Из 37 газоконденсатных скважин 18 горизонтальные, 18 наклонно-направленные (в т.ч. 9 скважин с ЗБС), 1 вертикальная.

Показатели выработки углеводородов на 01.01.2012 г. представлены в таблице 1.8. Добыча нефти, газа и газового конденсата по годам представлена на рисунке 1.9.

В апреле 2012 года на Самбургском месторождении была возобновлена промышленная добыча природного газа и газового конденсата. В течение года в эксплуатацию были введены первая и вторая очереди установки подготовки газа, 46-километровый газопровод, соединяющий установку подготовки газа с ЕСГ, а также 20-километровый конденсатопровод, соединяющий месторождение с конденсатопроводом «Юрхаровское месторождение - Пуровский ЗПК». В 2013 году добыча газа на месторождении составила 1,25 млрд. куб. м, добыча жидких углеводородов -170 тыс.т.

Таблица 1.8

Показатели выработки углеводородов на 01.01.2012 г.

Годы	Добыча нефти, тыс.т	Добыча жидкости, тыс.т	Накопл. добыча нефти, тыс.т	Обв-ть, %	Накопл. добыча жид-ти, тыс.т	Добыча газа, млн.м3	Накопл. добыча газа, млн.м3	Добыча конденса-та, тыс.т	Накопл. добыча конденса-та, тыс.т	Дейст. фонд неф-х скв., шт.	Дейст. фонд газовых скв., шт.
2000	41,0	44,0	41	6,8	44	49,2	49	13,7	14	2	3
2001	52,0	55,0	93	5,5	99	199	248	58,5	72	2	5
2002	52,0	56,0	145	7,1	155	348	596	103,3	176	2	9
2003	52,0	56,0	197	7,1	211	483	1079	136,5	312	2	12
2004	41,0	43,0	238	4,7	254	652	1731	118,2	430	2	11
2005	38,0	40,0	276	5	294	595	2326	100,7	531	2	9
2006	35,0	37,0	311	5,4	331	626	2952	110,6	641	2	8
2007	30,0	32,0	341	5,0	363	593	3545	101,4	743	2	8



Рис. 1.9. Добыча нефти, газа и газового конденсата по годам

Выводы по первому разделу

1.Самбургское нефтегазоконденсатное месторождение по объему запасов УВ относится к категории крупных месторождений, по сложности геологического строения - к сложным.

2. На месторождении недостаточно изучена продуктивная характеристика нефтяных оторочек, слабо изучена газоконденсатная характеристика залежей, по некоторым объектам необходимо дополнительное исследование керного материала.

3. Стратиграфический разрез Самбургского месторождения полностью согласуется с региональными закономерностями, установленными для данного района. Промышленнаягазонефтеносность месторождения установлена в пластах мезозойского возраста: БУ101-2, БУ122-1, БУ131, БУ141, БУ142. Всего на месторождении открыто 18 залежей углеводородов в 12 пластах.

4. Основными объектами по величине запасов свободного газа и газового конденсата являются пласты БУ101-2, БУ131, БУ141. Основной объем запасов нефти приурочен к нефтяным оторочкам пластов БУ101-2 и БУ141,

5. Тип коллектора основного продуктивного пласта БУ101-2 - терригенный, поровый. Проницаемая часть пласта представлена мелко-среднезернистыми песчаниками и алевролитами. Породы-коллекторы относятся к низкопроницаемым (менее 50 мД) с пористостью менее 18 %.

6. Основная залежь продуктивного пласта БУ101-2 разрабатывается с 2002 г. По состоянию на 1.01.2014 г. из пласта добыто 5222,9 млн.м3 сухого газа и 550 тыс.т. газового конденсата, среднегодовая обводненность продукции - 5 %.

7. Пластовые нефти Самбургского месторождения характеризуются как средние по плотности, малосернистые, высокопарафинистые, малосмолистые. Значение газосодержания составляет в среднем около 208,6 м3/т. Газ, поступающий на установки НТС, характеризуется высоким содержанием сухого газа и газового конденсата: С1 - 85,61 %, С2 - 5,74 %, С3 - 2,64 %, С4 - 1,16%, С5+ - 3,44.

8. На 1.01.2012 г. в фонде числится 109 скважин различных категорий, в эксплуатационном фонде находится 42 скважина. Бездействуют в настоящее время 1 скважина.



2. Обоснование методов интенсификации добычи природного газа и газового конденсата в скважинах Самбургского месторождения

2.1 Анализ эффективности методов интенсификации добычи углеводородов

За время эксплуатации скважин Самбургского месторождения бригадами КРС выполнено 32 ремонта. Основная часть операций направлена на изоляцию притока воды и вывод скважин из консервации. На рисунке 2.1 представлено распределение произведенных ремонтов по выполненному объему. Разбуривание цементного моста при выводе скважин из консервации составляет 36% операций, установка цементного моста при проведении изоляционных работ - 21%, сопровождение промысловых геофизических исследований - 18%, реперфорация при выводе скважин из консервации - 18%, растепление гидратно-ледяных пробок - 6% и 1% операций - цементаж заколонного пространства.

Рис. 2.1. Ремонты скважин Самбургского месторождения

Основные проблемы при эксплуатации добывающего фонда обусловлены прорывом подошвенных и законтурных пластовых вод к забоям скважин, а также поступлением воды из смежных пластов по заколонному пространству. Накопление воды на забое приводило к образованию гидратов и падению коэффициента продуктивности. Мероприятия по устранению данных осложнений оказались малоэффективными. Успешность ГТМ составила 33%, средняя удельная технологическая эффективность - 0,033 тыс. т/скважину по конденсату и 0,033 млн. м3 /скважину по газу.

С учетом опыта эксплуатации газовых скважин Самбургского месторождении проектом предусматривается расширенное использование горизонтального бурения позволяющего при одинаковых отборах газа или жидкости снизить депрессии на пласт и тем самым ограничить негативное воздействие на обсадную колонну и уменьшить вероятность появления прорывов подошвенной и законтурной воды.

2.2 Обоснование применения методов интенсификации добычи углеводородов

2.2.1 Сайклинг-процесс

Подавляющее количество ГКМ месторождений ЯНАО разрабатываются на режиме истощения пластовой энергии. Характерной особенностью указанного способа является ретроградная конденсация в пласте высококипящих углеводородов, ведущая к снижению коэффициента извлечения конденсата.

Несмотря на низкие показатели извлечения конденсата, расширенное применение указанного метода объясняется как технологическими, так и сложившимися общеэкономическими факторами.

К числу технологических факторов, сдерживающих создание и широкое внедрение методов воздействия на газоконденсатные залежи, с целью увеличения коэффициента извлечения конденсата (КИК), в первую очередь следует отнести сложность происходящих в пластах процессов ретроградной конденсации флюида и ограниченность способов управления этими процессами.

Увеличение коэффициента конденсатоотдачи, а нередко и газоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений может быть достигнуто путем возврата в пласт в течение определенного периода времени добытого газа, из которого предварительно извлечены компоненты С2+ или С3+. Такой режим разработки, обеспечивающий отбор пластового газа с начальным высоким или слабо уменьшающимся содержанием конденсата (благодаря поддержанию давления) получил название сайклинг-процесса.

Ограничивающим фактором применения данного метода является неоднородность геологического пласта. Высоковероятно появление прорывов закачиваемого газа и как следствие снижение эффективности. Опыт применения сайклинг-процесса на различных месторождения показывает, что при вариации коэффициента песчанистости более 0,3 частые прорывы газа делают процесс неэффективным. На пластах Самбургского месторождения данный коэффициент превышает указанное число и достигает по пласту БУ101-2 значения 0,9. [13]

Таким образом, проведение сайклинг-процесса на месторождении следует признать нецелесообразным.

2.2.2 Гидроразрыв пласта

Гидроразрыв пласта (ГРП) является наиболее востребованным в мире методом интенсификации и повышения углеводородоотдачи пластов, поскольку приводит не только к интенсификации выработки запасов, находящихся в зоне дренирования скважины, но и при определенных условиях позволяет существенно расширить эту зону, приобщив к выработке слабо дренируемые зоны и пропластки и достичь более высокой конечной углеводородоотдачи. Основными критериями выбора скважин для проведения ГРП являются:

- эффективная нефтенасыщенная толщина должна быть не менее 3 м;

- минимальная толщина глинистых разделов в кровле и подошве не менее 6м;

- отсутствовать слом или смятие колонны;

- герметичность цементного кольца в интервале перфорации и на 20 м вверх и вниз от него;

- угол отклонения скважины от вертикали при входе в пласт менее 300°;

- расстояние до линии нагнетания и ВНК более 400м;

- текущая обводненность - менее 60%.

Операции ГРП классифицируются по целям применения следующим образом:

- интенсификация дебита скважин, в первую очередь с загрязненной призабойной зоной, путем увеличения эффективного радиуса за счет создания высокопроводящих трещин ограниченной длины в средне- и высокопроницаемых пластах, а также в низкопроницаемых достаточно однородных коллекторах;

- обеспечение гидродинамической связи скважины с системой естественных трещин пласта и расширение зоны дренирования c расчлененными и неоднородными пластами для увеличения темпа отбора извлекаемых запасов, повышения нефтеотдачи за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых зон и пропластков и увеличения охвата пласта воздействием;

- ввод в разработку низкопроницаемых залежей с потенциальной производительностью скважин в 2-3 раза ниже уровня рентабельной добычи и перевод забалансовых запасов в промышленные.

Значительное расширение области применения технологии гидравлического разрыва пласта достигается применением разработанных за последнее время новых технологий. В связи с появлением новых технологий сейчас практически нет ограничений по проницаемости на применение ГРП, тогда как в соответствии с традиционными представлениями гидроразрыв применялся только на пластах с проницаемостью не ниже средней. В средне и высокопроницаемых пластах эффективны короткие и широкие высокопроводящие трещины, в низкопроницаемых пластах эффективны трещины большой длины и меньшей проводимости. Увеличение производительности скважин после проведения ГРП определяется соотношением проводимостей пласта и трещин, размерами трещины (причем коэффициент продуктивности скважины не возрастает неограниченно с ростом длины трещины, существует предельное значение длины, превышение которого приводит к слабому росту дебита жидкости). Основные ограничения на применение ГРП относятся к проведению операций в водонефтяных и газонефтяных зонах, которые могут вызвать ускоренное конусообразование и резкий прорыв воды и газа в скважины, а также в истощенных пластах с низкими остаточными запасами, т.к. это не обеспечит окупаемости ГРП. Учитывая увеличение дебита окружающих скважин до 30% в результате создания трещин гидроразрыва, при проектировании разработки с применением ГРП позволяет планировать более редкую сетку скважин.

Технологии ГРП различаются, прежде всего, по объемам закачки технологических жидкостей и проппантов и, соответственно, по размерам создаваемых трещин.

Технология большеобъемного ГРП в основном используется для вовлечения в промышленную разработку коллекторов с низкой проницаемостью (менее 0,01 мкм2 для газовых пластов и менее 0,04 мкм2 для нефте- и конденсатосодержащих) при эффективной толщине пласта более 30 м. При этом создают трещины полудлинной до 500 м с закачкой от сотен до тысяч кубических метров в пластовых условиях жидкости на углеводородной основе низкого удельного веса или газа (азота, метана и т.д.) с пеной и до 700 тонн проппанта. В большинстве случаев операции оказались успешными и привели к увеличению дебита в 3 - 10 раз в нефтяных и конденсатных скважинах и 5 - 20 раз в газовых скважинах. Неудачи обусловлены сложностью управления пространственной ориентацией и размерами образующихся трещин. Трещины вскрывали водогазонасыщенные зоны, выходили за пределы пласта. Применение в большеобъемном ГРП технологии J-Frac позволило уменьшить толщину разрываемого пласта до 6 м при полудлине трещин до 150 м. Применение подобной технологии в условиях Самбургского месторождения ограничено, в виду небольших толщин продуктивных пластов и высокой вероятностью достижения трещин водонасыщенных зон.

Локальный гидроразрыв необходимо производить для снижения сопротивления призабойной зоны и увеличения эффективного радиуса скважины при кольматации призабойной зоны фильтратом бурового раствора, жидкостью глушения и т.д. в ходе проведения технологических операций. Применяется так же для улучшения связи скважины с удаленными зонами пласта при вскрытии скважиной локальных зон низкой проницаемости. При этом создаются трещины длиной 10-20 м с закачкой десятков кубических метров жидкости и до 10 тонн проппанта. Дебит скважин увеличивается в 2-3 раза.

При локальном ГРП пластов с наличием близко расположенных водонефтяных и газонефтяных контактов и улучшения связи с призабойной зоной, основным фактором увеличения производительности скважины является ширина трещины. Для создания коротких широких трещин используется локальный ГРП с технологией TSO, которая позволяет снизить объем жидкости разрыва до 1-5 м3, одновременно увеличив массу проппанта до 20 т и более. Осаждение проппанта на конце трещины препятствует ее росту в длину. Дальнейшая закачка несущей проппант жидкости приводит к увеличению ширины трещины, которая доходит до 2,5 см, тогда как при обычном ГРП ширина трещины составляет 2-4 мм. В результате эффективная проводимость трещины (произведение проницаемости и ширины) составляет 500 - 3000 мкм2мм. Дебит скважин увеличивается в 3 - 6 раз. Эффективная толщина пласта должна быть не менее 3 м.

Применение технологии локального ГРП в условиях Самбургского месторождения перспективно. Выбор скважин для проведения локального ГРП следует осуществлять из списка боковых стволов и наклонно-направленных скважин объекта и горизонтальных скважин по результатам их испытания после бурения [13].

2.2.3 Скважины с горизонтальным участком ствола

К одному из современных методов интенсификации добычи углеводородов с применением новых технологий и технических средств относится разработка месторождений с использованием горизонтальных и горизонтально - разветвленных скважин.

Рассматриваемые скважины имеют большую поверхность вскрытия пласта, что снижает фильтрационное сопротивление в ПЗП и способствует повышению дебитов и углеводородоотдачи. Вследствие увеличения степени охвата пласта дренированием при применении систем ГС и РГС в разработку могут быть вовлечены месторождения с высокой геологической неоднородностью, расчлененностью, наличием многочисленных зон замещения продуктивных пластов и зон выклинивания, высоковязкими нефтями, а также многообъектных, низкопродуктивных и шельфовых месторождений, разработка которых вертикальными скважинами неэффективна из-за высокой себестоимости добываемой нефти, низкого дебита и неустойчивой их работы.

Конструктивные особенности ГС позволяют получать дебиты, в несколько раз превышающие дебиты вертикальных и наклонно-направленных, причем дебит возрастает за счет повышения не только депрессии на пласт, но и вследствие увеличения поверхности фильтрации и наращивания числа объектов, вовлекаемых в разработку. Одно из важных преимуществ добычи углеводородов такими скважинами связано с возможностью устойчивой, без осложнений, эксплуатации месторождения при пониженных депрессиях на пласт.

В настоящее время во всех нефтегазодобывающих странах широко применяются горизонтальные скважины. Они позволяют снижать затраты на добычу нефти и газа за счет существенного увеличения производительности скважин по сравнению с наклонно-направленными, и минимизируют затраты на строительство кустов, дорог и вредное воздействие на окружающую среду за счет сокращения числа скважин, необходимых для разработки месторождений, а также ограничить возможность появления прорывов пластовых вод.

На Самбургском месторождении предусмотрено бурение 609 горизонтальных скважин. В общем случае выбор направления бурения горизонтальных стволов определяется с учетом геолого-промысловых характеристик и размещения соседних скважин, в частности: размещение горизонтального ствола в приконтурных зонах производился параллельно контуру нефтеносности или границе раздела «нефть-вытесняющий агент». При наличии ВНЗ или газонефтяных контактов, для исключения преждевременного прорыва воды или газа, горизонтальные стволы размещаются как можно дальше от них [13].

Для пластов Самбургского месторождения, имеющих обширные подгазовые и водонефтяные зоны, использование технологии ГС позволит:

- снизить риски появления прорывов подошвенной и законтурной воды;

- уменьшить потери конденсата в призабойной зоне пласта;

- ограничить негативное воздействие на обсадную колонну;

- сократить капитальные затраты на строительство скважин.

2.2.4 Зарезка боковых стволов

На всех разрабатываемых месторождениях имеются бездействующие и малодебитные скважины. Очевидно, что сокращение числа бездействующих и малодебитных скважин является важным резервом увеличения добычи нефти, газа и газового конденсата и позволит получить дополнительную отдачу от ранее сделанных капитальных вложений на бурение этих скважин.

Одним из эффективных методов восстановления бездействующих или увеличение дебита работающих скважин является бурение бокового наклонного или горизонтального ствола из вырезанного участка обсадной эксплуатационной колонны.

Бурение боковых стволов дает возможность увеличить дебит старой скважины за счет вскрытия пластов ранее считавшихся нерентабельными или пропущенных, более продуктивных зон пласта, а также позволяет обойти зоны загрязнения и обводнения пласта в пласте.

Стоимость и срок окупаемости капитальных затрат на строительство бокового ствола значительно ниже аналогичных показателей бурения новой скважины за счет использования большей части ствола существующей скважины и имеющейся инфраструктуры месторождения.

Кроме того, боковой ствол проходит вблизи зоны продуктивного пласта, которая уже охарактеризована керновым материалом и каротажными данными, результатами испытания и эксплуатацией старой скважины, что существенно сокращает затраты на геофизические исследования.

Забуривание второго ствола из обсадной колонны позволяет решать следующие задачи:

- увеличить дебит скважины за счет вскрытия продуктивного пласта дополнительным стволом, как наклонно-направленным, так и горизонтальным;

- отремонтировать бездействующую скважину, которая не эксплуатировалась по техническим причинам (заклинка ЭЦН, расхождение колонны и т. д.);

- уменьшить объём бурения новых скважин и сократить капитальные вложения на разработку месторождений.[6]

К числу недостатков зарезки боковых стволов следует отнести:

удорожание бурения на 10-50% прибурение горизонтальной части ствола и дополнительные затраты за счёт длины горизонтально ствола;

технические и технологические трудности, связанные с освоением, исследованием и ремонтнопрофилактическими работами в горизонтальных скважинах;

возможность образования гидрозатворов при не правильном выборе профиля горизонтального ствола и оборудованием таких скважин фонтанными трубами;

существенное влияние параметров анизотропии при вскрытии горизонтальным стволом продуктивных неоднородных пластов.[1]

Повышенное внимание к проектированию зарезки боковых стволов обусловлено следующими особенностями:

- более равномерное стягивание контура нефтегазоносности, что увеличивает коэффициент заводнения и, следовательно, конечную углеводородоотдачу;

- более высокий охват пласта вытеснением;

- горизонтальный ствол, протягиваясь по продуктивному горизонту на десятки и сотни метров, соединяют друг с другом линзы, участки повышенной и пониженной проницаемости, каверны и трещины;

- более высокое значение предельного безводного и безгазового дебита при разработке залежей с активной подошвенной водой и газовой шапкой;

- снижение градиента скорости в призабойной зоне пласта и, как следствие, уменьшение вероятности возможных осложнений при эксплуатации скважин;

- более высокая производительность при фиксированном забойном давлении, в случае разработки объектов с аномально высоким пластовым давлением.

В связи с высокой стоимостью зарезки бокового ствола и скважин, стимулированных ГРП, существенно повышается значение этапа проектирования (и связанного с ним моделирования) разработки месторождений. Поэтому разработка аналитических методов расчета остается одной из актуальнейших задач нефтегазовых компаний.

Важен грамотный подход к процессу проектирования разработки месторождений системами горизонтальных стволов. Необходимо более глубокое изучение геолого-физических свойств пласта и пластовых флюидов, изучения неоднородности, расчлененности и анизотропии разрабатываемого объекта.

Таким образом, при проектировании разработки залежей углеводородов системами зарезки боковых стволов с выходом на горизонтальный участок необходимо сформулировать геолого-технологические, технико-технологические, технико-экономические и экологические принципы. Такие принципы и критерии позволят осуществлять первый тестовый отбор, который в дальнейшем должен сопровождаться конкретными гидродинамическими расчетами и технико-экономическим обоснованием. Каждая из этих проблем является сложной и многоаспектной задачей.[6]

В 2010-2011 гг. в соответствии с решениями действующего проектного документа на объекте БУ101-2 пробурено 22 эксплуатационных скважины, из них - 18 наклонно-направленных (скв. №№ 1009, 1010, 1011, 1012, 1013, 1014, 1015, 1016, 1017, 1018, 1019, 1101, 1102, 1103, 1104, 1105, 1106, 1307) и четыре горизонтальных (скв. №№ 1003, 1004, 1006, 1007). Объем проведенных исследований представлен в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Объем выполненных исследований на пробуренном фонде скважин

Вид исследования	Кол-во скв.	№ скв.
Специальные исследования керна	2	Капилляриметрия	ОФП
		1017, 1103	110З
Стандартные исследования керна	2	1017, 1103
ГКИ	5	1003, 1004, 1006, 1007, 1009
ГДИ	5	1004, 1006, 1007, 1009, 1011
Отбор и исследование в лаборатории поверхностных проб газоконденсата	5	1003, 1004, 1006, 1007, 1009
Отбор и исследование в лаборатории поверхностных проб воды	1	1007
Определение профиля притока	4	1009, 1013, 1102, 1106,

Максимальный дебит газа сепарации, полученный во время ГКИ, на горизонтальных скважинах при депрессии 0,9 - 2,0 МПа составил 625,2 - 737,8 тыс.м3/сут. Водогазовый фактор не превысил 8,8 м3/млн. м3. В то время как по наклонно-направленным результаты освоения следующие: по скв. №№ 1009, 1011 при депрессии 3,9 - 5,6 МПа получен дебит газа сепарации 366,2 - 378,8 тыс.м3/сут, по скв. №№ 1013, 1102 и 1103 дебит газа сепарации составил 126,7 - 181,5 тыс.м3/сут при депрессии 17,2 - 19,7 МПа. При этом водогазовый фактор при максимальной депрессии по скважине №1103 достиг 39,5 м3/млн. м3. По скв. № 1102 отмечается заколонный переток из водонасыщенной части пласта.

Результаты по основным наклонно-направленным скважинам:

1. Скважина 1102, куст №5. На штуцере 10 мм и депрессии на пласт 15,5 МПа получены дебиты газа Qг-117 тыс.м3/сут, конденсата Qк - 11 м3/сут при обводненности продукции 42,7%. Скин-фактор поданным КВД равен 19,3.

2. Скважина 1103, куст №5. На штуцере 12,7 мм и депрессии на пласт 16,5 МПа получены дебиты газа Qг-113 тыс.м3/сут, конденсата Qк - 18 м3/сут при обводненности продукции 26%. Скин-фактор по данным КВД равен 14,3.

3. Скважина 1011, куст №8. На штуцере 12 мм и депрессии на пласт 5,66 МПа получены безводные дебиты газа Qг-379 тыс.м3/сут, конденсата Qк - 41 м3/сут. Скин-фактор по данным КВД равен 4,1.

4. Скважина 1009, куст №7. При диаметре шайбы 12мм и депрессии на пласт 5,2 МПа дебит газоконденсатной смеси составил 452 тыс.м3/сут.

5. Скважина 1013, куст №8. На штуцере 14 мм и депрессии на пласт 14,8 МПа, получены дебиты газа Qг-120 тыс.м3/сут, конденсата Qк - 18 м3/сут. при обводненности продукции 18%.

Результаты по пробуренным и освоенным горизонтальным скважинам:

1. Скважина 1004, куст №7. При диаметре диафрагмы 14 мм и депрессии на пласт 2,16 МПа безводные дебиты составили: газа - 568 тыс.м3/сут., конденсата -79 м3/сут. Скин-фактор по данным КВД равен 0,84.

2. Скважина 1006, куст №7. При диаметре шайбы 18 мм и депрессии на пласт 2,1 МПа безводные дебиты составили: газа - 960 тыс.м3/сут., конденсата - 95 м3/сут. Скин-фактор по данным КВД равен 1,35.

3. Скважина 1007, куст №7. При диаметре шайбы 16 мм и депрессии на пласт 2,65 МПа безводные дебиты составили: газа - 705 тыс.м3/сут., конденсата - 77 м3/сут. Скин-фактор по данным КВД равен 1,44.

4. Скважина 1003, куст №7. При диаметре диафрагмы 14 мм и депрессии на пласт 1,97 МПа, безводные дебиты составили: газа - 625,2 тыс.м3/сут., конденсата - 74,5 м3/сут. Скин-фактор по данным КВД равен 0,91.

Очевидно, что горизонтальные скважины позволяют получать продуктивности в 2-2,5 раза большие по сравнению снаклонно-направленными и при меньших депрессиях, что положительным образом скажется на уменьшении потерь конденсата в пласте. Одновременно горизонтальное окончание минимизирует риски прорыва пластовой воды.

Результаты освоения пробуренных эксплуатационных скважин позволяют сделать вывод о преимуществе технологии горизонтального бурения над традиционным наклонно-направленным по следующим причинам:

Ш использование горизонтальных скважин на пласте БУ101-2 за счет меньших депрессий на пласт позволит увеличить уровни добычи природного газа и газового конденсата и уменьшить темпы обводнения;

Ш в условиях контактных запасов газа и нефти в силу конструктивных особенностей горизонтального типа заканчивания скважин отсутствует вероятность заколонной циркуляции из нижней водонасыщенной части пласта;

Ш для обеспечения проектных уровней добычи газа горизонтальными скважинами потребуется меньшее по сравнению с наклонно-направленными количество скважин, что позволит сократить капитальные затраты на строительство.

Таким образом, применение технологии зарезки боковых стволов в вертикальных и наклонно-направленных скважинах Самбургского нефтегазоконденсатного месторождения для перевода этих скважин в фонд горизонтальных можно рекомендовать как эффективный метод интенсификации добычи углеводородов. Это позволит не только уменьшить объемы бурения, повысить дебит и рентабельность скважин, но более рационально использовать пластовую энергию, вследствие более низких депрессий на пласт, что, в свою очередь, позволит увеличить углеводородоотдачу и снизить потери конденсата в пласте.

2.3 Особенности зарезки боковых стволов на месторождениях нефти и газа

2.3.1 Технология зарезки боковых стволов

Требования к выбору скважин для бурения в них горизонтальных стволов:

1. Все работы по зарезке и бурению БС представляются следующими основными этапами:

- выбор основных стволов для заданного множества забоев БС;

- выбор интервала вырезания «окна» (секции) в эксплуатационной колонне;

- расчет траектории БС;

- вырезание «окна» (секции) в эксплуатационной колонне;

- зарезка и бурение бокового ствола;

- закачинвание бокового ствола.

2 При выборе скважины для бурения из них боковых стволов необходимо учитывать текущие характеристики эксплуатационной колонны, качество ее крепления, фактическое пространственное положение ствола скважины:

состояние эксплуатационной колонны выше интервала зарезки бокового ствола по данным соответствующих приборов и опрессовки должно быть технически исправным;

необходимо обладать достоверной информацией о траекториях стволов подобранной и соседних с ней скважин для предотвращения пересечения стволов.

При этом следует руководствоваться следующими основными требованиями:

пространственное положение интервала забуривания должно быть оптимальным с точки зрения экономической целесообразности. Величина отхода точки забуривания до начала эксплуатационного забоя должна быть минимальной, но не менее величины, определяемой допустимой интенсивностью искривления бокового ствола, максимальный отход от точки забуривания до начала эксплуатационного забоя обусловливается техническими характеристиками буровой установки и вероятной глубиной забуривания;

допустимая величина разности азимутальных направлений основного и нового стволов не должна превышать величины, определяемой техническими возможностями бурения бокового ствола;

траектория бокового ствола должна иметь минимальную вероятность пересечения с существующими и проектными стволами соседних скважин;

поиск оптимальных вариантов, отвечающих технико-экономической целесообразности использования обводненных и бездействующих скважин для зарезки и бурения боковых стволов, должен осуществляться, как правило, с использованием автоматизированных программ.[4]

Одним из условий эффективности разработки месторождения БС является качественное проектирование их траекторий.

Проектирование профиля заключается в формировании регламентирующих параметров, выборе типа профиля, определении комплекса параметров, необходимых для его расчета, построении оптимизационной процедуры расчета выходных параметров траектории БС.

При проектировании БГС следует учитывать вероятность пересечения соседних стволов, определяемую с помощью автоматизированных расчетов.

Если зенитный угол составляет 55-75°, скважина считается пологой, если 75-97° - горизонтальной.

В качестве основных критериев выбора профилей принято считать:

форму профиля бокового ствола;

радиус искривления при выходе на горизонталь;

угол охвата резко искривленного участка.

По этим признакам в зависимости от способа бурения и используемых технических средств можно выделить три группы характерных профилей боковых стволов, область их применения и рациональную технологию их реализации (рис. 2.2):

I - трехинтервальный профиль;

II, III - двухинтервальный профиль;

IV - четырехинтервальный профиль.

Рис. 2.2. Типы профилей:

I - трехинтервальный; II, III - двухинтервальный; IV - четырехинтервальный; участки: 1- набора зенитного угла; 2-стабилизации; 3- падения зенитного угла; 4- выхода на горизонталь; 5- горизонтальный.

Профиль БГС состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей и горизонтального участка.

Под направляющей частью профиля понимается часть бокового ствола скважины от ее устья до точки, являющейся началом горизонтального участка. На стадии проектирования бурения началом горизонтального участка считается точка входа в заданный цилиндр допуска. Высота цилиндра - коридор проводки горизонтального участка, радиус окружности (круга допуска) - максимально допустимое отклонение фактического забоя от проектного. Эти параметры определяются с учетом технологических возможностей бурения, исходя из последствий в нарушении сети разработки месторождения.

В практике бурения боковых стволов средние радиусы искривления на участке набора зенитного угла в зависимости от геологических условий и технического оснащения бригад составляют 60-660 м. Этот показатель также зависит от решаемой с помощью БС задачи. В одних случаях, например при наличии на забое аварийного инструмента, радиусы могут составить малую величину, позволяющую реализовать небольшой отход от старого забоя. В других случаях, например при полном обводнении скважины, радиус искривления составляет большую величину с целью максимального отхода от конуса обводнения старого ствола.

В настоящее время разработано более пяти технологических способов бурения боковых стволов (рис. 2.3). При анализе способов бурения было выявлено несколько проблем, возникающих в процессе строительства боковых стволов.

На части скважин для успешного отхода от основного ствола в заданном направлении устанавливается клин-отклонитель (рис. 2.3). Он должен быть устойчивым в стволе скважины и не проворачиваться под воздействием нагрузок со стороны режущего инструмента. Схемы также показывают необходимость фрезерования значительных объемов металла эксплуатационной колонны (рис. 2.3 а, г). Поэтому требуются надежные вырезающие устройства с повышенной прочностью режущих элементов, позволяющие фрезеровать колонну при разных зенитных углах основного ствола.

Рис. 2.3. Технологические способы забуривания боковых стволов:

а - вырезание окна в эксплуатационной колонне; б- вырезание части эксплуатационной колонны; в - извлечение верх­ней незацементированнои части эксплуатационной колонны; г -- комбинированный способ бурения бокового ствола; д -- бурение бокового ствола с открытого забоя; 1 - клин-отклонитель; 2 - цементный мост

Бурение скважин на старых месторождениях ранее проводилось без цементирования основной части ствола. Это упущение может привести к экологически опасным последствиям. Бурение бокового ствола позволяет осуществить подъем верхней части колонны после вырезания небольшого кольцевого окна, что существенно уменьшит объем фрезерования (рис 2.3 б,в).

Для выхода бурового инструмента из старого ствола необходим также цементный мост высокой прочности. Межпластовые перетоки при установке цементного моста вместо клинового отклонителя приводят к заметному снижению механической прочности цементного камня. Это затрудняет, а в ряде случаев не позволяет осуществить выход долота из старого ствола.[6]

Процесс крепления хвостовиков в БС сопровождается специфическими особенностями:

малые кольцевые зазоры между стенками скважины и обсадной колонной (в 2-3 раза меньше, чем в обычных наклонно направленных скважинах диаметром 215,9 мм);

большая интенсивность набора кривизны ствола скважины, которая может достигать 10°/10 м и более;

низкие давления в пластах, выработанных путем заводнения, и высокие в пластах, расположенных как выше, так и ниже продуктивных объектов.

В связи с указанными выше особенностями возникают дополнительные проблемы, требующие повышенного внимания:

-трудность прохождения колонн к забою;

-ограничения к жесткости колонны;

-опасность прорыва воды в скважину через интервал стыковки хвостовика с предыдущей колонной (колонной основного ствола), т.е. через голову хвостовика;

-возможность притока воды с забоя при открытом стволе;

-трудность размещения в затрубном пространстве каких-либо устройств (центраторов, якорей, пакеров);

-невысокая степень вытеснения глинистого раствора цементным;

-более высокий уровень давлений в процессе продавливания, что может вызвать нарушение целостности пластов и поглощение цементного раствора (в том числе продуктивными пластами).

Поэтому большое значение приобретает управление реологическими и тампонажными свойствами растворов, физико-механическими характеристиками цементного камня и гидравлическими параметрами потока в заколонном пространстве.

В связи с этим научно обоснованное проектирование и реализация гидравлических режимов цементирования эксплуатационных колонн-хвостовиков является важнейшим требованием для обеспечения надежности разобщения нефтеводоносных пластов при креплении БС (в условиях малых кольцевых зазоров и большой кривизны ствола) и максимальной их продуктивности.

Многочисленные исследования отечественных и зарубежных специалистов и производственная практика показывают, что максимальное замещение глинистого раствора тампонажным в заколонном пространстве происходит при турбулентном режиме его течения и использовании буферных жидкостей.

Для оценки достижения турбулентного режима определяется критическая скорость восходящего потока.

Важно обеспечить турбулентный режим течения глинистого раствора, буферной жидкости и цементного раствора при прохождении их в интервалах продуктивных горизонтов, осложненных, как правило, кавернами, за весь период движения этих жидкостей в заколонном пространстве. На конечном этапе движения цементного раствора его течение может происходить при ламинарном режиме из-за роста давлений на устье скважины. Для фиксирования давления "стоп" скорость продавливания резко снижается, течение тампонажного раствора может происходить при "структурном" режиме, т.е. при практически не разрушенной (восстановленной) структуре. На этой скорости продавливается 0,5-1,0 м продавочной жидкости.

Ввиду малого объема продавочной жидкости при цементировании хвостовиков в БС цементировочные агрегаты должны быть установлены строго горизонтально. Определяемые временем крепления значения реологических параметров в расчетах берутся на конец продавки тампонажного раствора.[6]

2.3.2 Современные технологии зарезки боковых стволов

Задача восстановления или достижения рентабельной добычи имеет особую актуальность. Бурение бокового ствола (БС) из вырезанного участка обсадной колонны является одним из наиболее радикальных способов восстановления бездействующих, а также повышения компонентоотдачи малодебитных и увеличение продуктивности пробуренных скважин.

В настоящее время наибольшее распространение получили следующие два способа забуривания бокового ствола из обсаженной эксплуатационной колонны вертикальной или наклонной скважины:

1. Вырезка секции обсадной колонны, с последующей зарезкой БС.

2. Вырезка «окна» в обсадной колонне при помощи вырезающих фрез с устанавливаемого клина-отклонителя и последующей зарезки БС скважины с этого клина-отклонителя.

Зарезка БС с клина-отклонителя

К основным преимуществам такого способа строительства БС скважин необходимо отнести:

высокую точность ориентирования за счет того, что направление бурения дается уже установленным и с ориентированным клином-отклонителем;

возможность использования роторного бурения;

небольшой объем фрезеруемого металла (для 1-го способа зарезки БС необходимо вырезать не менее 7-8 м обсадной колонны), что ведет к уменьшению числа спуско-подъемных операций;

вырезание одновременно нескольких колонн;

возможность вырезки «окна» в обсадной колонне любой прочности, а также в плохо закрепленных колоннах.

Клин-отклонитель состоит из желоба с отклоняющей плоскостью с углом наклона 2,5° и узла фиксации клина-отклонителя в обсадной колонне. Спуск клина-отклонителя в скважину осуществляется на инструменте одновременно со стартовым фрезером или при помощи спускового устройства. Для осуществления направленной вырезки «окна» в колонне клин-отклонитель ориентируется по азимуту. При достижении клином-отклонителем забоя силой тяжести бурильного инструмента срезается стопорный штифт в узле фиксации клина-отклонителя. Плашка, перемещаясь по пазам, выходит из узла фиксации и врезается в стенку обсадной колонны. Узел фиксации надежно расклинивается внутри колонны и удерживает клин-отклонитель от проворота, таким образом, отпадает необходимость цементирования клина-отклонителя. При дальнейшем увеличении нагрузки на клин-отклонитель происходит его отсоединение от стартового фреза. После чего вращением инструмента производится начальное фрезерование обсадной колонны. Далее с помощью оконного фреза вырезается «окно» в колонне, а затем арбузообразный фрез его калибрует. В завершение при выходе фрезерующей компоновки из колонны производится смена компоновки для дальнейшего бурения дополнительного ствола. В настоящее время налажено производство трех моделей клиньев-отклонителей -- серии «М», серии «П» и серии «С» практически для всех существующих стандартных типоразмеров обсадной колонны. Кроме этого, на предприятии имеется техническая возможность изготовления указанного оборудования по «индивидуальным» требованиям потребителя. В новых моделях клиньев-отклонителей (серии «П» и «С») корпус узла фиксации после подготовки клина-отклонителя к работе становится жестко связанным с желобной частью, а подвижный элемент, служащий для выдвижения расклинивающей плашки, находится внутри этого корпуса и срабатывает только при непосредственной опоре клина-отклонителя на забой. Тем самым исключается преждевременное срабатывание узла фиксации клина-отклонителя при его транспортировке до забоя, которое может произойти из-за разной толщины стенок обсадной колонны или недостаточной подготовки колонны для проведения работ по зарезке БС. В дополнение к вышеизложенному клин-отклонитель серии «С» при посадке на забой принудительно изгибается таким образом, что верхняя часть желоба прижимается к одной стороне колонны, а нижняя часть желоба -- к другой, что обеспечивает лучшее дальнейшее прохождение инструмента, а также возможность установки данного клина-отклонителя в интервалах с большим углом наклона ствола скважины.

Фрезы для вырезания «окна» в обсадной колонне

Для удобства реализации технологии вырезки «окна» с клина-отклонителя вырезающие фрезы изготавливаются и поставляются в комплекте. Стандартный комплект фрез состоит из стартового фреза, оконного (торцевого) фреза и арбузообразного (калибровочного) фреза.

Стартовый фрез предназначен для спуска клина-отклонителя и начального фрезерования «окна», оконный фрез -- для непосредственного прорезания «окна» в обсадной колонне, арбузообразный фрез -- для калибрования окна. Подготовка к работе фрез достаточно простая и сводится к внешнему осмотру всех фрез на предмет повреждений режущей поверхности и целостности резьбовых соединений. Затем осуществляется стыковка стартового фреза с клином-отклонителем для спуска его на забой и начального фрезерования.

Компоновка в составе оконного и арбузообразного фрезов собирается для непосредственного фрезерования «окна» в колонне. В некоторых случаях для улучшения колибрования «окна» в компоновку включают два арбузообразных фреза.

Выпускаемые клинья-отклонители и комплекты фрез получили широкое признание среди буровиков России. Но развитие технологий бурения и ремонта скважин побуждает непрерывно совершенствовать выпускаемую продукцию с учетом последних мировых научно-технических достижений и опыта собственных разработок, а также привлекать сторонние научные кадры. Кроме того, по индивидуальным заказам и эскизам потребителя на предприятии имеется возможность изготовления оригинального режущего инструмента для проведения буровых и ремонтных работ на скважине.

Колтюбинг и второй ствол

При бурении горизонтальных боковых стволов весьма эффективен колтюбинг (“гибкая труба”): он не только удешевляет стоимость бурения, но и позволяет обойтись без глушения скважин, обеспечивает экологическую безопасность.

По этой технологии забуривают боковые ответвления в боковых стволах на находящихся в эксплуатации месторождениях, в зонах замещения, с ухудшенными коллекторскими свойствами, как итог - освоение запасов нефти, добыча которых считалась нерентабельной.

Первыми в России опробовали эту технологию на боковых горизонтальных стволах малого диаметра в АНК “Башнефть” в 2003-2005 гг. Технология бурения на депрессии включала применение облегченных промывочных жидкостей. В гибкую безмуфтовую трубу был встроен семижильный каротажный кабель, который использовался для передачи информации с забойной телеметрической системы “Надир” (ОАО НПФ “Геофизика”).

Телеметрия

Для безаварийной проводки боковых скважин на нефть и газ важна оперативная геологическая и технологическая информация, получаемая в процессе бурения. Она позволяет прогнозировать глубину залегания кровли продуктивного пласта, корректировать траекторию ствола горизонтальной скважины для предотвращения выхода долота за пределы пласта-коллектора и/или попадания его в обводненную часть коллектора. Для получения информации в процессе бурения применяются телеметрические (MWD) системы. В зависимости от состава (компоновки) они передают на поверхность инклинометрические (пространственное положение оси скважины) данные, показания естественной радиоактивности пород и их удельное сопротивление. По оперативным показаниям MWD-системы и ведется бурение.

Наличие приборов (зондов) в телесистеме позволяет обходиться без повторного проведения геоинформационных исследований после бурения, что также сокращает расходы на строительство скважины. В подавляющем большинстве используется импортная телеметрия от известных производителей: Halliburton, Baker Huges, Geolink (группа Sondex), Schlumberger и др. В России наиболее известна телесистема SperrySun RMLS™ Retrievable MultiLateral preengineered casing window System от Halliburton. Российским ОАО НПФ “Геофизика” также разработаны и выпускаются несколько вариантов информационно-измерительной системы контроля и управления процессом бурения.

Без зарезки боковых стволов большое количество углеводородов осталось бы в пластах. Боковые стволы дают возможность значительно увеличить коэффициент извлечения углеводородов и максимально использовать ранее разведанные запасы.[10]

2.4 Конструкция типовой скважины

2.4.1 Подготовительные работы к бурению боковых стволов и организационно-технические мероприятия

1. После выбора и обоснования скважины бездействующего и обводненного фонда, из эксплуатационных колонн которых будет вестись бурение БС, перед проведением буровых работ осуществляются подготовительные работы.

2. Бурению боковых стволов предшествует спуск гироскопического инклинометра и геофизических приборов для уточнения пространственного положения обсадной колонны интервала эксплуатационного объекта.

3. Осуществляется глушение скважины солевым раствором в соответствии с действующими инструкциями.

4. Производятся монтаж бурового оборудования (подъемника, циркуляционной системы и обвязки), демонтаж фонтанной арматуры .

5. Монтируется противовыбросовое оборудование, согласно схемы оборудования устья и производится его опрессовка.

6. Выполняется подъем внутрискважинного оборудования.

7. С целью определения технического состояния эксплуатационное колонны, возможных участков сужения проводится ее шаблонирование.

При необходимости обсадная колонна прорабатывается райбером до свободного прохождения шаблона.

8. Для очистки от технических примесей скважина промывается солевым раствором (при необходимости горячим) не менее двух циклов.

9. Проводятся геофизические работы по определению глубины забоя с записью локатора муфт (ЛМ) и оценки качества цементирования камня (ОЦК). На основании данных ЛМ и ОЦК с учетом результатов предварительного профилирования БС, определяется интервал забуривания бокового ствола. При выборе интервала забуривания место зарезки БС выбирается, по возможности, ближе к забою основного ствола. В случае низкого качества цементного камня за эксплуатационной колонной или его отсутствия проводятся работы по повторному цементированию затрубного пространства эксплуатационной колонны в интервале забуривания с предварительным перфорированием ее для закачки тампонажного раствора. Работы по повторному цементированию могут проводится после установки клин-отклонителя и вырезания «окна» в эксплутационной колонне.

10. Выполняется установка на забое ликвидационного моста. Подготовка ствола скважины к установке ликвидационного моста осуществляется в порядке установленном руководящими документами.

Изоляционные работы проводятся с выполнением действующих правил и инструкций. При экономической целесообразности возможно совмещение установки изоляционного и технологического моста. После установки ликвидационного моста эксплуатационная колонна опрессовывается. Результаты изоляционных работ оформляются актами.

11. Для зарезки бокового ствола с помощью отклоняющего клина (клин-отклонителя) устанавливается технологический цементный мост, который может быть создан различными способами: взрывным пакером, закачкой цементного раствора, совместной установкой взрывного пакера и ставкой цементного раствора с помощью желонки. При этом верхняя часть моста располагается выше муфты обсадной колонны в соответствии с инструкцией по эксплуатации клин-отклонителя. Взрывной пакер рекомендуется использовать для повышения надежности цементного моста перед его установкой.

Перед спуском взрыв-пакера эксплуатационная колонна в зоне установки цементного моста очищается скребком, а скважина промывается в течение одного цикла. Для установки цементных мостов рекомендуется применение специальных тампонажных составов, обеспечивающих повышение их физико-механических свойств.

12. После ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) определяется верх цементного моста. При необходимости мост разбуривается до требуемой глубины, эксплуатационная колонна спрессовывается на давление, согласованное с НГДУ. При отрицательных результатах опрессовки эксплуатационной колонны выясняется причина принимаются меры к ликвидации негерметичности [4, 6].

2.4.2 Конструкция боковых стволов

Боковые стволы проектируются к бурению из скважин, обсаженных колоннами с диаметрами 139мм, 146мм и 168мм. Для них рекомендуются обсадные трубы потайных колонн («хвостовиков») диаметрами 88,9мм, 101,6мм и 110,0 мм (114,3мм), соответственно.

Боковой ствол может быть представлен четырьмя вариантами конструкции эксплуатационного забоя:

- открытого типа;

- открытого типа с частичным или полным перекрытием продуктивного горизонта щелевыми фильтрами;

- открытого типа со спуском щелевых фильтров и манжетным цементированием БС;

- закрытого типа со сплошным цементированием «хвостовика», включая интервал горизонтального участка

Конструкция открытого типа предусматривает установку пакера или пакера-манжеты и манжетное цементирование.

Рекомендуемые размеры обсадных труб приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Рекомендуемые размеры обсадных труб

Диаметр трубы, мм	Диаметр муфты, мм	ГОСТ. ОСТ. ТУ
нружный	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	985,0	ТУ 14-161-163-96
114,3	99,6	127,0	101,1	ТУ 14-161-163-96

При конструкции эксплуатационного забоя закрытого типа осуществляется сплошное цементирование «хвостовика» в одну ступень.

Заканчивание БС предусматривает обсаживание пробуренного ствола «хвостовиком» с подвеской его в эксплуатационной колонне основного ствола на специальном клиновом устройстве с пакером.

Верх «хвостовика» должен находится в эксплуатационной колонне основного ствола выше зоны фрезерования (не менее 20м). Вариант схемы подвески «хвостовика» приведен на рисунке 2.4.

Рис 2.4. Схема подвески хвостовика

1-бурильные трубы; 2-адаптер (разъденитель); 3-пакер;клиновая подвеска; 4-хвостовик; 5-эксплуатационная колонна;

В случае открытого эксплуатационного забоя «хвостовик» включает:

- посадочный адаптер;

- подвеску «хвостовика»;

- обсадные трубы;

- обратный клапан;

- второй обратный клапан;

- пакер с муфтой манжетного цементирования или пакер-манжет;

- фильтр щелевой;

- центраторы;

- башмак;

В случае закрытого эксплуатационного забоя конструкция «хвостовика» следующая:

- посадочный адаптер;

подвесное устройство;

обсадные трубы;

центраторы;

стоп кольцо;

обратный клапан;

второй обратный клапан;

перфорированный патрубок;

башмак.

После проработки ствола скважины и сборки «хвостовика» вместе с посадочным устройством и разъединителем производится спуск колонны на бурильных трубах.

При достижении башмаком «хвостовика» интервала забуривания осуществляется промежуточная промывка.

При достижении требуемой глубины (забоя) осуществляются подвеска и разгрузка «хвостовика» в эксплуатационной колонне с помощью клинового устройства. Разгрузкой и натяжкой на вес «хвостовика» проверяется фиксация его клиновой подвеской.

Затем производится рассоединение бурильной колонны с «хвостовиком» путем ее вращения. Сальниковый узел установочного инструмента находится внутри воронки «хвостовика» до окончания процесса цементирования При необходимости эту операцию можно выполнять после окончания цементирования.