Разработка технологий реконструкции малодебитных скважин сооружением боковых стволов

    В Западной Сибири программа бурения  БГС из эксплуатационных колонн нефтяных скважин реализуется на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаза», «Лукойл-Когалымнефтегаз», «СИБнефть-Мегионефтегаз», «СИБнефть-Ноябрьскнефтегаз», «ТНК-Нижневартовскнефтегаз» и др.

    Федоровское  УПНП  и  КРС  ОАО «Сургутнефтегаз» (со 2-й половины 2000 г. – Управление по забуриванию боковых стволов - УЗБС) осуществляет бурение БГС с целью ликвидации обводненности продукции (более 90 %) и восстановления герметичности эксплуатационных колонн, а также восстановления нерентабельных и скважин с неликвидируемыми авариями. Например, за период 1998-2001 г.г. на Западно- и Восточно-Сургутском, Федоровском, Савуйском, Яунлорском, Родниковом месторождениях пробурено 112 боковых стволов из эксплуатационных колонн добывающих скважин (таблица 1). 

Таблица 1 – Основные показатели бурения  боковых стволов в

Федоровском УПНП и КРС

    Бурение осуществлялось согласно выбранным  участкам размещения горизонтальных эксплуатационных забоев с учетом состояния структуры остаточных запасов нефтяных залежей. Длина горизонтальных стволов составила в среднем 200 м. Зарезание «окна» выполнялась с промывкой солевым раствором соответствующей плотности с регулируемыми реологическими характеристиками, обеспечивающими вынос металлической стружки на поверхность. При бурении бокового стола и горизонтального участка применялись для промывки различные биополимерные растворы.

    Способ  бурения БГС - ориентированный, при котором использовались телеметрическая система  Sperry-Sun  (DGWD en)  и забойные двигатели-отклонители Д-106, ДО-106 (1^о), ДО-106 (1,5^о), ДР-106 с РУП (1,75^о), ДГ-105 (2^о). Применялись долота диаметром 123,8 мм следующих типов: СЗ-ЦАУ R-204, 4⁷/₈² (123,8 мм) STR-1. Бурильный инструмент включал спиральные утяжеленные и бурильные трубы диаметром 73 мм.

    Крепление скважин осуществлялось спуском 101,6 мм колонны, оснащенной центраторами Wheatherford и хвостовиком с фильтрами. Вызов притока из пласта и освоение скважин осуществлялся при промывке пеной с применением установки «гибких» труб, с последующим спуском скважинного насосного оборудования.

    Эффективность строительства БГС оценивалась  по данным их эксплуатации, в результате которой было дополнительно добыто 500 тысяч тонн нефти (данные ТО «СургутНИПИнефть»).

    Прогнозная  дополнительная добыча нефти из БС (с начальной обводненностью продукции до 97 % и дебитом нефти менее 1 т/сут из подлежащих реконструкции скважин) оценивается в 1395,3 тысяч тонн и в среднем на один БС составляет 13,81 тысяч тонн нефти.

    Анализ  результатов показывает, что дополнительная добыча от применения БС существенно выше, по сравнению с дополнительной добычей от других методов воздействия на пласт (таблица 2). 

Таблица 2 – Результаты сравнительной оценки методов воздействия на продуктивные низкопроницаемые пласты

    Вместе  с тем детальный анализ и накопленный  опыт позволил выявить следующие  проблемные вопросы, которые требуют  более детального изучения и исследования:

1. отсутствует научная система промыслово-геологического и гидродинамического обоснования заложения БГС как части единой системы разработки залежи;
2. проектирование бурения БГС осуществляется по профилю, не являющимся оптимальным для конкретных условий месторождения и не учитывающим пространственное искривление БС как до входа в продуктивный пласт, так и в самом пласте;
3. не оптимизированы длина и форма горизонтального участка БГС скважин;
4. требует оптимизации гидравлическая программа бурения БГС, в том числе с использованием биополимерных буровых растворов;
5. не разработана эффективная конструкция забоя БГС для конкретных геолого-физических свойств пласта-коллектора;
6. не разработана программа повышения показателей бурения БС, особенно при бурении его горизонтального участка;
7. не решена проблема создания герметичного цементного кольца за потайной колонной-хвостовиком в условиях малых кольцевых зазоров и применения изоляционных пакеров в литологически неоднородной части нефтяной залежи (при частичном попадании ГС в зоны ВНК и ГНК), а также эффективного применения комплексов для регулируемого разобщения продуктивных пластов, вскрываемых БГС.
8. является актуальной проблема развития и совершенствования технологий многоствольного бурения при строительстве БГС.

    Во  втором разделе приведена корректировка методики расчета пространственного профиля БГС исходя из следующих граничных условий: глубины зарезания БС (Н₃), параметров траектории ствола в точке его зарезания ( , ), отклонения точки входа БС в продуктивный пласт от эксплуатационного забоя бездействующей скважины (А_ТВП), угла входа БС в продуктивный пласт ( ), допустимой интенсивности искривления в интервалах набора кривизны (i_н/10 м), максимально возможной длины горизонтального участка, величины «коридора» допуска входа в продуктивный пласт в пределах ГНК и ВНК.

    В начале в программу расчета вводятся исходные данные для бурения БС и граничные условия. Затем определяется угол входа в продуктивный пласт (Буслаев В.Ф., Кейн С.А.) по формуле

                   , град    (1) 

где  - конечный зенитный угол БС, град.; h_пл - толщина продуктивного пласта, м; R - радиус искривления на данном участке, м.

    Основным  элементом расчета пространственного  профиля является определение азимутального угла поправки ( ), необходимого для коррекции начального зенитного угла непосредственно перед началом бурения (относительно круга и коридора допуска), который рассчитывается по формуле: 

                   ,    (2) 

где - азимутальное искривление на каждом интервале, град.; - отклонение БС от вертикали до точки входа в продуктивный пласт, м.

    Поправка  на начальный азимутальный угол определяется по формуле: 

                   ,      (3) 

где - поправка азимутального угла на каждом последующем интервале, град.; - начальный азимутальный угол, град.

    Начальный зенитный угол определяется по формуле: 

                   ,   (4) 

где А¹ – отклонение забоя от вертикали с учетом азимутального угла поправки, м; 

                   ,     (5) 

где А_ТВП  - расстояние от вертикали до точки входа в пласт, м; - суммарное изменение азимутального угла, град.; R₁, R₂ – радиусы искривления, соответственно, на 1-м и 2-м участке  набора  кривизны, м; Н – вертикальная проекция искривленных участков ствола скважины, м; - зенитный угол входа БГС в продуктивный пласт, град.

    Алгоритм  расчета пространственного профиля  БГС с учетом предлагаемой корректировки методики приведен в диссертационной работе.

    Третий  раздел посвящен совершенствованию системы промывки БГС скважин. Показано, что основными проблемами промывки пологих, наклонно направленных и горизонтальных стволов скважин являются:

• низкая степень очистки ствола скважины от влияния таких факторов, как эксцентричное расположение бурильной колонны (негативное влияние вихрей Куэтта-Тэйкора при ее вращении), «дюнообразование» и движение шламовых «дюн» против направления потока бурового раствора, эффект Бойкота (ускорение осаждения шлама в наклонных участках ствола), кривизна ствола при величинах зенитных углов =35-55^о, кольцевое пространство которого наиболее трудно очищается от шлама, реологические свойства и режим течения промывочной жидкости и др.;
• обеспечение устойчивости пород, связанной как с величиной зенитного угла ствола, так и с его ориентацией относительно горизонтальных напряжений в массиве горных пород, определяемых интенсивностью искривления ствола и абсолютными значениями ;
• повышение эффективности доведения до забоя скважины, фактически создаваемой нагрузки на долото, зависящей от сил сопротивления подаче бурильной колонны и КНБК. Последние обусловлены с силами контактного давления, которые зависят: от плотности материала труб и бурового раствора, диаметра труб и ствола, зенитного угла и интенсивности искривления, а также осевых сил продольного изгиба колонны;
• максимально возможное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта за счет предотвращения проникновения в него твердой фазы раствора и фильтрата, обеспечение физико-химической совместимости фильтрата с породой и насыщающими пласт флюидами.

    В начале при бурении БС и вскрытии продуктивных пластов применялись малоглинистые пресные буровые растворы, обработанные КМЦ, а также малоглинистые полимерсолевые буровые растворы (МПБР), которые не обеспечивали сохранность ФЕС продуктивной части пласта и не позволили исключить осложнения при бурении и креплении БС.

    Поэтому, начиная с 1999 года, для условий  Федоровского УПНП и КРС  было предложено применять для промывки БГС биополимерные растворы фирмы ИКФ. Успешное их применение позволило в дальнейшем более широко использовать данные растворы в ОАО «Сургутнефтегаз», где в настоящее время применяются системы биополимерных растворов: ИКФ (Волгоград) и рецептуры СургутНИПИнефть (разработаны под руководством О.А. Лушпеевой) на основе биополимера КЕМ-Х и ХВ-полимера, в состав которого входят ксантановая смола, хлорид натрия и Tylose (КМЦ).

    Для оценки эффективности применения биополимерных  буровых растворов были проведены экспериментальные исследования по определению степени влияния буровых растворов на коллекторские свойства образцов керна на установке по оценке степени повреждения пласта FDES-650Z фирмы Coretest systems (совместно с Е.А. Усачевым, Т.В. Грошевой). Исследовались образцы кернов продуктивного пласта АС₁₀ Лянторского месторождения, подготовленные для экспериментов в соответствии с действующим стандартом. В качестве биополимерного раствора исследовался раствор фирмы ИКФ и, для сравнения, традиционно применяемый в Западной Сибири при бурении скважин и вскрытии продуктивных пластов полимерглинистый буровой раствор на основе Kem Pas и Poly Kem D.

    Исследования  показали, что коэффициент восстановления проницаемости полной колонки кернов после воздействия бурового биополимерного раствора в 1,8 раза выше, чем после воздействия полимерглинистого раствора.

    Отличительной особенностью влияния биополимерного бурового раствора на керн является достаточно быстрое создание прочного кольматационного экрана с затуханием процесса фильтрации. Толщина образовавшейся корки при этом составляет 1¸2 мм, что существенно меньше, чем при воздействии полимерглинистого раствора. Положительные результаты были получены при промысловых гидродинамических исследованиях состояния околоскважинной зоны пласта БГС в скв. 3022 на Восточно-Сургутском месторождении, которые показали, что здесь был достигнут отрицательный «скин-эффект».

    Результаты  эксплуатации БГС, пробуренных на данном месторождении с промывкой биополимерными растворами, приведены в таблице 3.