Конструкции боковых стволов

3.3.3 Конструкции боковых стволов

Пробуренные боковые стволы обсаживаются хвостовиком диаметром 102 или 114 мм с последующей перфорацией в продуктивной зоне или со вскрытием продуктивного пласта открытым забоем диаметром 76 – 124 мм.

Бурение БС в скважинах Туймазинского месторождения производится, в основном, из обсаженных основных стволов с диаметрами эксплуатационных колонн 140, 146 и 168 мм. При этом в результате применения долот для бурения БС соответствующего типоразмера происходит уменьшение диаметра ствола скважины (бокового ствола). Так для забуривания боковых стволов из 168 мм колонны применяются 139,7 мм, 142,9 мм, 144 мм долота и спускается хвостовик диаметром 114 мм. Если диаметр колонны – 146 мм, то применяется 123,8 мм долото и спускается 102 мм хвостовик.

Отрицательным последствием уменьшения диаметра бокового ствола является наличие малого зазора между обсадной колонной БС (102 или 114 мм) и стенками скважины, что плохо сказывается на качестве цементирования обсадной колонны.

Также малый диаметр хвостовика БС приводит к ограничению применения типоразмеров насосного оборудования, спускаемого в боковой ствол при дальнейшей эксплуатации.

Диаметр бокового ствола выбирается, исходя из требования обеспечения минимально допустимой разности диаметров между муфтами эксплуатационных труб и стенками скважины в 10 мм с точки зрения нормального спуска колонны и ее цементирования. При невозможности обеспечения такого зазора по всему стволу допускается проведение местных расширений.

Колонну эксплуатационных труб компонуют снизу вверх следующим образом: башмак, обратный клапан, кольцо – «стоп», колонна эксплуатационных труб, подвесное устройство (якорь), разъединитель резьбовой или цанговый, инструмент, на котором спускают хвостовик. Возможен спуск заранее перфорированного хвостовика. Верхний конец хвостовика располагается внутри эксплуатационной колонны на расстоянии 50 м от интервала выреза окна.

Цементирование хвостовика производится по всей длине его установки, за исключением продуктивного интервала, при этом применяется модульный отсекатель пластов (МОП), что исключает ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта при креплении скважин.

В целях повышения качества строительства бокового ствола и совершенствования конструкции скважины необходимо:

– забуривание бокового ствола производить после извлечения эксплуатационной колонны в интервале от устья до глубины вырезания «окна» и последующее бурение БС производить без потери диаметра;

– производить местные расширения бокового ствола скважины;

– цементирование хвостовика производить до кровли продуктивного пласта с оставлением забоя открытым (совершенное вскрытие пласта) или спускать заранее перфорированный хвостовик с последующим цементированием до кровли пласта.

3.4 Анализ эксплуатации скважин с боковыми стволами на Туймазинском месторождении

На Туймазинском месторождении с начала работ по зарезке боковых стволов пробурено по состоянию на 01.01.2004 года 121 БС, из них 20 скважин на территории республики Татарстан. Накопленная добыча нефти по этим скважинам составила 463,918 тыс. тонн нефти, по РТ – 172,140 тыс. тонн нефти. Всего по ООО НГДУ «Туймазанефть» пробурено 138 боковых стволов.

За 2003 год 19% добычи нефти по месторождению пришлось на скважины с боковыми стволами. При этом доля скважин с БС в эксплуатационном фонде скважин месторождения составляет 14%. Показатели работы скважин с БС показаны в таблице 13.

Основными целями строительства боковых стволов в условиях Туймазинского месторождения являются: повышение нефтеотдачи разрабатываемых объектов в результате уплотнения сетки скважин; повышение текущей добычи нефти путем восстановления действующего фонда скважин бурением боковых стволов из нерентабельных скважин, находящихся в бездействии, в консервации и ликвидированных по техническим причинам (аварии, прихват НКТ при цементировании и т.д.), вовлечение в процесс разработки застойных, тупиковых зон, доизвлечение остаточных запасов, сосредоточенных в верхних продуктивных пачках пластов девонских отложений.

Таблица 13. Показатели работы скважин с боковыми стволами Туймазинского месторождения по годам эксплуатации

Из таблицы видно, что при интенсивном нарастании числа действующих БС годовая добыча нефти и жидкости также возрастает. Наблюдается также возрастание обводненности продукции скважин по мере выработки остаточных запасов нефти в зонах дренирования боковых стволов. Обводненность продукции в последние годы находится в пределах 83,9 – 85,4%. Рост среднесуточного дебита нефти в первые годы внедрения метода обусловлен вводом в эксплуатацию боковых стволов, пробуренных на девонские пласты (1997–1999 годы), отличающихся лучшими фильтрационно-емкостными характеристиками по сравнению с пластами каменноугольных отложений. В последующем после первоначального, резкого падения средний дебит скважин по нефти колеблется в пределах 2,7 – 3,7 т/сут. Дебит по жидкости также продолжает несколько снижаться от уровней 23 – 25 т/сут до 18 – 19 т/сут.

Из всех объектов разработки достаточно высокие показатели эксплуатации имеют БС терригенных девонских залежей: на 91 скважине годовая добыча нефти в 2003 году достигла 78,077 тыс. тонн, среднесуточный дебит скважин по нефти составил 2,8 т/сут. Добыча нефти из 78 боковых стволов в 2002 году составила 87,669 тыс. тонн при среднесуточном дебите скважин по нефти 3,7 т/сут. Несмотря на бурение новых БС на девонские продуктивные горизонты в 2002–2003 годах (29 боковых стволов), добыча нефти по скважинам с БС из пластов девонских отложений снизилась по сравнению с 2002 годом на 9592 тонны, также снизился дебит скважин по нефти.

Динамика добычи нефти, среднесуточных дебитов нефти и обводненности по продуктивным горизонтам показана в таблице 14.

Таблица 14. Показатели работы скважин с БС Туймазинского месторождения по продуктивным горизонтам

Показатели работы боковых стволов характеризуются резким падением начальных дебитов по нефти (среднесуточных дебитов за первый год эксплуатации) и стабилизацией на уровне:

– по девону – 2,8 – 3,7 т/сут;

– по карбону – 1,5 – 2,0 т/сут;

и постепенным падением дебитов по жидкости.

Суммарная добыча нефти по продуктивным пластам каменноугольных отложений Туймазинского месторождения из 30 пробуренных боковых стволов на 01.01.2004 года с начала эксплуатации составляет 103,223 тыс. тонн. Суммарная добыча нефти с начала эксплуатации по пластам девона из 91 скважины с БС составляет 360,695 тыс. тонн.

Основные показатели работы боковых стволов показывают в целом эффективность технологии. Однако имеются объекты и скважины с низкими показателями. Рассмотрим последние подробнее.

На рисунках 3 и 4 приведены гистограммы распределения БС Туймазинского месторождения по дебиту нефти на текущую дату и по среднему дебиту за первый год работы.

По гистограмме рисунка 3 видно, что доля скважин с БС девонских пластов с дебитом (на текущую дату) до 1 т/сут нефти составляет 34,2%, с дебитом до 1,5 т/сут – 48,1%. Данный показатель характеризует низкую эффективность части БС с дебитом, граничащим с экономически предельным. По гистограмме, характеризующей распределение БС девонских отложений по начальным дебитам (рисунок 3), соответствующие доли малодебитных скважин меньше – 13,9% и 31,6%. Выше также и средний дебит нефти за начальный период: 5,7 вместо 2,6 т/сут. Следовательно, текущее распределение дебитов отражает процесс выработки участков залежей с БС: по мере выработки участков, эксплуатирующихся боковыми стволами, текущие дебиты скважин по нефти снижаются. Это подтверждается также данными по накопленной добыче нефти по боковым стволам, приведенными в таблице и на гистограмме распределения.

По гистограмме, характеризующей дебиты скважин с БС каменноугольных отложений, видно, что доля скважин с дебитом по нефти до 1,0 т/сут на текущую дату составляет 34,5%, а с дебитом, граничащим с экономически предельным (до 1,5 т/сут), – 44,8%. Доля соответствующих скважин по начальным дебитам составляет 10,3% и 34,5%. Средний дебиты за начальный период работы и на текущую дату (соответственно 2,2 и 2,1 т/сут) практически не отличаются.

Из этого следует, что практически половина фонда скважин с БС на Туймазинском месторождении имеют дебиты нефти, равные или ниже предельно допустимого по экономическому критерию и относятся к группе низкоэффективных или неэффективных скважин. Таким образом, основная причина низкой эффективности БС – малая продуктивность скважин.

Основная причина низкой продуктивности призабойной зоны пласта – несовершенство технологии вскрытия продуктивного пласта и заканчивания скважин.

Согласно таблицы 16 для достижения окупаемости затрат на бурение боковых стволов на Туймазинском месторождении необходимо отобрать 5,0 – 6,0 тыс. тонн нефти на один боковой ствол. Согласно таблицы 15 и гистограммы распределения БС по накопленной добыче (рисунок 5) таких скважин по девонским отложениям – 15 (20,2% от фонда БС, пробуренного на девон); по карбону – 4 (14,3% от фонда БС каменноугольных продуктивных отложений).

Таблица 16. Предельно допустимые технологические показатели зарезки боковых стволов в ООО НГДУ «Туймазанефть»

Средние значения накопленной добычи нефти по фонду БС девона составляет – 2,549 тыс. тонн, по карбону – 2,426 тыс. тонн, так как скважины последних лет отработали незначительное время. Следует отметить, что 8 скважин карбона и 18 скважин девона имеют накопленную добычу нефти в пределах 3–5 тыс. тонн, т.е. приближаются к предельным значениям.

На рисунке 6 показана гистограмма распределения БС по дебитам жидкости по состоянию на 01.01.2004 года. По ней видно, что почти половина фонда БС Туймазинского месторождения является малодебитной по жидкости. Это также является показателем низкой эффективности БС.

Так как ввод основной части БС на девонские отложения пришелся на 1999–2002 года, то эти скважины еще не отработали предельного срока окупаемости, установленного для Туймазинского месторождения (таблица 23). В настоящее время основную добычу нефти из БС обеспечивают скважины, пробуренные в 1999–2000 годах, когда весь фонд БС ООО НГДУ «Туймазанефть» был пробурен на пласты DI и DII Туймазинского месторождения (таблица 24). Скважины, пробуренные в 1999 году имеют дебиты по нефти в среднем от 5 до 9 т/сут.

Среди скважин, не достигших значений накопленной добычи нефти, соизмеримых с предельными значениями, 31 скважина имеет дебит по нефти от 2 до 10 т/сут, выше 8 т/сут имеют дебиты 7 скважин.

В целом метод показал свою эффективность, так как эффект от скважин с достаточно хорошими технологическими показателями перекрывает потери в добыче нефти из малоэффективного и неэффективного фонда БС.

Сокращение числа неэффективных БС возможно при дальнейшем совершенствовании методик обоснования бурения боковых стволов и прогнозирования показателей их работы, а также в результате оптимизации работы действующих скважин.

Следует отметить ряд высокоэффективных скважин с боковыми стволами.

Скважина №711 после бурения бокового ствола на пласт DIV в 1999 году вошла в эксплуатацию с дебитом по жидкости 108,7 м³/сут, нефти – 79,8 т/сут и обводненностью 18,1%. До проведения зарезки скважина не работала (эксплуатационный объект – DIV) ввиду сложной аварии на забое скважины. На текущий момент дебит скважины по нефти составляет 9,8 т/сут при обводненности 89,7%. Накопленная добыча нефти по скважине – 51428 тонн. Предельные значения накопленной добычи нефти были достигнуты уже в течении первого года эксплуатации (9899 тонн).

Дальнейшее бурение и эксплуатация боковых стволов пласта DIV также показали высокую технологическую эффективность мероприятия. Скважина №1116 была введена в эксплуатацию из наблюдательного фонда в 2000 году с начальным дебитом по нефти 43,2 т/ сут и обводненностью 15,5%. За первый год эксплуатации было добыто по скважине 11854 тонны нефти. Всего по скважине добыто после проведения зарезки 42412 тонн нефти. Текущий дебит скважины по нефти составляет 18,2 т/сут при обводненности 52,7%.

Таблица 17. Показатели работы БС Туймазинского месторождения по годам их ввода в эксплуатацию (по состоянию на 01.01.2004 года)

Большой интерес представляют скважины, пробуренные на тот же продуктивный пласт, который эксплуатировался до бурения бокового ствола Данные по эксплуатации этих скважин представлены в таблице 18. Практически все скважины отключали с обводненностью 98–99%, при этом ВНФ изменялся от 0,5 до 19,2 т/т. Так по скважине №1305 Туймазинского месторождения при ВНФ равном 10,56 т/т и величине отхода от старого ствола в 41 м, средний дебит по нефти после бурения БС составил 2,6 т/сут.

Таблица 18. Показатели работы скважин, эксплуатирующих тот же пласт до и после бурения боковых стволов

Анализ работы боковых стволов, пробуренных на отложения карбона, показывает их низкую эффективность. Основной фонд БС на эти продуктивные пласты был пробурен в 1996–1998 годах. На сегодняшний момент только 4 скважины достигли уровня накопленной добычи нефти выше предельно допустимых значений с точки зрения оправданности затрат на проведение мероприятия. Это объясняется худшими по сравнению с пластами девона фильтрационно-емкостными характеристиками продуктивных объектов, низкими значениями начальных и текущих дебитов по нефти и жидкости, несовершенством техники и технологии строительства боковых стволов на начальных стадиях внедрения метода. Работы по боковой зарезке на карбонаты кизеловского горизонта турнейского яруса показали, что вскрытие нефтенасыщенной части открытым забоем без применения глинистого раствора и без цементирования увеличивало продуктивность скважин, но дебиты по нефти не всегда поднимались до рентабельной величины. Применение многократных кислотных обработок с целью создания в открытом стволе каверн увеличивает приток кратковременно (до двух месяцев), т.е. низкий дебит скважин связан не только с конструкцией забоя, но и с низкой проницаемостью всей матрицы карбонатных пород нефтенасыщенных пород.

Также к основным причинам низкой эффективности бурения боковых стволов можно отнести:

– геологические (неподтверждение разреза, неоднородность, расчлененность и прерывистость пластов);

– технологические (выработанность запасов, совместная перфорация пластов в БС, низкие пластовые давления в залежах);

– технические (несовершенные параметры конструкции БС, нерациональные режимы работы скважин).

Анализ эффективности работы боковых стволов скважин Туймазинского месторождения показывает:

– низкую эффективность добычи нефти в малодебитном фонде БС, который составляет около 50% от общего количества пробуренных на месторождении боковых стволов;

– основная причина неэффективности работы БС – низкая продуктивность скважин;

– работа БС девонских продуктивных отложений характеризуются более лучшими показателями по сравнению с БС карбонатных отложений карбона;

В целом метод показал свою эффективность, так как эффект от скважин с достаточно хорошими технологическими показателями перекрывает потери в добыче нефти из малоэффективного и неэффективного фонда БС.

Сокращение числа неэффективных БС возможно при дальнейшем совершенствовании методик обоснования бурения боковых стволов и прогнозирования показателей их работы, а также в результате оптимизации работы действующих скважин.