ОСОБЕННОСТИ ЗАРЕЗКИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ КАК МЕТОД ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

THE POTENTIAL OF CUTTING SIDE BARRELS AS A METHOD OF INCREASING OIL RECOVERY

Tawfik Abdullah

Master's student, Department of Oil and Gas Geology, Perm National Research Polytechnic University,

Russia, Perm

Alexander Melekhin

scientific adviser, Candidate of Sciences in Technical, Associate Professor, Perm National Research Polytechnic University,

Russia, Perm

АННОТАЦИЯ

Данная статья посвящена особенностям зарезки боковых стволов как метод повышения нефтеотдачи, а также описание работы технологии перфобура. В связи с неуклонным снижением темпов добычи нефти в стране большое значение приобретают разработка и совершенствование методов и технических средств, позволяющих сократить затраты на разработку месторождений при одновременном увеличении эффективности притока нефти из пласта. Одним из них является разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многоствольными скважинами. Методика бурения многоствольных скважин была разработана и успешно применялась еще со времен Советского Союза. Технический метод повышение нефтотдачи, направлен на восстановления низко дебитных и бездействующих скважин и вовлечение в разработку не дренируемых запасов.

ABSTRACT

This article is devoted to the features of sidetracking as a method of enhancing oil recovery. In connection with a steady decline in oil production in the country, the development and improvement of methods and technical means that reduce the cost of developing fields while increasing the efficiency of oil inflow from the reservoir are of great importance. One of them is the development of oil fields by horizontal and multilateral wells. The method of drilling multilateral wells was developed and successfully applied back in the time of the Soviet Union. The technical method of increasing oil recovery is aimed at restoring low-production and inactive wells and involving non-drained reserves in the development.

Ключевые слова: зарезка боковых стволов, цемент, обводненность, фонд скважин.

Keywords: sidetracking, cement, water cut, well stock.

В связи с неуклонным снижением темпов добычи нефти в стране большое значение приобретают разработка и совершенствование методов и технических средств, позволяющих сократить затраты на разработку месторождений при одновременном увеличении эффективности притока нефти из пласта. Одним из них является разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многоствольными скважинами. Методика бурения многоствольных скважин была разработана и успешно применена еще со времен Советского Союза. Главным разработчиком и автором идеи признан А. Григорян, который полагал, что намного продуктивнее разработка и увеличения проходок стволов при бурении скважин по разведанным потенциально богатым нефтью скважинам, чем бурение с поверхности огромного числа скважин в попытке попадания в полагаемую нефтеносной зону. Это положение справедливо: расходы на бурение первых многоствольных скважин превысили классические значения в 1,5 раз, однако дебит добываемой нефти оказался почти в 20 раз выше в сравнении с классическими скважинами. В 1998 году экспертами ведущих мировых нефтяных компаний была принята единая классификация многоствольных скважин по функциональности и по сложности – TAML (Technology Advancement for Multi- Laterals). Согласно данной классификации предусматривают разделение по шести группам: к 1-й и 2-й группе относят скважины, которые состоят из основного ствола и одного или же нескольких ответвлений. Эти ответвления пробурены в пределах единого продуктивного пласта; к подгруппам с 3-й по 6-ю относят скважины, имеющие набор боковых стволов, которые могут вскрыть различные продуктивные горизонты, разные точки сетки при разбуривании одного горизонта.  Технический метод, повышение нефтотдачи, направлен на восстановления низко дебитных и бездействующих скважин и вовлечение в разработку не дренируемых запасов. Проблемы разработки нефтяных и газовых месторождений в заключительной стадии разработки месторождения являются снижением энергетического потенциала (давление), вызывающее обводнением скважин, вынос механических примесей, моральный и физический износ промыслового оборудования, увеличение бездействующего и низко-дебитного фонда скважин [1].

Таким образом, с целью сокращения затрат вместо дополнительной, целесообразно строительство многоствольной скважины, с применением современных способов зарезки боковых стволов и вторичного вскрытия нефтяных пластов. До извлечение остаточных запасов зарезкой боковых стволов, была основана на следующих положениях:

1. Проектный фонд скважин реализован полностью, поэтому бурение новых скважин невозможно, и с точки зрения экономистов невыгодно из-за больших капитальных затрат.
2. Данная технология направлена на увеличение перетока нефти из залежи, повышение эффективности процессов воздействия на пласт, и на увеличение нефтеизвлечения из недр, за счет увеличения площади дренирования, что позволяет отрабатывать остаточные запасы.

Анализ применяемых методов воздействия на пласт показывает, что наибольшую удельную эффективность демонстрируют мероприятия по вводу боковых стволов. С учетом выше сказанного, зарезка боковых стволов, как технология доизвлечения остаточных запасов может оказаться эффективной технологией. Зарезка боковых стволов технико-экономически превосходит бурению новых скважин за счёт меньшей стоимости реализации и последующей эксплуатации с использованием существующей системы сбора, транспорта, коммуникаций на месторождении, именно на период подающей стадии, где геолого-технические условия разработки ограничивают применение других технологий интенсификации нефтедобычи [2, 9].

В настоящий момент наибольшее распространение получили методы забуривания бокового ствола из обсаженной эксплуатационной колонны вертикальных скважин:

• вырезка секции в обсадной колонне, с последующей врезкой бокового ствола;
• прорезка «окна» в обсадных колоннах с помощью вырезающих фрез от устанавливаемого клина-отклонителя с последующей зарезкой бокового ствола скважин от этого клина-отклонителя.

Проект рекомендует провести зарезки БС при помощи клина-отклонителя подтипа КФ, поскольку данный способ имеет несколько преимуществ перед другими, основные из которых являются такие:

• высокая точность ориентировки за счёт того, что даётся уже      установленное направление бурения при ориентированном клине-отклонителе;
• возможность использования метода роторного бурения;
• снижение числа СПО за счёт небольшого объёма фрезеруемого металла (при 1-м способе зарезки БС нам необходимо вырезать более 7 -8 метров обсадной колонны) [3];
• возможности одновременного вырезания нескольких колонн с любой их прочностью, и состояние закрепления.

Схема произведения ЗБС начинается с установки сочленения на рекомендованной глубине и при ориентировании окна по данным, полученным при гироскопических замерах и цементирования основной обсадной колонны.  Далее пробуривают внутренний патрубок с цементным кольцом и устанавливают отклоняющий извлекаемый клин в паз пониже секции с окном. Затем необходимо извлечь сам спускаемый инструмент.

Набор следующих операций можно указать следующий:

• Разбурить боковое ответвление, извлечь буровой инструмент, потом очистить ствол у главной скважины, установить сборный хвостовик, а многоразовый клиноотклонитель подвинуть в паз пониже окна.
• Опустить хвостовик внутрь боковой скважины и поместить инструменты для установки хвостовика внутрь верхнего паза, зафиксировать надставку в хвостовике внутрь заранее вырезанного окна.
• необходимо освободить инструмент, дабы установить хвостовик, затем поднять цементировочную внутреннюю колонну.
• Сцементировать хвостовик, используя верхние двойные цементировочные пробки, потом извлечь инструмент с целью установки хвостовика, а в конце извлечь цементировочную внутреннюю колонну.

После цементирования хвостовика, необходимо освобождать клиноотклонитель, чтобы извлечь его при помощи овершота. Для удержания на своём месте бокового хвостовика обычно устанавливают опорный внутренний патрубок [5, 6].

В связи с неуклонным снижением темпов добычи нефти в стране большое значение приобретают разработка и совершенствование методов и технических средств, позволяющих сократить затраты на разработку месторождений при одновременном увеличении эффективности притока нефти из пласта. Одним из них является разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многоствольными скважинами. Методика бурения многоствольных скважин была разработана и успешно применена еще со времен Советского Союза. Главным разработчиком и автором идеи признан А. Григорян, который полагал, что намного продуктивнее разработка и увеличения проходок стволов при бурении скважин по разведанным потенциально богатым нефтью скважинам, чем бурение с поверхности огромного числа скважин в попытке попадания в полагаемую нефтеносной зоне. Это положение справедливо: расходы на бурение первых многоствольных скважин превысили классические значения в 1,5 раз, однако дебит добываемой нефти оказался почти в 20 раз выше в сравнении с классическими скважинами.

Первым перспективным направлением строительства радиальных каналов является отечественная технология «Перфобур», основоположником которой принято считать профессора «Уфимского государственного нефтяного технического университета» Лягова А.В. Им было предложено бурение спиралеобразных каналов диаметром 56-58 мм и длиной до 50 м по прогнозируемой траектории.

Перфорационный бур опускается в скважину на установленную глубину специально фиксированном на НКТ, то есть заранее с ним соединенным. Важнейшие узлы бура это:

- толкатель D в 0,5 см;

- узел поворота;

- прибор имитации осевых нагрузок;

- труба, гибкая, D 2,5-2,7 см;

- винтовой забойный двигатель с двумя секциями;

- долото D 5,6-5,8 см.

Также снизу к корпусу трубного вида подсоединен якорь и специальный клин отклоняющего типа, который служит креплению на забое [1].

В компоновке перфорационных буров нередко включается автономного типа инклинометр. Он дает возможность совершать регистрацию положений у КНБК. Цена на строительство единичного канала длиной не более 14 м при условии проведения геофизических исследований – 1,2-5 миллионов рублей.

Анализируя приведенные технологии строительства многоствольных скважин и принимая во внимание геологическое описание нефтеносных пластов Удмуртской республики, можно сделать вывод о целесообразности бурения дополнительных стволов методом перфорационного бурения.  Эта технология имеет значительные преимущества перед аналогами – возможность бурения согласно прогнозируемой траектории, возможность ориентирования на забой скважины оборудования. Это позволяет пробурить до 4-х каналов внутри пределов одного пласта, чем способствует интенсификации в скважины притока нефти.

Реализация данной технологии на скважине сводится к осуществлению следующих основных операций:

1. Определение интервала зарезки бокового канала с учетом выбранной компоновки перфобура;
2. Вырезка окна в обсадной колонне или ее участка в заданном интервале;
3. Спуск на искусственный забой и ориентирование по азимуту якоря и клин-отклонителя;
4. Спуск в скважину собранной компоновки перфобура и бурение радиального канала на заданную глубину.

Для придания направления КНБК перфобура необходимо использование специального клин-отклонителя, опирающийся на якорь. При использовании компоновки для перфорационного бурения боковых каналов две системы закрепления якоря в стволе скважины:

1. с опорой на забой и вырезанием участка обсадной колонны;
2. без опоры на забой и вырезанием окна в обсадной колонне.

Данный способ является достаточно распространённым. По окончании работ клин извлекается при помощи специального инструмента и производится разбуривание цементного моста.

Рисунок 1. КТС для вырезки «окна» в обсадной колонне

Этот метод достаточно долгий, так как необходимо дополнительное время для ОЗЦ и требует больших капитальных затрат. Наиболее эффективным будет использование второго способа: вырезания окна в обсадной колонне за одно СПО без опоры на забой. Для его осуществления предусматривается использование специального комплекта технических средств, который состоит из (рис.1):

- гидравлического якоря;

- клина-отклонителя;

- набора фрезеров;

- вспомогательного инструмента.

Работы по зарезке бокового ствола с помощью КТС производят в следующей последовательности:

- собранный на устье КТС на бурильных трубах спускается в заранее прошаблонированную скважину на заданную глубину;

- вращением БК производят ориентирование клин-отклонителя по проектному азимуту;

- гидравлическим способом фиксируют якорь клин-отклонителя;

- натяжением БК срезаются стопорные винты и происходит фиксация клин-отклонителя на якоре, дальнейшим натяжением освобождается инструмент;

- при заданных параметрах фрезерования начинается вырезка «окна» в обсадной колонне, заканчивающаяся после выходы расширяющейся части фрезера за обсадную колонну [2].

Минусом данной технологии является то, что происходит сужение в материнском стволе проходного сечения по причине, оставшейся в колонне профильной трубы.

В таблице 1 представлены сравнение показателей рассматриваемых способов для традиционного метода (кумулятивная перфорация) в Россия и Канаде а также предлагаемой технологии Перфобур [7,8].

Таблица 1.

Сравнение показателей рассматриваемых способов для традиционного метода (кумулятивная перфорация) в Россия и Канаде, а также предлагаемой технологии Перфобур

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

На территории России в настоящий момент большинство крупных месторождений, находятся на поздних стадиях разработки, а основная часть имеющихся запасов переходит уже в категорию «трудно извлекаемые». Дебиты скважин существенно снижаются. В таких условиях возникает серьёзный вопрос по рентабельности добычи направленных наклонно скважин. Для сохранения нынешнего уровня добычи в месторождениях необходимо увеличивать объёмы бурения наклонно направленных скважин. Повышение цены земельных участков, подводов различных коммуникаций к скважинам, цены на строительство вертикальных скважин приводят к значительным потерям финансовых средств компаний, а это не окупается добычей нефти, получаемой из такого рода скважин. Немаловажным является факт, что вся система разработки, где применяются наклонно направленные скважины, позволяет достичь итогового коэффициента нефтяной отдачи только примерно 30-50%. Исходя из сказанного выше, можно порекомендовать применять метод забуривания боковых стволов (одного или же нескольких горизонтальных). Они вследствие уплотнения в существующей сетке скважин на месте месторождений, будет способствовать росту коэффициента извлечения нефти, коэффициента охвата пластов воздействием, плюс решит проблему с высоко обводнёнными скважинами и остаточными запасами нефти. Они расположены вне вовлечённых в разработку участках пласта, которые характеризуются большими толщинами насыщенных нефтью слоёв.

Рассмотренная технология перфорационного бурения обладает рядом преимуществ против традиционного способ строительства многоствольных скважин для повышения интенсификации притока нефти, таких как увеличенная площадь фильтрации флюида, уменьшение межремонтного периода эксплуатации скважин, сокращение времени строительства, затрат на материалы и др. Все это ведет к сокращению затрат на строительство скважин с одной стороны и интенсификации притока нефти в скважину с другой. Оба этих фактора в свою очередь оказывают положительное влияние на увеличение прибыли нефтяных компаний.

Список литературы:

1. Technological regulations for the construction of wells with horizontal end of the wellbore in the fields of LLC “LUKOIL-Western Siberia” / LLC “LUKOIL-Western Siberia” - Kogalym, 2007.
2. Instructions for testing casing strings for leaks / Scientific-research. Institute for the Development and Operation of Oilfield Pipes - M., 1999.- 36 p.15
3. Iskhakov, R.R. Design methods for developing gas fields using sidetracks [Text] / R.R. Iskhakov. 2014.-25s.
4. Pravdukhin, V.M. Improving the development efficiency of OJSC “Surgutneftegas” fields by sidetracking [Text] / V.M. Pravdukhin, E.N. Korytova // Oil industry.-2005.-No.6.-S.86-101.
5. Полозов, М.Б., Аль-Хамати, А.Х.М.А. and Аль-Шаргаби, М.А.Т.С., 2018. Анализ причин снижения фильтрационной характеристик призабойной зоны пласта. In Материалы 45-й Международной научно- технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов (pp. 158- 161).
6. Полозов, М.Б., Аль-Шаргаби, М.А.Т.С. and Ганима, А.Х., 2018. Интеллектуализация добычи нефти и газа в условиях одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых месторождений. Управление техносферой, 1(1), pp.87-93.
7. Лягова М.А. Компоновка перфобура для бурения глубоких каналов специальными винтовыми двигателями малого диаметра: дис.... канд. техн. наук: 05.02.13 / Лягова Марина Александровна. – Уфа, 2012. – 167 с.
8. Максимов В.П. Особенности освоения нефтяных месторождений западной Сибири [Электронный ресурс]. – портал научно-технической информации ЭБ нефть и газ. – режим доступа к порталу: http://nglib.ru/annotation.jsp?book=003944 (дата обращения: 13.04.2018).
9. Аль-Шаргаби, М.А.Т.С., 2019. Разработка составов буровых растворов для проходки неустойчивых интервалов скважин. In Западно-Сибирский нефтегазовый конгресс (рр. 11-13).