опыт
Н
ИНВЕСТИЦИОННАЯ ПРИВЛЕКАТЕЛЬНОСТЬ ЗАРЕЗКИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НОЯБРЬСКОГО РАЙОНА
Р. КУРАМШИН, ОАО ««ВНИИнефть» А. ЮДАКОВ, В. САВЕНКОВ, ОАО «Сибнефть-ннг» С. МУЛЯВИН, оао ««Сибниинп»
Одной из наиболее инвестиционно-привлекательных технологий, направленных на стабилизацию и дальнейший рост нефтедобычи на разрабатываемых месторождениях, становится зарезка второго ствола. В значительной степени это объясняется тем, что на разрабатываемых месторождениях накопился фонд аварийных, высоко-обводненных, малодебитных скважин, требующих существенных затрат на проведение капитального ремонта. При этом экономическая эффективность других предлагаемых технологий незначительна, кратковременна или вообще отсутствует. Бурение же новых скважин для замены вышедших из эксплуатации в целях восстановления (уплотнения) сетки скважин на большинстве объектов месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, связано с существенными капитальными вложениями и финансовым риском. В этих условиях в качестве альтернативного решения может рассматриваться бурение второго ствола из существующей скважины.
Необходимо отметить, что применение метода восстановления скважины путем зарезки вторых (далее будет использоваться термин «боковых») стволов имеет более чем 50-летнюю историю [1]. Практика реализации этого метода свидетельствует о его технико-экономическом превосходстве по сравнению с бурением новых скважин за счет меньшей стоимости одного метра бурения, использования существующей системы сбора, транспорта, коммуникаций на месторождении, где применение других технологий, стимулирующих нефтедобычу (например, гидроразрыв и др.), ограничены горно-геологическими условиями залежей нефти (заводненные зоны пласта, контактные во-донефтяные зоны и т. д.) [2—4, 7]. При этом отметим, что хотя метод давно известен, технология его осуществления была усовершенствована лишь в последние годы.
Так, в отечественной практике использовалась технология неориентированного бурения наклонного дополнительного ствола. Ориентированная проводка второго горизонтального ствола впервые в СССР реализована лишь в 1992 г. на Уренгойском газокон-денсатном месторождении [8]. В настоящее время как при ориентированной, так и неориентированной зарезке бокового ствола применяются два метода:
1) с использованием стационарного отклоняющего устройства — клина-отклонителя, закрепленного в обсадной колонне, в которой вырезается «окно» с помощью системы райберов;
2) с удалением части колонны труб длиной 6—9 м и дальнейшей проводкой бокового ствола скважины из вырезанного участка колонны.
Существенному усовершенствованию в последнее десятилетие подверглись телеметрические системы, технология бурения и вскрытия пласта, оборудование (забойные двигатели, отклонители) и т. д. [5, 6].
Наличие заметного прогресса в области бурения боковых стволов позволяет ОАО «Сибнефть-ННГ» избрать применение вышеуказанной технологии как одно из наиболее приоритетных направлений деятельности в целях ввода в эффективную разработку ряда участков залежей «старых» месторождений, восстановления аварийного фонда скважин и ввода в активную разработку залежей нефти, эксплуатация которых другими технологиями нефтедобычи нерентабельна и малоэффективна.
Первый опыт бурения боковых стволов в ОАО «Сибнефть-ННГ» относится к 1995—1998 гг. Тогда было выполнено около 10 зарезок, но ввиду отсутствия апробированных технологий, современного обо-
Табл. 1
Динамика зарезок вторых стволов
Месторождение 2002 г. 9 мес. 2003 г. (факт) 2004 г. (план)
Холмогорское 1 - -
Суторминское - 3 6
Западно-Ноябрьское 1 3 6
Вынгапуровское - 2 7
Вынгаяхинское 3 4 2
Средне-Итурское 2 3 2
Сугмутское 1 1 13
Спорышевское - 8 11
Ярайнерское - 2 -
Северо-Янгтинское - 1 1
ИТОГО: 8 27 48
рудования и полученной невысокой эффективности по большинству скважин работы были прекращены.
Возобновление бурения боковых стволов началось в 2002 г. Для этих целей были привлечены ведущие сервисные компании, работающие не только на внутреннем, но и на внешнем рынке — «Шлюм-берже», «Бейкер Хьюз», «Халлибуртон», «Лукойл-бурение», «Удмурт-бурение», «Сибирская буровая компания». Основным направлением, кроме обычных углублений и «слепых» (неориентированных) зарезок в обход аварийного ствола скважины, стало применение ориентированно направленного бурения, в том числе горизонтальных боковых стволов в эксплуатационных колоннах диаметром 146 и 168 мм.
В период 2002—2004 гг. осуществлен значительный объем зарезок вторых стволов на месторождениях Ноябрьского района. Технология реализована на десяти месторождениях. Первые пять можно отнести к так называемым «старым» месторождениям, другие насчитывают историю разработки до десяти лет (табл. 1).
Общеизвестно, что месторождения Ноябрьского нефтегазоносного района в основном приурочены к залежам нижнемеловых отложений (пласты группы БС); в ряде месторождений нефтеносными являются юрские, реже верхнемеловые и четвертичные отложения.
Геологическое строение залежей характеризуется небольшими нефтенасыщенными толщинами — 5—15 м, пористостью — 18—21% при средней проницаемости — от 0,06 до 0,178 мкм2. Залежи в основном пластово-сводовые, структурно-литологические, литологичес-ки-ограниченные. Значительное их количество подстилается водой и имеет насыщенность нефти — 0,45—0,65. Рассмотрим более подробно полученные результаты и целесообразность их применения.
Задача данной технологии — восстановление добычи на длительно разрабатываемых объектах. Поэтому одна из первых ориентированных зарезок была осуществлена в 2002 г. на объекте БС10 Холмогорского, а в дальнейшем на объектах Суторминского месторождений (табл. 2). Целесообразность строительства бокового ствола как горизонтального подтверждается скважинами, пробуренными на Сутор-минском месторождении, где средние входные дебиты составили по жидкости 187 т/сут., по нефти — 70,2 т/сут. Показатели по объекту Холмогорского месторождения — 57 и 25 т/сут. соответственно, при накопленной добыче нефти за год эксплуатации — 3,7 тыс. т, что подтверждает наличие подвижных запасов нефти на слабодренируемых
13.
опыт
участках. Вышеизложенные примеры характеризуют целесообразность восстановления сетки скважин за счет бурения боковых стволов на ранее активно разрабатываемых объектах. При этом изменение технологии заканчивания скважин (переход на горизонтальное окончание) приводит к более положительным результатам. Другой случай бурения бокового ствола в целях ввода в разработку на «старых» месторождениях второстепенных объектов представлен в статье [9]. В качестве примера приведены результаты бурения боковых стволов на объекте БВв1 Западно-Ноябрьского месторождения.
К настоящему времени на пласт БСв1 пробурено четыре горизонтальных боковых ствола. По всем скважинам достигнуты расчетные показатели добычи и существенное превышение дебитов окружающих вертикальных скважин (табл. 2 и 3).
Если до 2002 г. Западно-Ноябрьское месторождение находилось в стадии снижающейся добычи, то применение метода бурения боковых горизонтальных стволов, а также методов оптимизации и интенсификации позволило сегодня перейти в стадию растущей добычи.
На Вынгаяхинском месторождении был применен другой способ наиболее эффективного использования ранее пробуренных скважин. В шести скважинах проведено углубление с нижнемеловых до юрских отложений путем бурения боковых стволов. Все скважины эксплуатируются фонтанным способом с дебитами по жидкости — от 30 до 303 т/сут., по нефти — от 25 до 250 т/сут. (табл. 2).
Общеизвестно, что такие высокие значения дебитов по жидкости при традиционных технологиях заканчивания скважин вообще не ха-
рактерны для низкопроницаемых юрских отложений. Средняя накопленная добыча углубленных боковых стволов составляет 12,4 тыс. т нефти при текущей максимальной добыче, полученной в скв. 2000, — 37,3 тыс. т за 6-месячный период эксплуатации.
Данные результаты позволили уточнить геологическое строение юрского пласта, определить наиболее эффективные технологии за-канчивания скважин, в том числе горизонтальным окончанием, способы эксплуатации в целях выбора дальнейшей технологии разработки. При этом затраты сведены к минимуму.
На вновь введенных месторождениях (Ярайнерском, Сугмутском, Спорышевском) технологии зарезки боковых стволов дают возможность наиболее эффективно использовать пробуренный фонд скважин, если первоначальный ствол вскрыл незначительные нефтенасы-щенные или вообще водонасыщенные толщины пласта. Ориентированное бурение бокового ствола в сторону, наиболее благоприятную с геолого-технологической точки зрения, позволяет опробовать технологию горизонтального заканчивания скважины и получить накопленную добычу 142,35 тыс. т менее чем за год, например, по Споры-шевскому месторождению.
В целом на месторождениях Ноябрьского района при бурении боковых стволов получены следующие результаты (табл. 2). Входные дебиты жидкости — от 4,3 до 611 т/сут., в среднем — 206 т/сут.; более 60% скважин имеют входную обводненность менее 40%, следовательно, оказались в зонах ранее не дренируемых, менее заводненных. За год из скважин отобрали от 5,4 до 60 тыс. т нефти,
Табл. 2
Анализ эффективности зарезок боковых стволов и углублений на 01.09.2003 г. по месторождениям
Показатели
№ п/п Номер намечаемые входные при запуске текущие на 01.09.2003 г.
Пласт скважины Диаметр хвостовика, мм Тип зарезки Оборудование Qж, т/сут. Qн, т/сут. Обводнен-ность, % Дата ввода Qж, т/сут. Qн, т/сут. Обводнен-ность, % Накопленная добыча, т
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Холмогорское
1 БСю 112 102 Ориентированный РС650 57.0 25.0 48.0 28/9/02 31.5 0.3 99.2 3677.0
Всего по месторождению 1 скв.; среднее значение 57.0 25.0 48.0 - 31.5 0.3 99.0 3677.0
Суторминское
1 БСа 23846 102 Горизонтальный РС1600 305.0 299.0 10.0 15/3/03 427.1 69.5 83.7 12941.0
2 БСа° 1054 102 Горизонтальный Э-50 53.0 12.0 75.0 23/6/03 44.8 5.8 87.0 539.0
3 БС101 2077 102 Горизонтальный DN-4300 307.0 10.0 97.0 20/8/03 307
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.