АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕКОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН МЕТОДОМ ЗАРЕЗКИ И БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ НА ФЕДОРОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

На месторождениях ПАО «Сургутнефтегаз» (Федоровское, Западно- и Восточно-Сургутское, Родниковое) (таблица 1) с целью ликвидации обводненности продукции (более 90%) и нарушения целостности эксплуатационных колонн, а также реанимации нерентабельных и сложных скважин с неликвидируемыми авариями с внутрискважинным оборудованием.

Таблица 1

Основные показатели бурения боковых стволов

Первоначально технология забуривания бокового ствола скважин базировалась на их безориентированном направлении ввиду отсутствия технических средств для ориентирования отклонителя и непрерывного контроля параметров кривизны.

Основная проблема при забуривании БС из эксплуатационных колонн заключается в невозможности использования измерительных устройств с датчи­ами магнитного поля для ориентирования и управления отклонителем.

Безориентированное забуривание существенно снижает вероятность попадания его в «непромытую» или менее истощенную часть продуктивных отложений.

Зарезка БС осуществлялась на месторождениях ПАО «Сургутнефтегаз» для повышения нефтеотдачи пластов. Так первые работы проводились на Быстринском месторождении, где дебиты нефти не превышали 10-15 т/сут, что означало неуспешность использованного метода. Толчком для изменения ситуации послужило приобретение геонавигационных телеметрических систем малого диаметра, позволяющих осуществить направленное бурение БС.

Первый боковой ствол был пробурен на Восточно-Сургутском месторождении в апреле 2000 года. Были применимы новые технические решения: бурение осуществлялось с промывкой солевым полимерным раствором. В результате дебит скважины увеличился до 50 т/сут. В процессе бурения боковых стволов на Федоровском месторождении НГДУ «Сургутнефтегаз» возникают проблемы качественного крепления БС (цементирование), решение которой позволяет обеспечить:

- полное замещение бурового раствора тампонажным в пределах цементируемого участка;

-исключение попадания бурового раствора в тампонажный;

-хорошее сцепление цементного камня с ОК и стенками скважины.

Помимо этого, особое внимание уделяется на то, что несоответствие технологических свойств цементного раствора оптимальным условиям цементирования БС приводит к различным осложнениям.

Поэтому используются различные добавки в цементный раствор для обеспечения качественного цементирования.

При их строительстве использовались следующие конструкции забоев скважин:

-закрытая, со сплошным цементированием потайной колонны-хвостовика от забоя до интервала подвески ее в ЭК- 75 скважин;

-открытая, с фильтрами из перфорированных обсадных труб диаметром 101,6 мм в интервале продуктивной части пласта -65 скважин;

-открытая, с фильтрами из перфорированных обсадных труб диаметром 101,6 мм, изоляционных пакеров СМХХ-7-23 скважины;

-открытая, с установкой башмака потайной колонны-хвостовика в кровле продуктивного пласта и пакерованием ее в башмаке -2 скважины.

Из классификации видно, что наиболее часто применялась закрытая конструкция строительства БС. На основе результатов применения по показателям добычи нефти и обводненности продукции установилось следующее:

-из 75 БС успешными оказались 51(68%);

-не достигнут прирост добычи нефти по 10 скважинам (13%)

- в 14 скважинах обводненность продукции пласта превышала 95%.

При этом основной целью проведения ЗБС на месторождениях ПАО «Сургутнефтегаз» было решение следующих задач:

-ввод и эффективная эксплуатация аварийных и длительно простаивающих скважин;

-довыработка остаточных запасов нефти высокообводненых длительно разрабатываемых залежей;

-вывод длительно разрабатываемых обводненных залежей на более эффективный, тап их разработки;

-создание эффективной технологии разработки низкопродуктивных залежей за счет кратного увеличения продуктивности скважин.

Также было отмечено, что зарезка БС явилось эффективной. За весь период эксплуатации дополнительно добыто более 13,8 млн.т. нефти, на один боковой ствол 12,5 тыс.т. нефти.

В итоге применение зарезки боковых стволов на месторождениях ПАО «Сургутнефтегаз» позволило добиться следующих результатов:

1.Зарезка БС на депрессии с использованием комплекса «Непрерывная труба». Этот метод позволят значительно повысить продуктивность скважин, обеспечивает безаварийную проводку горизонтальных скважин на баженовскую свиту, характеризующуюся аномально высоким пластовым давлением.

3.Зарезка БС на депрессии обычной бригадой КРС с использованием дополнительного противовыбросового оборудования. Преимущество данного способа в том, что он не требует большого объема подготовительных работ, как при бурении комплексом «Непрерывная труба».

Программа промывки при бурении боковых стволов включает следующие этапы.

1. Приготовление бурового раствора в объеме скважины 20 м³;
2. Глушение скважины солевым раствором плотностью 1100 - 1150 кг/м³ перед началом работ по установке цементного моста;
3. Обработка солевого раствора КМЦ (либо аналогичным полимерным реагентом) перед фрезерованием колонны и бурение бокового ствола до проектной глубины с промывкой полимерсолевым раствором со следующими параметрами: плотность – 1050 - 1150 кг/м³, условная вязкость 25 - 30 с, водоотдача 8 см³/30 мин.

Практика применения полимерсолевого раствора показала его низкую эффективность при вскрытии продуктивного горизонта и не исключала осложнений ствола при бурении (прихваты КНБК). Вдальнейшем испытаны и рекомендованы к промышленному применению биополимерные системы фирмы ИКФ (г.Волгоград) и на основе ксантанового полимера КЕМ-Х («СургутНИИнефть»).

Наиболее полно требованиям качественного вскрытия продуктивных горизонтов, безаварийного бурения и роста показателей проходки скважины отвечает система ИКФ со следующими параметрами: плотность 1080 - 1450 кг/м , вязкость условная 27 - 57 с,пластическая вязкость 21 - 23 мПас, динамические напряжения сдвига 40 - 160 дПа, рН – 7 - 9, водоотдача - 2,3 - 4,0 см³/30 мин, содержание мела 0,4 - 0,5 %, толщина корки 0,3 - 0,5 мм.

Однако результаты бурения и эксплуатации БГС в скважинах ПАО «Сургутнефтегаз» указывают на недостаточную их эффективность в силу ряда объективных и субъективных причин и проблем:

- отсутствует научно обоснованная методика выбора объектов (скважин) для бурения из них БГС;

- не оптимизирована длина горизонтального участка БГС;

- не разработана эффективная конструкция забоя БГС (селективная изоляция отдельных участков горизонтального ствола, открытый забой, оптимальная оснастка низа колонны-хвостовика - пакеры ПДМ, фильтры, центраторы);

- низкая стойкость применяемых трехшарошечных долот требует разработки и внедрения технологии бурения БГС с использованием импортных безопорных долот с твердосплавным вооружением, либо одношарошечных долот отечественного производства;

- направленное бурение БГС с зенитными углами до 90° потребовало проводку их по сложному пространственному профилю,что приводит к желобообразованию и проблемам с проходимостью КНБК и колонн хвостовиков, доведения нагрузки на долото до забоя и др.

Список литературы:

1. Юсупов И.Г. Восстановление бездействующих скважин зарезкой вторых стволов в ПАО «Татнефть» [Текст]. / И.Г. Юсупов, Р.Г Габдуллин, М.Ф Асадуллин // Нефтяное хозяйство. — 2001. - №2. - С. 53-56.
2. Кудинов В.И. Горизонтальное бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов в нерентабельных скважинах [Текст]. /В.И. Кудинов, В.А. Савелов, Е.И. Богомольный // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 5. - С. 17-20.