Обоснование технико-технологических решений по выработке остаточных запасов нефти боковыми горизонтальными стволами

Как известно, эксплуатационные затраты на высокообводненный фонд скважин зачастую превышают доходы от реализации добываемой нефти. В этой связи оценка экономической составляющей должна выполняться на достоверные прогнозируемые технологические показатели. Оперативность выполнения этой оценки также влияет на экономическую эффективность. Действующий фонд (ДФ) нефтяных скважин компании ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на конец 2013 г. составил более 1700 скважин. В 2013 г. было введено 94 новых скважины, 57 боковых стволов (БС) и углублений. Даже при таких объёмах ввода новых скважин и проведении геолого-технических мероприятий (ГТМ), от эффективной работы с существующим фондом нефтяных скважин зависят ключевые экономические показатели предприятия. Количество нерентабельных скважин в 2013 г. по параметрам низкого дебита нефти и высокой обводненности оценивалось на уровне 700 скважин, что составляло порядка 40% от всего ДФ.

В настоящее время остаточные извлекаемые запасы компании ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» составляют более 300 млн.т. нефти из них в категории АВС1 порядка 80%, в подгруппах – «разбуренные» и «не разбуренные» 60% и 40% соответственно. При структуризации подгруппы «разбуренные» выделенные запасы под действующим и бездействующим фондом соотносятся как 50/50, при этом в подгруппе бездействующих суммарные запасы под аварийным фондом и обводненным около 70%, что составляет чуть более 50 млн.т. остаточных извлекаемых запасов. Поддержание уровней добычи нефти на месторождениях с высоким значением выработки начальных извлекаемых запасов, высокой обводненностью в основном обеспечено адресной работой с фондом скважин. Однако, результаты работ по эксплуатации наклонно-направленных и горизонтальных скважин и проведение таких геолого-технических мероприятий, как оптимизация работы погружного оборудования, ремонтно - изоляционные работы, методы интенсификации добычи нефти и др., должны соответствовать показателям проектирования, основанным на детализации особенностей геологического строения залежей и анализе опыта применения технологии горизонтального вскрытия.

Главной задачей многих нефтегазодобывающих предприятий в настоящее время является стабилизация или снижение темпа падения добычи углеводородного сырья на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки. Общепризнанно, что наиболее эффективный способ повышения нефтегазодобычи – бурение боковых наклонных или горизонтальных стволов.

Бурение боковых стволов и столов с горизонтальным участком из старых обсаженных эксплуатационных скважин позволяет на конечных стадиях разработки месторождения повысить нефтеотдачу пластов за счет направленного разбуривания «целиковых» зон с высокой нефтенасыщенностью невы-работанных скоплений углеводородов, а при буре- нии боковых стволов горизонтальных скважин – увеличить охват пласта за счет роста зоны дренирования из расчета на одну скважину. При этом снижаются капитальные затраты на разбуривание и обустройство нефтяного месторождения при одновременном увеличении коэффициента извлечения нефти.

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

Основными требованиями к проходке горизонтальных боковых стволов являются [1-8]:

• 1)    вскрытие кровли пласта в 90-110 м от основного ствола;

• 2)    проходка по горизонтали 50-100 м с колебанием по вертикали;

• 3)    горизонтальная часть ствола должна проходить не менее чем в 2-4 м от ГНК и ВНК;

• 4)    качество цементирования заколонного пространства второго ствола в интервале от устья зарезки – 2 м ниже кровли пласта, цементирование горизонтальной части ствола с последующей перфорацией или спуском фильтров решается перед началом бурения;

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

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

Выбор скважины для забуривания второго ствола определяется состоянием эксплуатации скважины (обводненность продукции, причина обводнения или дебитами по жидкости), остаточными запасами, технологической эффективностью применяемых методов воздействия, текущей нефтенасыщенностью пласта и его строением. При выборе варианта расстановки скважин с ответвляющими стволами необходимо исходить из того, чтобы при эксплуатации второго ствола скважины добыча нефти достигла не менее 10-12 тыс. тонн до обводненности продукции 95%.

Основными критериями выбора скважин со вторыми стволами являются:

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

• –    текущие балансовые запасы нефти на неконтактных участках не менее 65 тыс. тонн, на контактных участках — не менее 98 тыс. тонн;

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

• –    нефтенасыщенная, контактная с водой, толщина пласта не менее 6 м;

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

На сегодняшний день боковые стволы скважин, пробуренные на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» имеют различные типы профилей, их классифицируют по следующим признакам:

• 1.    Горизонтальные стволы – максимальный угол превышает 65;

• 2.    Пологие стволы – максимальный угол в пределах 48-65;

• 3.    Наклонно-направленные стволы – менее 48, пробуренные по заданной траектории с использованием телеметрических систем;

• 4.    Не ориентируемые стволы навигационного сопровождения системами.

Результаты и обсуждение.

Наибольший эффект ожидается при бурении многоствольных и разветвленно - горизонтальных скважин, так как устройство и технология будут применяться не только при бурении, но также при избирательном проведении геофизических исследований и воздействии в процессе эксплуатации.

Особо следует отметить возможности при бурении разветвленно-горизонтальных скважин с установок непрерывных труб. В этом случае каждый дополнительный ствол может быть пробурен одним спуском, в то время как при бурении обычными бурильными колоннами потребуется как минимум два спуска инструмента.

Точно также упрощается обслуживание многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин в процессе эксплуатации и проведении геофизических исследований при помощи установок непрерывных труб, а именно, за один спуск можно избирательно провести требуемые работы на любом ответвлении или основном стволе.

Такой вид ремонта как зарезка и бурение боковых стволов применяется на обводненных и бездействующих скважинах с целью интенсификации системы разработки месторождения и вовлечения не-дренируемых запасов нефти. Работы ведутся силами Федоровского УПНПиКРС. Для бурения боковых направленных и горизонтальных стволов привлекается ИТС УПНПиКРС.

Основные выводы:

• 1.    Выполненный анализ бурения боковых стволов в регионах Урало-Поволжья и Западной Сибири показал, что несмотря на несовершенство основных технологий ориентированного бурения, крепления ствола и освоения скважин окупаемость затрат на их строительство в среднем составляет 2...3 года.

• 2.    Разработаны методики расчетов осевых нагрузок трения при бурении боковых стволов различного профиля, а также гидравлических сопротивлений в скважинах с учетом утечек жидкости через резьбовые соединения бурильной олонны.