Раздел 1. Технология реконструкции скважин дополнительными боковыми и горизонтальными стволами.

1.1. Требование к ведению работ по реконструкции скважин.

Бурение бокового ствола при реконструкции скважины, которая связана с необходимостью последующего изменения конструкции скважины и ее назначения (доразведка месторождения, извлечение запасов из экранированных ловушек и т.п.) должна производится по рабочему проекту, разработанному, согласованному и утвержденному в порядке, предусмотренном разделом 1.3 ПБ 08-624-03.

Рабочий проект может разрабатываться:

• на бурение боковых стволов для реконструируемых (восстанавливаемых) скважин, расположенных на одной площади (месторождении) – групповой рабочий проект;

• на бурение отдельного бокового ствола скважины – индивидуальный рабочий проект.

• Групповой рабочий проект на бурение БС осуществляется при общности следующих признаков:

• разница глубин расположения вырезаемого «окна» в обсадной колонне не должна превышать 300 м;

• разница длин БС не должна превышать 300 м.

Групповой рабочий проект на бурение горизонтальных БС может быть использован и при бурении наклонных БС. Групповой рабочий проект на бурение наклонных БС используется только для проводки наклонных боковых стволов.

Выбор участков и зон залежей, эффективных для бурения БС должен проводиться с использованием карт текущих нефтенасыщенности и удельных запасов нефти на различные периоды разработки залежи по следующей схеме:

• выявление фонда аварийных, высокообводненных и низкодебитных скважин, реконструкция которых возможна только бурением бокового ствола;

• оценка характера выработки запасов на участках, прилегающих к выделенным скважинам-кандидатам;

• обоснование выбора точки вскрытия пласта и направления проводки горизонтальной или пологой частей БС;

• обоснование оптимальных интервалов вторичного вскрытия пласта и требований по величине максимальной допускаемой депрессии;

• обоснование перспектив применения методов воздействия на пласт, включая ГРП;

• оценка влияния ввода БС на показатели эксплуатации участка;

• технико-экономическая оценка бурения и эксплуатации БС.

1.2. Зарезка дополнительного ствола с вырезанием окна в обсадной колонне.

Метод заключается в установке цементного моста и клина-отклонителя, вырезке окна в стенке обсадной колонны на заданной глубине по заданному азимуту, бурении с заданным наклоном и кривизной скважины, расширении при необходимости ее диаметра, спуске обсадной колонны-хвостовика, креплении колонны, перфорации (если спуск колонны производится без фильтра). Метод технологически прост, экономически выгоден.

Сущность этого метода заключается в том, что в заданном интервале эксплуатационной колонны при помощи набора специальных инструментов прорезают окно-отверстие, через которое пропускают долото на бурильных трубах, бурят новый ствол скважины под необходимым углом наклона до проектной глубины, проводят комплекс геофизических работ, а затем спускают и цементируют обсадную колонну (хвостовик), после чего производят вскрытие и освоение продуктивного пласта скважины.

Рекомендуется вскрывать «окна» в интервалах, сложенных глинистыми породами, интервалах однорядной колонны (если их несколько) и в интервалах с качественным цементным кольцом (по геофизическим данным). Перед спуском отклонителя обсадную колонну проверяют шаблоном, диаметр и длина которого больше на 3-4 мм и на 2-3 м соответствующих размеров самого отклонителя.

Технико-технологические решения включают следующие технологические схемы забуривания и бурения БС:

1. Вырезание участка эксплуатационной колонны и забуривание БС с зарезного цементного моста.

2. Вырезание бокового «окна» в эксплуатационной колонне и забуривание БС с клина-отклонителя.

3. З

   Рис. 1. Схема профиля и конструкции горизонтальной скважины: L – длина по стволу, м; L_i – длина i-го участка профиля, м; А_i – горизонтальная проекция i-го участка ствола профиля, м; H_i – вертикальная проекция i-го участка профиля, м

   абуривание БС из башмака эксплуатационной колонны.

. Рис. 2. Типовая конструкция ГС с открытым забоем и фильтром-хвостовиком

Анализ существующего состояния методов крепления боковых стволов позволил рекомендовать следующие варианты крепления боковых стволов:

-

Рис. 3. Схема конструкции наклонно- направленного бокового ствола скважины

в боковые стволы, пробуренные на пласт, имеющие в близи кровли и подошвы газоводонапорные горизонты, рекомендуется спускать «хвостовик» для сплошного перекрытия ствола и цементировать «хвостовик» через башмак. Цементирование проводить цементами, имеющими расширяющие добавки. При этом появляется возможность перфорировать участки «хвостовика», которые находятся в дали от газовой шапки и подошвенной воды. В таких скважинах, применяя геофизические исследования, легче обнаружить места обводненности или загазованности, а также провести изоляционные работы (рис. 1.).

 

Рис. 4. Схема конструкции пологого ствола сккважины

спуск «хвостовика» с предварительно перфорированным фильтром и манжетным цементированием. В данном случае, могут быть использованы дополнительные надувные пакера. Этот вариант пригоден для зарезки боковых стволов на продуктивные объекты Юрских отложений.  При этом, продуктивная часть ствола остается открытой и не подверженной воздействию флюидов цемента, которые ухудшают коллекторские свойства пласта. Дебиты таких скважин выше, чем при сплошном цементировании. В случае обводнения скважины легче определить места появления воды, использую геофизические методы. Появляется возможность с помощью блокирующих жидкостей устанавливать разделительные цементные кольца и осуществлять дальнейшую изоляцию источника притока воды.

- спуск «хвостовика» до кровли продуктивного пласта. Продуктивная зона остается необсаженной. «Хвостовик» цементируется расширяющимся цементом или устанавливаются два надувных пакера, в зависимости от длины «хвостовика» и наличия газоводонаполненных горизонтов, выше или ниже нефтеносного объекта.

Такой способ крепления позволяет получить более высокий дебит, чем в предыдущих вариантах крепления боковых стволов. Однако, появляется вероятность образования глинисто-песчаных пробок в начальный период эксплуатации.

Рис. 5. Схема компоновки «хвостовика» бокового ствола с открытым забоем

Г еофизические исследования продуктивной зоны при этом будут затруднены из-за недохождения приборов до забоя. Если участок притока воды находится в начале горизонтального участка, то дальнейшая эксплуатация бокового ствола невозможна. 

- спуск «хвостовика» с фильтрами типа ФГС (рис. 1.3, 1.4, 1.5) и цементирование его при помощи манжетного устройства. Этот вариант крепления бокового ствола, как и второй, благоприятен для пласта.

П

Рис. 6. Схема компоновки «хвостовика» бокового ствола скважины

родуктивность скважины, в которой применен данный метод крепления бокового ствола, будет выше, чем при сплошном цементировании. Проведение исследовательских работ на приток пластовой жидкости и обнаружение места обводнения невозможно. В данном случае необходимо устанавливать между фильтрами разделительные цементные кольца, которые позволят определить фильтр, через который идет приток воды, с последующей изоляцией данного фильтра. При этом целесообразно предусмотреть установку на «хвостовике» разъединительных пакеров, однако отечественной промышленностью они не выпускаются.

Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:

- максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;

- применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

-

Рис. 7. Схема компоновки «хвостовика» необсаженных двух

боковых столов

условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

- положение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

- 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;

- максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Таблица 2

Размеры обсадных труб

Диаметр трубы, мм		Диаметр муфты, мм			ГОСТ, ОСТ, ТУ
наружный	внутренний		наружный	внутренний
88,9	76,0		107,0	76,0		ГОСТ 633-80
101,6	88,6		110,0	90,0		ТУ 14-161-163-96
110,0	97,0		117,0	98,5		ТУ 14-161-163-96
114,3	99,6		127,0	101,0		ТУ 14-161-163-96

Боковые стволы проектируются  к бурению из скважин, обсаженных колоннами диаметрами 139,7; 146; 168,3 мм и более. Для боковых стволов рекомендуются обсадные трубы потайных колонн-хвостовиков диаметрами 89; 101,6 и 110 (114,3) мм соответственно (табл. 2).