «

Отчет

о НИР

Интенсификация

добычи нефти на

Барсуковском нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

Забуривание бокового ствола из обсадной колонны в настоящее время

происходит по 3 схемам:

1.

С

помощью

стационарного

клинового

отклонителя

через

щелевидное окно в обсадной колонне;

2.

С помощью стационарного или съемного клинового отклонителя в

интервале вырезанного участка обсадной колонны;

3.

С помощью турбинных отклонителей в интервале вырезанного

участка обсадной колонны.

Забуривание бокового ствола по схеме № 1 происходит в следующей

последовательности:

1) Устанавливают клиновой отклонитель;

2) Вырезают окно в обсадной колонне;

3) Фрезеруют вырез в колонне и забуривают дополнительный ствол.

Забуривание бокового ствола по схеме № 2 и № 3 происходит следующим

образом.

1) Вырезание участка обсадной колонны фрезерованием по всему ее

сечению, при помощи вырезающих устройств.

2) Установка цементного моста.

3) Ориентирование турбинного отклонителя на искусственном забое,

забуривание дополнительного ствола при помощи турбинного отклонителя.

Выбор схемы забуривания второго ствола определяется исходя из

поставленной задачи, технического состояния скважины, наличия необходимых

технических средств,

конечного ожидаемого результата и для каждой

скважины осуществляется индивидуально.

Из изложенного выше следует, что с учетом существенного роста зарезки

боковых стволов с горизонтальным окончанием, увеличения нефтеотдачи

пласта и надежности эксплуатации низкопродуктивных, маломощных залежей,

можно утверждать, что в ближайшем будущем системой вертикальных скважин

будет разрабатываться только небольшая часть нефтегазовых месторождений с

большой толщиной и высокими коллекторскими свойствами пласта. [2]

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

6

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

: «

Отчет

о НИР

Интенсификация

добычи нефти на

Барсуковском нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

Технология зарезки и бурения бокового ствола скважины

Важным достоинством, которым обладает технология зарезки, является

увеличение нефтеотдачи, поэтому способ можно применять вместо уплотнения.

Использование таких работ позволяет сэкономить на освоении месторождения.

Сама технология зарезки боковых стволов скважин подразумевает

применение разных способов работы: это может быть вырезание части

колонны, клиновое бурение с отклонением.

По окончании срока ОЗЦ цементного моста в скважину спускается

компоновка бурильного инструмента: долото диаметром 123,8 мм или 142,9 мм

(в зависимости от диаметра хвостовика), ДРУ 5-95РС, стальные бурильные

трубы диаметром 89 мм, проверенные шаблоном.

Скважина промывается в течение цикла и цементный мост подбуривается

на водном растворе с учетом установки отклонителя по глубине зарезки

бокового ствола, производится подъем бурильного инструмента.

Производится опрессовка обсадной колонны и цементного моста водой

на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

В

настоящее

время

успешно

используются

импортные

клины-

отклонители «Паксток A-Z», которые спускаются в скважину, закрепленные на

стартовых

фрезерах

различных

диаметров.

После

спуска

в

скважину

компоновки на прошаблонированных стальных бурильных трубах диаметром

89 мм, силами геофизических партий производится ее ориентирование.

После завершения ориентирования клиновой компоновки, производится

установка (фиксирование в эксплуатационной колонне) клина-отклонителя, в

зависимости

от

его

исполнения

–

посредством

механического

или

гидравлического воздействия. Натяжкой бурильной колонны производится

срезка болта, крепящего стартовый фрезер с клином-отклонителем и, таким

образом,

освобождение

стартового

фрезера.

В

последующие

6

часов

производится

разметка

будущего

«окна»

в

эксплуатационной

колонне

посредством работы стартового фрезера, обычно на длину 0,5-0,6 м, после чего

стартовый фрезер поднимается из скважины. [3]

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

7

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

: «

Отчет

о НИР

Интенсификация

добычи нефти на

Барсуковском нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

Зарезка «окна» в колонне с клина-отклонителя и забуривание бокового

ствола

Производится сборка и спуск роторной компоновки низа бурильной

колонны (КНБК).

Основная проектная компоновка:

Оконный фрезер диаметром 123,8 мм, райбер нижний (расточной)

диаметром 123,8 мм, гибкая трубка диаметром 73 мм длиной 2 м, райбер

верхний (расточной) диаметром 123,8 мм, гибкая трубка диаметром 73 мм

длиной 2 м, утяжеленные бурильные трубы (УБТ) диаметром 102 мм длиной

10-25 м, остальное - стальные бурильные трубы БН;9,19 мм. Зарезка «окна» в

эксплуатационной колонне производится при режимах, определенных в

техническом проекте.

Осевая нагрузка 1-2 т; число оборотов ротора 60-80 об/мин; расход

бурового раствора 12-16 л/с. Нагрузка на фрезер осуществляется плавно,

начиная «с навеса». При этом строго контролируется плавность вращения

инструмента ротором. Не допускается заклинивание КНБК и закручивание

бурильной колонны, не более 2-3 оборотов свободного вращения ротора.

Зарезка «окна» в эксплуатационной колонне заканчивается при выходе

фрезера в горную породу на 3 м ниже установки клина-отклонителя. Поднять

инструмент

до

выхода

из

вырезанного

«окна»,

прошаблонировать

и

проработать до получения свободного прохождения КНБК. Наиболее сложным

моментом при вырезке является полный выход оконной фрезы из колонны,

сопровождающийся сильным моментом вправо.

После окончания фрезерования производится опрессовка вырезанного

«окна». При наличии приемистости более 100 м3 в сутки необходимо

произвести РИР под давлением, с целью исключения заколонных перетоков

жидкости в интервале «окна», и разбуривание цементного стакана до выхода

инструмента в породу.

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

8

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

: «

Отчет

о НИР

Интенсификация

добычи нефти на

Барсуковском нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

Набор зенитного угла при углублении бокового ствола скважины

Набор ЗУ необходимо производить с использованием компоновок

бурильного инструмента, определенных в техническом проекте. Бурение

осуществляется забойным двигателем с углом перекоса. Наружный диаметр

двигателя - 106 мм, длина - 2,9 м. Расход промывочной жидкости - 12 л/с.

Бурение бокового ствола для последующего спуска «хвостовика» ведется

3-х шарошечными долотами. Долото 123,8 СЗЦАУ имеет зубковое вооружение.

Предназначено для бурения в мягких и средних породах. Рекомендуемые:

осевая нагрузка - 5 - 7 т; скорость вращения - 80-160 об/мин. Средняя

ожидаемая проходка на долото - 100 м.

Конструкции скважин с боковыми стволами и их влияние на процесс

заканчивания. Вскрытие пластов и освоение скважины должны быть проведены

качественно. Под качеством технологии вскрытия пласта и освоения скважин

следует

понимать

степень

изменения

гидропроводности

пласта

(или

пропластков) после выполнения соответствующей операции.

В практике строительства боковых стволов применяют следующие

основные конструкции забоев при заканчивании скважин:

1.

Спуск «хвостовика» с пакером на буровом инструменте, крепление,

перфорация «хвостовика» (при наличии близкорасположенного водоносного

горизонта).

2.

Спуск

хвостовика,

крепление,

перфорация

(при

отсутствии

близкорасположенного водоносного горизонта).

3.

Заканчивание БС с сохранением коллекторских свойств пласта,

спуском «хвостовика» до кровли продуктивного горизонта, его креплением, и

последующим

вскрытием

продуктивного

горизонта

разбуриванием

малогабаритными буровыми долотами (участок с открытым стволом).

4.

Спуск

фильтра

с

манжетной

муфтой

типа

ТГС-102-114

и

манжетный цементаж верхней части хвостовика с пакером.

5.

Заканчивание ствола с сохранением коллекторских свойств пласта

без обсаживания бокового ствола «хвостовиком» (открытый ствол).

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

9

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

: «

Отчет

о НИР

Интенсификация

добычи нефти на

Барсуковском нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

Перечисленные методы направлены на то, чтобы не допустить ухудшения

естественных фильтрационных характеристик околоскважинной части пласта и

создать благоприятные условия для движения флюидов из пласта в скважину.

Методы вскрытия пласта в зависимости от пластового давления, степени

насыщенности пласта нефтью, степени дренирования и других факторов могут

быть различными, но все они должны удовлетворять следующим основным

требованиям:

1. При вскрытии пласта должна быть предотвращена возможность

открытого фонтанирования скважины;

2.

При

вскрытии

пласта

должны

быть

сохранены

природные

фильтрационные

свойства

пород

околоскважинной

части

пласта.

Если

проницаемость пород мала, должны быть приняты меры по улучшению

фильтрационных свойств призабойной зоны скважины;

3. Должны быть обеспечены соответствующие интервалы вскрытия

пласта, гарантирующие длительную, безводную эксплуатацию скважин и

максимальное облегчение притока нефти к забою.

В нашем случае речь пойдет о вскрытии продуктивных пластов с низким

пластовым давлением, при этом особенно тщательно следует выбирать буровой

раствор, поскольку может происходить интенсивное поглощение раствора

пластом, сопровождающееся оттеснением нефти от забоя скважины и

значительным ухудшением фильтрационных свойств пород призабойной зоны.

Крепление «хвостовика».

Перед спуском хвостовика, вновь пробуренный ствол шаблонируется

компоновкой, использовавшейся при последнем долблении и производится

промывка в течение двух циклов. При этом параметры бурового раствора

доводятся до проектных. Учитывая невозможность промывки через низ

хвостовика, подготовке ствола должно быть уделено особое внимание.

Конкретный интервал и длина хвостовика указывается в проекте на

восстановление скважины.

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

10

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

: «

Отчет

о НИР

Интенсификация

добычи нефти на

Барсуковском нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

В интервале эксплуатационного объекта располагается фильтровая часть

хвостовика, если скважина заканчивается без цементирования продуктивного

интервала (к примеру, производится манжетное цементирование верхней части

хвостовика, либо цементирование вообще не производится). Если хвостовик

цементируется по всей длине, то необходима последующая перфорация.

Низ хвостовика оборудуется башмаком. В муфтовое соединение верхней

трубы фильтра устанавливается заглушка для предотвращения попадания

цементного раствора в фильтровую часть. Затем устанавливается пакер

соответствующего типа. В муфтовое соединение пакера устанавливается

обратный клапан, а выше через трубу - второй такой же клапан. На верхней

трубе хвостовика устанавливается оставляемая в скважине часть разъединителя

соответствующей конструкции в зависимости от диаметра хвостовика.

Хвостовик центрируется следующим образом. В фильтровой части в

ниппельной и муфтовой части трубы устанавливаются жесткие фонари типа

ЦЖ-114/136 и далее через 50 м устанавливаются центраторы типа ЦЦ-2, при

этом

обязательна

установка

центратора

непосредственно

под

левым

переводником разъединителя.

Промежуточная промывка производится на глубинах 1000 м и зарезки

“окна” в течение одного цикла. По окончании спуска хвостовика промывка

производится в течение двух циклов с доведением параметров бурового

раствора до проектных.

Для цементирования используется цемент ПЦТ-I-G, либо ПЦТ-I-100. Для

стабилизации цементного раствора рекомендуется использовать КМЦ в

количестве до 0,5 % от массы цемента. Одновременно КМЦ является

замедлителем

сроков

схватывания

и

снижает

вероятность

поглощения

тампонажного раствора. По окончании продавки (продавочная жидкость -

буровой раствор) открываются отверстия спецпереводника, либо производится

рассоединение колонны БТ с хвостовиком и скважина промывается с целью

удаления из кольцевого пространства излишек цементного раствора.

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

11

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

: «

Отчет

о НИР

Интенсификация

добычи нефти на

Барсуковском нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

Колонна (комбинированная) испытывается на герметичность опрессовкой

на воде, кроме того, часто проводят испытание на герметичность путем

снижения уровня жидкости в скважине, на предмет притока жидкости в

колонну, приближая к условиям близким к эксплуатационным.

При герметичности колонны цементный стакан и расположенные внутри

хвостовика элементы оснастки разбуриваются, при этом инструмент доводится

до башмака хвостовика.

За время работ по зарезке боковых стволов постепенно выработался

определенный алгоритм, который позволял наиболее эффективно подойти к

поставленной

задаче

и

успешно

решить

её.

Особенности

вскрытия

низкопродуктивных горизонтов. Эффективность строительства скважин на

месторождениях с трудноизвлекаемыми залежами напрямую связана с их

продуктивностью, а последняя – с сохранением максимально возможной

проницаемости коллекторов и длительности высокопродуктивной работы

скважин.

Известно, что одной из причин появления малопродуктивных скважин

является искусственное ухудшение проницаемости пород, в частности, в

околоскважинной зоне при заканчивании скважин. Даже при однородных

коллекторских свойствах пласта можно получить скважины с различной

продуктивностью. Качество работ при заканчивании скважин, наряду с

выбором оптимальной схемы разработки, является важнейшим фактором,

определяющим эффективность эксплуатации месторождений. В настоящее

время

положение

таково,

что

существующие

технологии

вскрытия

продуктивных пластов в подавляющем большинстве случаев не обеспечивают

сохранения естественной проницаемости пород в околоскважинной зоне. Так,

достаточно известный факт, что в результате анализа КВД по месторождениям

Западной Сибири определено снижение проницаемости призабойной зоны

пласта

в

5,7

-13,8

раза,

что

соответственно

снижает

продуктивность

эксплуатационных скважин.

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

12

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

: «

Отчет

о НИР

Интенсификация

добычи нефти на

Барсуковском нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

Хорошо известно, что при работе скважины продуктивный пласт может в

значительной мере восстановить свою проницаемость за счет очистки

околоскважинной зоны, но это касается высокопроницаемых коллекторов.

При разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами

такого явления не наблюдается. Дело в том, что при применении одной и той

же технологии вскрытия коллекторов низкопроницаемым пластам наносится

значительно больший ущерб, чем высокопроницаемым.

Определяющим здесь является образование в пласте зон капиллярно-

удерживаемой воды, разбухание пластовых глин и кольматация поровых

каналов твердой фазой бурового раствора.

Проблема

получения

высокой

продуктивности

скважин

с

низкопроницаемыми пластами весьма актуальна и требует срочного решения.

Оно осложняется, однако, тем, что процесс заканчивания скважины состоит из

множества этапов, и некачественное выполнение любого из них может свести

на нет все усилия. Поэтому для достижения максимальной продуктивности

скважины необходимо качественное осуществление всех этапов работ. Только

комплексное выполнение мероприятий по улучшению качества работ на всех

этапах строительства обеспечит увеличение дебита скважин и нефтеотдачи

пластов. [4]

При разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами

продуктивность скважин определяется следующими этапами работ:

-обеспечение высокого качества открытого ствола скважины перед

вскрытием

продуктивного

пласта

(если

эксплуатационная

колонна

не

спускается до кровли продуктивного пласта);

- качественное вскрытие продуктивного пласта бурением;

- спуск и цементирование эксплуатационной колонны с сохранением

коллекторских свойств продуктивного пласта;

-

вторичное

вскрытие

с

сохранением

коллекторских

свойств

продуктивного пласта;

- обеспечение проницаемости околоскважинной зоны выше естественной.

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

13

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

: «

Отчет

о НИР

Интенсификация

добычи нефти на

Барсуковском нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

Известно, что для сохранения коллекторских свойств пород около

скважинной

зоны

в

продуктивном

пласте

необходимо

поддерживать

гидродинамическое давление на забое скважины на уровне пластового или

несколько меньшим его. Это способствует уменьшению проникновения в

продуктивный пласт фильтрата используемой жидкости и твердой фазы. При

вскрытии продуктивного пласта наибольшая величина гидродинамического

давления на забое скважины достигается при работе бурового долота. В этот

момент давление на забой скважины складывается из давления столба бурового

раствора, потерь давления в кольцевом пространстве за бурильной колонной и

гидродинамического давления, вызываемого вибрацией колонны при работе

долота.

Уменьшение давления столба бурового раствора достигается за счет

снижения его плотности и реализации так называемого способа бурения "на

равновесии". При решении вопроса о снижении репрессии на продуктивный

пласт особое внимание следует обратить на уменьшение вибрации бурильной

колонны при работе долота. Однако, как бы ни были совершенны техника и

технология минимизации репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии

бурением, полностью исключить репрессию вряд ли возможно. Поэтому

необходимо иметь буровой раствор, который предотвратил бы возможность

глубокого проникновения его фильтрата в пласт в момент наличия репрессии.

Кроме того, должны обеспечиваться высокая степень его очистки от

выбуренной породы для поддержания минимальной плотности бурового

раствора и отсутствие физико-химического взаимодействия с породами

продуктивной зоны и пластовыми флюидами.

Из вышеописанного можно выделить 2 основные задачи, к которым

необходимо стремиться:

1)

снизить плотность раствора до минимально возможного;

2)

минимизировать

гидродинамическое

воздействие

при

вскрытии

продуктивного горизонта

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

14

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

: «

Отчет

о НИР

Интенсификация

добычи нефти на

Барсуковском нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

2 ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ЗБС

Начиная с конца 70-х годов технологии разработки нефтегазовых

месторождений с помощью технологии зарезки боковых стволов стали бурно

развиваться как за рубежом (Reiss), так и в России.

За рубежом в настоящее время насчитывается более 60 различных фирм,

осваивающих эту технологию. Одной из первых активизировала исследования

фирма Elf Aquitaine в содружестве с французским институтом нефти и газа IFP

AGJP.

Наиболее

распространенный

метод

зарезки

боковых

стволов

и

заканчивания из тех, что используется в настоящее время в меловых

отложениях Остин Северной Америки и на Ближнем Востоке компания

Halliburton осуществила бурение множества скважин. Эти скважины были

пробурены до глубины от 1000 до 6000 футов (300-2000 м) с бурением до

шести латералей (боковых горизонтальных стволов) в каждой скважине.

Этот метод позволяет оператору получить практически все преимущества

многоствольного бурения и заканчивания при относительно низких затратах. В

сочетании с методикой вспомогательного или промежуточного бурения

(скорость наращивания от 30" до 60" на 100 футов) или наклонно-

направленного бурения малого радиуса (более 60" на 100 футов) необсаженные

горизонтальные стволы бывают необходимы для получения доступа к пластам

ниже осложненной зоны.

Кроме того, малый радиус бурения позволяет свести к минимуму размеры

"окна", которое образуется в одном пласте между двумя направленными в

разные стороны стволами; этим достигается более эффективное дренирование

коллектора. [5]

При

таком

методе

заканчивания

могут

применяться

устройства

изолирования необсаженного ствола, и повторный ввод инструмента возможен

при использовании скважинного кривого переводника и направляющих

(ориентирующих) устройств.

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

15

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

: «

Отчет

о НИР

Интенсификация

добычи нефти на

Барсуковском нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

В таких регионах как Северное море, Аляска и оффшорные зоны, где

разработка

месторождений

требует

очень

больших

затрат,

необходимо

применять такие методы заканчивания, которые позволили бы увеличить

добычу и продлить период эксплуатации скважины.

При применении системы многоствольного бурения MLT-1000 и зарезки

бокового ствола (ЗБС) компании Halliburton эти вопросы решаются путем

изолирования отдельных секций скважины и латералей (горизонтальных

стволов) при помощи затрубных пакеров гидравлического действия в открытых

стволах или при помощи обычных трубных пакеров, устанавливаемых на

выходе обсадной колонны вместе со скользящими муфтами между ними. Если

необходимо перекрыть отдельную секцию горизонтальной скважины или

отдельный ее ствол, скользящая муфта просто закрывается через НКТ при

помощи сдвигающего инструмента спиральной насосно-компрессорной трубы.

При заканчивании обсадного ствола можно установить двойную систему

сепарированной добычи или единую селективную систему вскрытия пласта и

смешанной добычи.

Такое заканчивание относительно экономично, но не обеспечивает

поддержание стабильности горизонтального ствола или повторного доступа к

латерали (боковому стволу).

Другой метод многоствольного заканчивания использует процедуру, при

которой нижний ствол бурится и заканчивается обычным способом, а после

этого

из

обсадной

колонны

подвешивается

фильтр

(хвостовик)

со

щелевидными отверстиями, затем через окна, прорезанные при помощи

извлекаемых отклонителей, бурятся верхние боковые стволы (латерали).

Хвостовик со щелевидными отверстиями спускается в боковой ствол и

подвешивается из пакера гидравлического действия. Короткий участок между

обсадной колонной основной скважины и пакером гидравлического действия в

боковом стволе оставляется как необсаженный участок. Такой дизайн

позволяет обеспечить целостность скважины по основной длине горизонтально

пробуренного ствола.

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

16

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

: «

Отчет

о НИР

Интенсификация

добычи нефти на

Барсуковском нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

Технология системы многоствольного бурения mlt – 2000

На рисунках 1 и 2 показаны примерные конфигурации системы

заканчивания многоствольных скважин MLT - 2000. Здесь в необсаженных

боковых стволах устанавливаются системы изоляции и обеспечивается доступ

для повторного ввода инструмента. Эксплуатация в такой системе может быть

или сепарированная, или смешанная, но латерали (боковые стволы) не

являются механически соединенными с основной скважиной, точки сочленения

не являются изолированными, и защита боковых стволов не обеспечена.

Рисунок 1 - Система заканчивания

многоствольных скважин MLT -

2000 с изоляцией притока и

доступом для повторного ввода

инструмента

Рисунок 2 - Альтернативная

конфигурация системы

заканчивания многоствольных

скважин MLT -2000

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

17

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

: «

Отчет

о НИР

Интенсификация

добычи нефти на

Барсуковском нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

Условные обозначения (Рисунок 1):

1 - Обсадная колонна диаметром 9-5/8"; 2 - двухколонный пакер; 3 -

патрубок повышенной прочности -Durasleeve; 4 - центратор (рифленый или со

сквозными

отверстиями

для

отвода

жидкости

из

бокового

ствола

в

укороченную колонны); 5 - патрубок доступа на длинной колонне; 6 -

ориентирующая собачка-защелка (храпового механизма); 7 - опционный

хвостовик, спущенный в горизонтальный ствол с пакером гидравлического

действия; 8 - пакер, использующийся для многоствольного бурения; 9 -

ориентирующий ниппель (патрубок); 10 - направляющий патрубок повторного

ввода инструмента.

Условные обозначения (Рисунок 2):

1 - Обсадная колонна диаметром 9-5/8"; 2 - двойной пакер (с двумя

комплектами манжет); 3 - патрубок повышенной прочности -Durasleve; 4 -

шарнирное соединение; 5 - хвостовик горизонтального ствола диаметром 7"; 6 -

патрубок доступа; 7 - скважина диаметром 8-1/2"; 8 - ориентирующий ниппель

со стыковочным стопорным приспособлением; 9 - полый отклонитель и

ориентирующая

собачка-защелка;

10

-

пакер,

использующийся

для

многоствольного бурения; 11 - приемное гнездо пакера и устройство изоляции;

12 - направляющий патрубок повторного ввода инструмента.

Критическим моментом при системе заканчивания многоствольных

скважин MLT - 2000 с изоляцией притока и доступом для повторного ввода

инструмента

и

альтернативной

конфигурация

системы

заканчивания

многоствольных скважин MLT -2000 является целостность пласта в точке

соединения, и никакой изоляции здесь не предусмотрено.

Доступ

для

повторного

ввода

инструмента

обеспечивается

при

использовании

скважинного

кривого

переводника

и

направляющих

инструментов для наклонного бурения. Возможность регулирования расхода не

предусмотрена. [6]

Технология системы многоствольного бурения mlt – 3000

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

18

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

: «

Отчет

о НИР

Интенсификация

добычи нефти на

Барсуковском нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

Как показывает практика внедрения новой технологии, в некоторых

случаях существуют определенные технические характеристики, которые

являются

критическими

при

решении

вопросов

применения

системы

многоствольного

бурения.

В

частности,

и

основная,

и

каждая

из

горизонтальных скважин должны иметь одинаковые возможности доступа,

целостность, управляемость (возможность регулирования процессов), вне

зависимости от того, пробурены ли боковые стволы в новой скважине или в

существующей ранее.

Основные параметры включают следующее:

- Возможность сочленения. Хвостовик латерали должен иметь обратное

механическое соединение с обсадной колонной основной скважины.

- Изолированность. Узел сочленения бокового ствола с основной

скважиной должен быть гидравлически изолирован от окружающих пластов

(для требований контроля и дальнейшей изоляции бокового ствола).

- Доступ. Должна быть обеспечена возможность повторного доступа в

любой выбранный боковой ствол без использования бурового станка.

- Возможность внедрения технологии многоствольного бурения. Система

должна обеспечивать возможность бурения нескольких латеральных (боковых)

стволов из одной общей скважины.

- Универсальность. Система должна быть применима и для заканчивания

новых скважин, и для ремонта существующих скважин.

- Совместимость с цементированием хвостовика. Система должна

обеспечивать цементирование жесткого хвостовика обсадной колонны.

- Контроль характера изменения притока. Система должна обеспечивать

возможность полной или частичной изоляции БС.

- Технологическое обеспечение. С целью снижения риска для внедрения

системы необходимо использовать обычные или проверенные на практике

технологии. [7]

Наиболее важные особенности дизайна

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

19

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

: «

Отчет

о НИР

Интенсификация

добычи нефти на

Барсуковском нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

Связность системы.

Механическое соединение хвостовика горизонтального ствола с обсадной

колонной основной скважины осуществляется таким образом, что часть

хвостовика остается в обсадной трубе основного ствола и фиксирования его в

пласте при помощи подвесного устройства для хвостовика и цемента.

Поскольку диаметр обсадной колонны бокового ствола с горизонтальным

окончанием на один размер меньше диаметра обсадной колонны основной

скважины, то на забое можно использовать скважинный инструмент большего

размера.

Изолированность.

Узел соединения горизонтального ствола и основной скважины запечатан

специальным

герметиком

-

материалом,

который

используется

для

изолирования боковых стволов друг от друга и от основной скважины.

Хвостовик может быть зацементирован в пласте в один или два этапа.

При работах, проводимых в два этапа, на первом используется обычный

цемент.

На втором этапе используется герметик M-Seal - материал, специально

разработанный

компанией

Halliburton,

который

обеспечивает

высокую

стойкость при сильных динамических воздействиях.

Поскольку в системе «скважина – боковой ствол» обеспечивается

независимый контроль каждого бокового ствола или части его, то при

проведении работ каждый боковой ствол можно рассматривать как отдельную

скважину.

Изолированные

боковые

стволы

позволяют

обеспечить

контроль

нежелательных проявлений или притоков воды и газа. В обсадной колонне

основной скважины можно установить также эксплуатационную насосно-

компрессорную трубу (НКТ), проходящую через узел соединения бокового

ствола с основной скважиной, что в дальнейшем позволит обеспечить

управление и контроль процесса эксплуатации.

Возможность доступа.

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

20

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

: «

Отчет

о НИР

Интенсификация

добычи нефти на

Барсуковском нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

Система обеспечивает возможность повторного ввода в изолированные

боковые стволы соединенной трубы, спиральной НКТ или проводной линии

связи. В любом горизонтальном стволе могут быть установлены инструменты

полного обслуживания скважины, пакеры для обработки пласта, оборудование

заканчивания и другие инструменты, обеспечивающие возможность ремонта

скважины без установки бурового станка. Доступ в горизонтальную скважину

обеспечивается посредством отклонителя, установленного в узле пакера в

основной скважине (размер отклоняющего устройства равен полному диаметру

скважины).

Затраты на бурение и интенсификацию газоотдачи угольных пластов

являются основной составляющей в затратной части проектов по добыче

метана, их оптимизация на основе результатов экспериментальных работ

значительно сократит стоимость промышленных скважин по сравнению со

стоимостью экспериментальных скважин.

Зарезка и бурение боковых стволов позволит решить ряд актуальных

задач:

• увеличение дебита скважин за счёт вскрытия продуктивных горизонтов

дополнительным стволом;

• вовлечение в разработку новых объектов на действующем фонде

скважин;

• создание единой депрессионной воронки;

• уменьшение объёмов бурения новых скважин;

• значительное снижение объёмы отходов бурения за счёт малого

диаметра и длины ствола скважины;

• существенное снижение техногенной нагрузки на окружающую среду;

• избежание дополнительных затрат на строительство площадок, дорог,

ЛЭП, систем газосбора под эксплуатационные скважины, а, следовательно,

сокращение капитальных вложений на разработку месторождений. [8]

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

21

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

: «

Отчет

о НИР

Интенсификация

добычи нефти на

Барсуковском нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

За последние 20 лет, запасы новых месторождений уменьшились в 4 раза,

доля крупных месторождений среди вновь открываемых снизилась до 10%,

ухудшаются коллекторские свойства продуктивного пласта и качественный

состав насыщающих их флюидов.

Существенно

осложнились

геологические

условия

на

объектах

проведения поисковых и разведочных работ. В большинстве регионов ресурсы

нефти и газа до глубины 2,5...3,0 км уже разведаны и многие из них давно

эксплуатируются.

Высокая выработанность запасов является неизбежным следствием

обводненности продукции и снижением дебитов скважин.

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.

Применяются разные методы ЗБС из скважин бездействующего фонда:

вырезание

участка

колонны,

бурение

с

отклоняющего

клина.

Причем

эксплуатация боковых стволов эффективна для всех типов залежей.

Себестоимость дополнительно добытой нефти из вторых стволов, как

правило, ниже её среднего значения по месторождениям, а затраты на их

строительство окупаются в течение 1-2 лет.

Дополнительный эффект можно получить от совмещения зарезки

боковых стволов с другими технологиями.

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

22

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

:

«

Отчет

о

НИР

Интенсификация

добычи

нефти

на

Барсуковском

нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Токарева, Т.В. Опыт и эффективность бурения, эксплуатации боковых

стволов на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений [Текст] /

Т.В. Токарева // Нефтегазовое дело. -2011. -№2. - С.457-468.

2. Устькачкинцев, Е.Н. Определение критериев выбора скважин-кандидатов

для зарезки в них боковых стволов [Текст] / Е.Н.Устькачкинцев, Р.Я.Хусаенов,

Н.В.Макаров // Нефтяное хозяйство. -2013. -№2. - С.78-81.

3. Гауф, В.А. Разработка технологий реконструкции малодебитных скважин

сооружением боковых стволов [Текст] / В.А.Гауф. -Тюмень. -2014.

4.

Исхаков,

Р.Р.

Методы

проектирования

разработки

газовых

месторождений с применением боковых стволов [Текст] / Р.Р.Исхаков. -2014.-25с.

5 Чернышов, С.Е. Основные направления повышения эффективности

строительства боковых стволов [Текст] / С.Е.Чернышов // Нефтяное хозяйство.

-2011.- №8.-С.98-101.

6.

Бакиров,

И.М.

Совершенствование

разработки

малых

нефтяных

месторождений с высоковязкой нефтью с применением новых технологий [Текст]

/ И.М.Бакиров, Р.Г.Рамазанов, С.В.Насыбуллина // Нефтяное хозяйство. -2011.

-№7. - С.26-29.

7. Исхаков, Р.Р. Методика проектирования боковых стволов скважин на

месторождениях Западной Сибири с учетом поздней стадии разработки [Текст] /

Р.Р.Исхаков, С.А.Воронов // Нефтяное хозяство. -2012. -№1. - С.38-41.

8.

Чернышов,

С.Е.

Совершенствование

технологии

строительства

дополнительных

стволов из ранее пробуренных

скважин [Текст] / С.Е.

Чернышов // Нефтяное хозяйство. -2010. -№6. - С.22-24.

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

23

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

:

«

Отчет

о

НИР

Интенсификация

добычи

нефти

на

Барсуковском

нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

ИНДИВИДУАЛЬНЫЙ ПЛАН МАГИСТРАНТА

по выполнению научно-исследовательской работы №1

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы

Индивидуальный рабочий план магистранта по НИР №1

Дата

Основные виды деятельности

01.02.2019 –

28.02.2019

1.

Постановка

и

обоснование

актуальности

выбранной темы научного исследования

01.03.2019 –

31.03.2019

2.

Зарубежный опыт применения исследуемой

технологии на месторождениях

01.04.2019 –

30.04.2019

3.

Отечественный

опыт

применения

исследуемой технологии на месторождениях

01.05.2019 –

31.05.2019

4.

Заключение,

где

представлены

основные

проблемы по теме научного исследования

Научный руководитель _____________________/ /

Магистрант _____________________/ /

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

24

,

– 18-7

Джафаров Гундуз Шахбаз Оглы РМмз

:

«

Отчет

о

НИР

Интенсификация

добычи

нефти

на

Барсуковском

нефтегазоконденсатном

»

месторождении с использованием технологии зарезки боковых стволов

ОТЗЫВ НАУЧНОГО РУКОВОДИТЕЛЯ

по выполнению научно-исследовательской работы №4

студента гр. РМмз-18-7 Джафарова Гундуз Шахбаз Оглы

на тему «Интенсификация добычи нефти на Барсуковском

нефтегазоконденсатном месторождении с использованием

технологии зарезки боковых стволов»

В ходе выполнения научно-исследовательской работы, пройденной на базе

университета, студент выполнил сбор, систематизацию и анализ теоретического

материала по выбранной теме, сравнил зарубежный и отечественный опыт

применения исследуемой технологии на месторождениях; выявил проблемы по

теме научного исследования, сформировал, цели и задачи научного исследования,

оценил актуальность решения поставленных задач.

Таким образом, научно-исследовательская работа студента Джафарова

Гундуз Шахбаз Оглы на тему «Интенсификация добычи нефти на Барсуковском

нефтегазоконденсатном месторождении с использованием технологии зарезки

боковых стволов» соответствует требованиям,

изложенным в образовательных

стандартах, и заявленной теме исследования в целом, работа заслуживает оценки

«удовлетворительно» - 61 балл.

Научный руководитель

Доцент, к.т.н. Савастьин М.Ю.

:

,

.

.

.

.

.

Руководитель доцент к т н Савастьин М Ю

25