Заканчивание дополнительных стволов нефтедобывающих скважин

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет»

C.Е. Чернышов, Н.И. Крысин

ЗАКАНЧИВАНИЕ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ СТВОЛОВ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Утверждено Редакционно-издательским советом университета

в качестве учебного пособия

Издательство Пермского национального исследовательского

политехнического университета

2013

elib.pstu.ru

УДК 622.245 Ч-49

Рецензенты:

д-р техн. наук, профессор Ю.А. Коротаев (ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент», г. Пермь);

канд. техн. наук, доцент Л.Н. Долгих (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)

Чернышов, С.Е.

Ч-49 Заканчивание дополнительных стволов нефтедобывающих скважин : учеб. пособие / С.Е. Чернышов., Н.И. Крысин. – Пермь : Изд-во Перм. нац. исслед. поли-

техн. ун-та, 2013. – 116 с. ISBN 978-5-398-01081-7

Рассмотрены и проанализированны актуальные проблемы заканчивания дополнительных стволов при реконструкции скважин на поздней стадии разработки нефтяных и газовых месторождений.

Представлен полный комплекс работ при заканчивании дополнительных стволов нефтедобывающих скважин с полным перечнем необходимых данных для проектирования работ по заканчиванию боковых (дополнительных) стволов, выбора техники, технологии, технических средств и материалов, рассмотрены наиболее эффективные технологии производства всего цикла работ на этапе заканчивания.

Предназначено для студентов, обучающихся по направлению 131000 «Нефтегазовое дело».

УДК 622.245

2

elib.pstu.ru

elib.pstu.ru

4.1.Расширяющийся облегченный тампонажный состав для крепления хвостовиков дополнительных

5.2.Режимы щелевой гидропескоструйной перфорации при вторичном вскрытии продуктивных

4

elib.pstu.ru

ВВЕДЕНИЕ

Отечественный и зарубежный опыт показывает, что реконструкция и ремонт скважин методом бурения из них боковых стволов является сложным, но очень важным технологическим процессом, позволяющим при определенных капитальных вложениях восстановить аварийные, осложненные и малодебитные скважины, проводить доразработку месторождений за счет уплотнения сетки скважин, что в конечном итоге способствует стабилизации и повышению объемов добычи нефти прежде всего при эксплуатации длительное время разрабатываемых месторождений, например Пермского края более 70 лет.

В последнее время, в связи с активным использованием геолого-гидродинамического моделирования разработки месторождений нефти и газа, появлением новейших видов навигационного оборудования, надежного и износостойкого бурового породоразрушающего инструмента, новых технологий и технологической оснастки бурение боковых стволов приобретает все большее значение.

Появилась возможность довыработки остаточных запасов нефти и газа из застойных и экранированных зон и полулинз на месторождениях находящихся в поздней стадии разработки, вовлечение в активную разработку запасов нефти водонефтяных зон и перехода на нижележащие продуктивные пласты с использованием пробуренного фонда скважин, находящихся в простое из-за аварий или по причине нерентабельной эксплуатации скважин.

Стоимость и срок окупаемости капитальных затрат на реконструкцию (восстановление) скважин методом бурения боковых стволов значительно ниже аналогичных показателей бурения новой скважины за счет использования большей части ствола ранее пробуренной скважины и имеющейся инфраструктуры месторождения.

5

elib.pstu.ru

Развитие технологии и технических средств позволяет при реконструкции вертикальных и наклонно-направленных скважин переводить их в горизонтальные или многоствольные со значительным увеличением площадей дренирования.

Наряду с указанным, бурение боковых стволов значительно уменьшает техногенное воздействие буровых работ на окружающую среду.

Анализ проблем возникающих при строительстве БС позволяет более обосновано проектировать конструкции строящихся скважин.

Особое внимание необходимо уделять технологии заканчивания дополнительных стволов скважин в виду сложности тех- нико-технологических условий ведения работ и необходимости обеспечить сохранность фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

6

elib.pstu.ru

1. ЗАКАНЧИВАНИЕ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ СТВОЛОВ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

В настоящее время в России фонд бездействующих скважин превышает 40000. Часть этого фонда можно реанимировать методом бурения дополнительных стволов. При использовании этой технологии отсутствуют дополнительные затраты на коммуникации и обустройство, появляются возможности вовлечения незадействованных участков залежей.

Дополнительный ствол – гидравлический канал связи между внутренним пространством эксплуатационной колонны и удаленной зоной фильтрации добывающей скважины, проведенный для увеличения нефтеизвлечения и интенсификации отбора нефти из застойных и/или слабодренируемых зон. Главным отличием бурения дополнительных стволов от строительства новых скважин является то, что дополнительные стволы проводятся из старых скважин. Зачастую они имеют продолжительный срок службы и ряд недостатков (снижение прочностных свойств обсадных труб, различные нарушения, ухудшение качества цементирования, обводнение пластов, наличие различного вида осложнений и аварий). Поэтому строительство дополнительных стволов требует тщательного контроля [31]. Мировой опыт работ показывает, что даже небольшой (10–15 м) увод второго ствола в сторону от основного позволяет значительно снизить количество воды в добытой нефти. Так как вторые стволы бурят на уже разрабатываемом месторождении, при их зарезке следует учитывать возможность пересечения новой скважины с ранее пробуренными. Для этого выполняют расчет траектории дополнительного ствола с учетом места его входа в пласт и расположения ранее пробуренных скважин. Для бурения дополнительных стволов используется буровой инструмент меньшего диаметра, позволяющий его свободное хождение в колонне первоначальной скважины. Например, при диаметре обсадной колонны 146 мм обычно применяют долота диаметром 123,8–124 мм, в

7

elib.pstu.ru

168-мм колонне можно использовать 124-143-мм долота и стандартный инструмент БК-73 с муфтами 105 мм. Благодаря меньшему диаметру инструмента можно добиться как значительного искривления второго ствола, так и низкой длины открытого первого ствола (что сокращает затраты на трубы) [133].

По результатам зарезки дополнительных стволов на Туймазинском месторождении в 2010 г. на залежи пласта DIV пробурено восемь дополнительных стволов (плотность сетки – 13,4 га/скв), накопленная добыча нефти из которых составляет 213,6 тыс. т нефти. Во всех дополнительных стволах было вскрыто не более одного метра нефтенасыщенной толщины, при этом интервал перфорации был максимально удален от водонефтяного контакта. Текущий дебит скважин по нефти составляет 4,0 т/сут, текущая обводненность продукции – 94,1 %. Результаты эксплуатации дополнительных стволов 750С1, 751С1, 753С1, пробуренных в краевых частях залежи, показали подтягивание контура нефтеносности. Это свидетельствует о низкой эффективности бурения дополнительных стволов в зоне, близкой к водонефтяному контакту (ВНК), т.к. при наличии остаточных запасов нефти в процессе фильтрации принимает участие в основном пластовая вода, как более подвижный флюид. В 2010 г. в среднем расчете на один пробуренный дополнительный ствол было добыто 26,6 тыс. т нефти, что свидетельствует о высокой эффективности разработки рассматриваемой залежи с помощью технологии строительства БС. Прогнозная величина КИН, рассчитанная с помощью гидродинамической модели составит 0,547, а прирост нефтеотдачи – более 14,4 %. Полученная величина КИН хорошо согласуется с ожидаемыми величинами по пласту DIV Шкаповского и других нефтяных месторождений (Белебеевское, Знаменское). В итоге, из восьми пробуренных дополнительных стволов накопленная добыча по пяти скважинам превышает 20 тыс. т. Процент успешности бурения дополнительных стволов составляет 62,5 %, что является высоким показателем [92].

8

elib.pstu.ru

Примером зарезки дополнительных стволов для выработки остаточных запасов с уплотнением существующей сетки скважин является Южно-Нурлатское месторождение. Дополнительные зарезки осуществлялись из ликвидированных, законтурных, приконтурных пьезометрических, аварийных скважин, а также высокообводненных скважин, в которых водоизоляционные работы оказались безуспешными. На данном месторождении за период 2004-2008 гг. дополнительные зарезки выполнены в 20 скважинах. Дебиты скважин по нефти составили от 4,5 т/сут. до 23,6 т/сут. Накопленная дополнительная добыча нефти 2009 г. – более 260 тыс. т. Зарезка дополнительного ствола осуществляется в интервалах плотных пород серпуховского горизонта (1100–1200 м). Длина дополнительных стволов составляет от 183 м до 440 м, отход от старого забоя от 30 м до 320 м, углы входа БС в пласт до 55°. Средний срок строительства дополнительной зарезки составляет 29 суток, при затратах 5–7,5 млн руб. (в ценах 2005 г). Средний срок окупаемости затрат составил 9–10 месяцев.

Данные свидетельствуют о высокой технологической эффективности бурения дополнительных стволов в скважинах

Южно-Нурлатского месторождения. За счет применения технологии бурения дополнительных стволов на Южно-Нурлатском месторождении решены следующие задачи:

1.Восстановлены скважины ликвидированного, бездействующего, неработающего фондов привысоких дебитахпо нефти.

2.Уплотнением существующей сетки скважин вовлечено в активную разработку 500 тыс. т остаточных запасов нефти межскважинного пространства.

3.Приостановлено снижение добычи нефти по ЮжноНурлатскому месторождению, выполняются проектные уровни отборов.

4.Выяснены критерии подбора скважин-кандидатов для бурения дополнительных стволов [90].

9

elib.pstu.ru

1.1.Скважины с горизонтальным входом

впродуктивный пласт

Несмотря на высокую эффективность добычи нефти из скважин, дополнительные стволы которой забурены в пласт под углом, при пробуренном горизонтальном участке (длиной 100– 300 м, но может достигать и 1000 м) нефтеизвлечение особенно возрастает. На практике, при выборе скважин для бурения дополнительных горизонтальных скважин (БГС) на месторождениях Западной Сибири определяющую роль играют геологотехнические параметры состояния скважины, включая: техническое состояние эксплуатационной колонны и качество ее крепления; состояние эксплуатационной колонны выше интервала установки насосного оборудования; текущие дебиты, обводненность продукции, степень выработки запасов нефти и другие; техническая возможность проводки второго, дополнительного ствола, скважины в координатах, намеченных заказчиком; экономическая эффективность (прибыль от дальнейшей эксплуатации скважины должна превысить затраты на строительство дополнительного ствола).

При выборе коридора бурения горизонтального участка учитываются наилучшие коллекторские свойства пласта, удаленность коридора от водонефтяного контакта и наличие 2–5 м глинистой прослойки между нефтяным и водным пластами (Курраганское, Восточно-Перевальное, Южно-Ягунекое и Дружное месторождения).

При больших толщинах нефтяного пласта (ТевлинскоРусскинское, 10–35 м) и высокой его расчлененности рекомендуется бурение по нисходящему профилю, чтобы вовлечь в разработку все пропластки нефтяного пласта.

При расчете траектории скважины учитываются следующие условия:

10

elib.pstu.ru