Бурение горизонтальных стволов скважин, как метод повышения нефтеотдачи

      Заканчивание  предусматривает обсаживание вновь  пробуренного ствола «хвостовиком»  из обсадных труб, который спускается в боковой ствол и подвешивается  на специальном крюке в обсадной колонне основного ствола. На рисунке 2.2.2 приведена схема компоновки бокового ствола. Цементирование хвостовика не проводится, для изоляции устанавливают два заколонных гидравлических пакера. В некоторых случаях, исходя из геолого-технических условий и требований разработки месторождения, проводится цементирование бокового ствола.

    Горизонтальные  добывающие скважины на продуктивный пласт АС₁₁ рекомендуются строить по следующей конструкции (рис. 2.2.3.).

    2.3 Скважинное оборудование

    В соответствии с проектными показателями разработки месторождения предполагается эксплуатировать УЭЦН – 85% скважин, УШГН – 15% скважин (рис. 2.3.1.).

     На 01.01.2005 г. эксплуатационный фонд скважин, оборудованных УЭЦН, на месторождении составил 106 штук. Действующий фонд скважин – 106, в том числе, дающий продукцию – 105 (одна скважина совместно эксплуатирует пласты АС₁₁ и ЮС₂²), простаивающий – 2.

      На 01.01.2005 г. эксплуатационный фонд скважин, оборудованных УШГН, по месторождению  составил 19 штук. Из них действующий  фонд – 18 скважин, в том числе  дающий продукцию – 18, простаивающий – 1. Одна скважина находится в освоении. На месторождении большая часть фонда скважин (около 94%) эксплуатируются насосами вставного типа. В скважины спущены насосы диаметром от 32 мм до 44 мм.

      Глубины спуска штанговых насосов и режимы их работы назначены геологической службой НГДУ из условий эксплуатации «водоплавающих» залежей.

2.4. Характеристика системы сбора и подготовки нефти, газа и воды

      Ввод  новых скважин из бурения в  ближайшие годы планируется на разрабатываемых  участках Назаргалеевского месторождения.

      На  Назаргалеевском месторождении имеются первичные сборные пункты продукции скважин ДНС и УПСВ производительностью 5.0 тыс. т/сут по нефти и 10.0 тыс. м³/сут по жидкости. Указанные первичные сборные пункты в состоянии обеспечить предварительное обезвоживание и разгазирование всей добываемой на месторождении нефти, т.к. максимальная планируемая добыча нефти составляет 3.0 тыс. т/сут (2005 г.), жидкости - 8.2 тыс. м³/сут (2012 г.). С ДНС и УПСВ частично обезвоженная и дегазированная нефть поступает на Лянторский ЦПС и далее на Федоровский ЦКПН.

     Мощности  Лянторского ЦПС при наращивании  объемов добычи обеспечат получение  нефти необходимой кондиции. Газ  Назаргалеевского месторождения направляется в систему газосбора и используется на собственные нужды.

     Вода  после подготовки откачивается на КНС.

      Проводятся  работы по совершенствованию системы  учета и контроля качества нефти  и газа в соответствие с требованиями ПС 153-39.01-133-2002 «Положение о системе  учета и контроля качества нефти  и газа, добываемых на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа».

 

2.5 Технология проведения строительства бокового ствола с горизонтальным участком

      Строительство боковых стволов с горизонтальным участком ведется на основе технологического регламента на бурение из обводненных и бездействующих эксплуатационных скважин.

      Настоящий регламент является руководящим  документом для составления технических  проектов на строительство боковых  стволов с горизонтальным участком из ранее пробуренных обводненных  и бездействующих эксплуатационных скважин, а также обеспечения оперативной технологической документации при капитальном ремонте скважин в подразделениях ОАО «Сургутнефтегаз».

      При выборе скважин для бурения из них боковых стволов необходимо исходить из текущих характеристик эксплуатации скважины:

• технического состояния эксплуатационной колонны, качества ее крепления, фактического пространственного положения ствола скважины;
• состояние эксплуатационной колонны выше интервала установки насосного оборудования по данным соответствующих приборов и опрессовки должно быть технически исправным;
• траектории стволов подобранной и соседних скважин должны быть достаточно достоверными для исключения пересечения стволов;

      При этом следует руководствоваться  следующими основными требованиями:

• пространственное положение интервала забуривания по отношению к горизонтальному эксплуатационному участку 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 горизонтального забоя обусловливается техническими характеристиками буровой установки и вероятной глубиной забуривания;
• допустимая величина разности азимутальных направлений основного ствола и горизонтального участка не должна превышать величины, определяемой техническими возможностями строительства 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 бурения боковых стволов с горизонтальным участком, должен осуществляться, как правило, с использованием автоматизированных программ.

Подготовительные  работы к бурению  боковых стволов

• после выбора и обоснования скважин бездействующего и обводненного фонда, из эксплуатационных колонн которых будет вестись бурение БГС, перед проведением буровых работ осуществляются подготовительные работы;
• бурению боковых стволов предшествует спуск гироскопического инклинометра и геофизических приборов для уточнения пространственного положения обсадной колонны и интервала эксплуатационного объекта;
• осуществляется глушение скважины солевым раствором в соответствии с действующими инструкциями. Производятся монтаж бурового оборудования (подъемника, циркуляционной системы и обвязки), демонтаж фонтанной арматуры. Монтируется противовыбросовое оборудование согласно схеме оборудования устья и производится его опрессовка.  Выполняется подъем внутрискважинного оборудования. С целью определения технического состояния эксплуатационной колонны, возможных участков сужения проводится ее шаблонирование.
• для обеспечения свободного спуска клин-отклонителя и компоновок для фрезерования «окна» осуществляется шаблонирование эксплуатационной колонны шаблоном.
• при необходимости обсадная колонна прорабатывается райбером
• очистка ствола после испытания основного ствола.  Спускается скребок в колонну ниже глубины установки мостовой пробки ( рис. 2.5.1.).
• после очистки скважины спускается на кабеле мостовая пробка и устанавливается на 1 м выше муфты обсадной колонны искусственный забой (рис. 2.5.2.).

      Сборка  компоновки извлекаемого отклонителя  с противошламовым инструментом в следующем порядке:

      - Якорь

      - Отклонитель 

      - Оконная фреза 

      - Нижний райбер

      - Гибкая труба

      - Верхний райбер

      - Телеметрическая система

      - Патрубок под гироскоп 

      - УБТ 

      - Необходимое количество БТ 

      Спуск компоновки отклонителя с фрезами  осуществляется медленно с большой  предосторожностью, особенно при прохождении  блока превенторов.

    Не  доходя примерно 30 м до забоя восстанавливается  циркуляция.                                                                         Ориентировка поверхности отклонителя в нужном направлении, корелляция глубины по нахождению мостовой пробки. Посадка якоря на забой. Проведение контрольных измерений для подтверждения ориентации. Разгрузка вес выше усилия срезания якоря. При срезании штифтов должно быть заметно движение инструмента вниз. Натянуть для проверки заякоривания. Разгрузить,  продолжать расхаживание до срезания болта. Поднять инструмент в нейтральное положение (рис 2.5.3.).

    - зарезка окна при прохождении фрезой середины отклонителя центр фрезы начинает зарезаться в обсадную колонну. Фрезирование должно продолжатся до тех пор пока верхний райбер не пройдет низ поверхности отклонителя. После окончания зарезки прекращается вращение, компоновка поднимается и опять опускается через окно для проверки наличие затягов или помех. Если в любом направлении наблюдается затяг более 1800 кг, начинается вращение для проработки окна в обоих направлениях (рис. 2.5.4.).

• бурение бокового ствола после зарезки окна. Поднимается компоновка фрез и опускается буровая компоновка для бурения бокового ствола в соответствии со стандартными методиками бурения. Желательно сориентировать инструмент в сторону окна до прохождения  компоновки через окно. Также нельзя вращать стабилизаторы при прохождении окна. Необходимо аккуратно спускать любую компоновку через окно. Если окно повреждено в результате последующих СПО или при подвижке пласта, необходимо использовать спиральную колонную фрезу вместе с верхним райбером для проработки окна (рис. 2.5.5.).
• извлечение отклонителя. Выставляется муфта гироскопа по извлекателю. Ориентируется компоновка примерно в 5 метрах выше отклонителя. Медленно опуская крюк садится на нижний край паза. Поднять или выдернуть отклонитель при помощи ясов (рис. 2.5.6.).
• Разбуривание пробки изображено на рис. 2.5.7.
• Установка крюка подвески: крюк-подвеска спускается вместе с кривым патрубком, устанавливается выше башмака. Заколонный пакер спускается на патрубке ниже крюка-подвески для изоляции пласта и приведения в действии в действие фланца крюка подвески. Второй пакер  при необходимости может спускаться над щелевым фильтром (рис. 2.5.8.).

 

2.6 Технология вскрытия продуктивного пласта

    Одним из основных условий эффективности бурения БГС является применение методов вскрытия продуктивных пластов, обеспечивающих сохранение естественного состояния коллектора и, следовательно, потенциальных добывных возможностей скважин.

    В процессе вскрытия продуктивных пластов  бурением происходит снижение их естественной проницаемости в результате взаимодействия с буровыми растворами. Степень воздействия факторов, влияющих на ухудшение естественных коллекторских свойств пласта, различна и зависит от физико-химических свойств бурового раствора, пластового флюида, перепада давления в системе "скважина - пласт", коллекторских свойств продуктивного пласта, его литологической характеристики и времени воздействия раствора.

    На  фильтрационные характеристики коллектора оказывают влияние следующие  факторы:

      -  закупоривание поровых каналов дисперсной фазой растворов и шламом выбуренной породы;

      - набухание и диспергирование глинистых минералов, содержащихся

      в коллекторе;

      - тип глинистого материала, степень его дисперсности;

      - природа обменных катионов и свойства фильтрата;

      - сужение поровых каналов вследствие образования адсорбционногидратных слоев;

      -  образование в коллекторе устойчивых эмульсий или газовых дисперсий;

      -  образование твердых нерастворимых осадков в результате химического взаимодействия фильтрата и компонентов растворов с пластовыми флюидами;

      -  миграция твердых частиц, отрывающихся от поверхности поровых каналов под воздействием фильтратов растворов, по каналам пласта и

      - сужение их проходного сечения при осаждении частиц;

      - продолжительность вскрытия продуктивного пласта;

      - количество проникшей в пласт воды.

    В настоящее время все существующие типы буровых растворов в большей  или меньшей степени ухудшают коллекторские свойства в призабойной зоне пласта (ПЗП). Возможно несколько способов управления процессом формирования ПЗП:

      - сохранение естественного состояния призабойной зоны пласту

      (вскрытие  продуктивного пласта на депрессии  или на равновесии);        

      - изоляция призабойной зоны, которая преодолевается перфорацией;