2.7. Обоснование и выбор проектируемого технического решения для интенсификации добычи нефти

В связи со вступлением наиболее значимых по запасам месторожде­ний Удмуртии в позднюю стадию разработки особо актуальным стал воп­рос о стабилизации добычи нефти на основе увеличения КИН. С целью ста­билизации добычи нефти начато применение высокоэффективных техно­логий увеличения нефтеотдачи пластов, бурение ГС и БГС.

Сегодня в действующем фонде добывающих скважин, например в ОАО «Удмуртнефть» числится около 4 тыс. скважин, из них порядка 25 % характеризую­тся обводненностью более 90 %. Этот фонд является весьма перспективным с точки зрения вовлечения в разработку недренируемых или слабодренируе­мых запасов за счет бурения БГС.

В связи со сложным геологическим строением нефтяных объектов, вы­сокой и повышенной вязкостью нефти их разработка сопровождается высо­кими темпами обводнения добывающих скважин, низким охватом нефтяных пластов вытеснением как по площади так и по разрезу.

Данные промысловых и геофизических исследований в добываю­щих и нагнетательных скважинах, а так же теоретические исследования показывают на неравномерность выработки запасов по разрезу и по площа­ди. Выработкой охватываются в основном высокопроницаемые продуктив­ные пласты. Нефтенасыщенные интервалы продуктивных пластов вблизи ВНК и ГНК, как правило, перфорацией не вскрывались. Довыработка запасов этих зон путем бурения БГС позволяет вовлечь их в разработку. В данных условиях текущего состояния разработки и выработки за­пасов нефти башкирского объекта эффективностью по активизации выра­ботки слабодренируемых зон объекта может обладать технология бурения вторых стволов (БГС), в те участки разреза, где выявлены целики нефти. При этом профиль бокового горизонтального ствола необходимо бурить по нис­падающей пологой траектории, избегая перегибов траектории ствола с пос­ледующим набором высоты.

Анализируя карты остаточных подвижных запасов и нефтенасыщенных толщин, можно выделить недренируемые зоны почти во всех блоках. Для вовлечения их в процесс разработки предполагается бурение боковых гори­зонтальных стволов.

2.8. Проектирование технического решения для реализации на данном месторождении

Проектирование зарезки боковых горизонтальных стволов (БГС) из высокообводненных скважин – 402, 404 и 407. Вместо двух вертикальных скважин – бурятся две горизонтальные скважины (ГС) Разработка на естественном режиме. Предусмотрен ввод скважины 410 с вышележащего (верейского) объекта и перевод скважин на вышележащие объекты.

Сетка скважин – неравномерная с расстоянием между скважинами 300 -375 м. Фонд добывающих скважин – 10. Удельные извлекаемые запасы на одну добывающую скважину 47,3 тыс. тонн. Проектный уровень добычи нефти 20,9 тыс. тонн или 4,5 % НИЗ. Проектный срок разработки по 2057 год. Расчетный КИН без учета экономической оценки 0,339. Схема размещения БГС и ГС на Западном поднятии показана на рисунке 6.

Одним из наиболее эффективных методов повышения производительности скважин, повышения темпов отборов нефти, увеличения конечного коэффициента извлечения нефти, является применение технологии вскрытия продуктивного пласта боковым стволом. Данная технология может быть применена, как при строительстве новых скважин, так и при зарезке боковых стволов из существующих скважин. По сравнению со строительством новых скважин зарезка боковых стволов позволяет обеспечить значительную экономию капитальных вложений. Другим важным преимуществом является то, что зарезка БС из действующего фонда скважин позволяет об существенно экономить затраты на обустройство. При этом не требуется большого дополнительного отвода земель во временное пользование под площадки скважин и промысловые коммуникации.

С позиции повышения эффективности разработки месторождений бурение БС позволяет активизировать разработку слабо вырабатываемых, застойных зон залежей.

Рисунок 6. Схема размещения БГС и ГС

В качестве скважин - кандидатов для зарезки боковых стволов, обычно рассматриваются скважины, достигшие нижнего предела дебитов, установленных проектным документом, обводнившиеся пластовой или закачиваемой водой, а так же аварийные скважины, в которых ликвидировать аварию существующими методами невозможно.

Основными факторами, определяющими выбор скважин и план подготовки ствола к ремонту (бурению БС) являются:

• герметичность обсадных колонн;

• наличие и местоположение дефектов колонн;

• наличие и состояние цементного камня за колоннами;

• наличие и местоположение интервалов заколонных перетоков;

• проходимость инструмента по стволу скважины;

• наличие зон с осложненными условиями бурения в интервале предполагаемого бурения бокового ствола;

• технологические возможности восстановления герметичности колонн, цементного камня, проходимости инструмента по стволу скважины;

• соответствие уровня затрат на проведение работ поставленным целям и планируемому увеличению дебита.

Следует отметить, что в большинстве данные скважины имеют значительный срок эксплуатации, цементный камень и обсадные трубы, спущенные в них в течении длительного периода времени подвергались воздействию жидкостей, вызывающих коррозию. На данных скважинах проводились неоднократные ремонтные работы, при проведении которых обсадная колонна и цементный камень подвергались дополнительным нагрузкам. Эти обстоятельства существенно снижают надежность крепи скважины. Еще одной особенностью является то, что при зарезке и бурении бокового ствола обсадные трубы и цементный камень испытывают значительные нагрузки. Действующие «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» определяют требования к конструкции скважин в части надежности, технологичности и безопасности. Она должна обеспечивать условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности.

Перед проведением работ по зарезки БС производятся исследования состояния цементного камня и обсадной колонны геофизическими и гидравлическими методами.

При выявлении дефектов крепи скважины необходимо провести ремонтно-изоляционные работы по индивидуальному плану работ. Нижняя часть ствола скважины до зарезки бокового ствола ликвидируется согласно РД 08-347-00 "Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов", утвержденного постановлением Госгортехнадзора России № 10 от 22.03.00 г.

В целях снижения стоимости работ рекомендуется подготовительные работы производить силами бригады КРС с передвижного подъемника. Предлагается следующий порядок проведения подготовительных работ.

- Подъем глубинно-насосного оборудования.

- Спуск пера до забоя, промывка скважины с целью очистки призабойной зоны.

Геофизические исследования состояния крепи скважины в масштабе записи 1:500 (акустическая цементометрия, СГДТ, электротермометрия).

- Спуск шаблона-скребка на 10 м ниже интервала вырезки окна в эксплуатационной колонне. Диаметр шаблона при проведении работ в колонне - 124 мм.

- Установка цементного моста в интервале перфорации. Верхняя отметка цементного моста не менее чем на 50 м выше интервала перфорации.

- Испытание ствола скважины на герметичность методом снижения уровня и опресcовкой в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и «Инструкции по испытанию скважин на герметичность». РД 39-093-91. (Госгортехнадзор России, 1991 г).

- В случае выявления дефектов крепи скважины выполняются ремонтно-изоляционные работы по дополнительному плану работ.

- Интервал вырезания окна в колонне выбирается исходя из проектного смещения бокового ствола и геолого-технических условий. Для скважин Черновского месторождения рекомендуется вырезать окно в колонне на расстоянии 130-150 м от кровли проектного продуктивного пласта, что обеспечивает размещение точки входа в продуктивный пласт горизонтальным стволом на расстоянии 80-150 м от старого ствола. С учетом этого общая длина БГС по верейскому объекту принята равной 150 метров, по визейскому и турнейскому объектам – 230 м.