От качества строительства бокового ствола, вскрытия и освоения продуктивного пласта зависит эффективность дальнейшей эксплуатации боковых стволов.
3.3.3 Конструкции боковых стволов
Пробуренные боковые стволы обсаживаются хвостовиком диаметром 102 или 114 мм с последующей перфорацией в продуктивной зоне или со вскрытием продуктивного пласта открытым забоем диаметром 76 – 124 мм.
Бурение БС в скважинах Туймазинского месторождения производится, в основном, из обсаженных основных стволов с диаметрами эксплуатационных колонн 140, 146 и 168 мм. При этом в результате применения долот для бурения БС соответствующего типоразмера происходит уменьшение диаметра ствола скважины (бокового ствола). Так для забуривания боковых стволов из 168 мм колонны применяются 139,7 мм, 142,9 мм, 144 мм долота и спускается хвостовик диаметром 114 мм. Если диаметр колонны – 146 мм, то применяется 123,8 мм долото и спускается 102 мм хвостовик.
Отрицательным последствием уменьшения диаметра бокового ствола является наличие малого зазора между обсадной колонной БС (102 или 114 мм) и стенками скважины, что плохо сказывается на качестве цементирования обсадной колонны.
Также малый диаметр хвостовика БС приводит к ограничению применения типоразмеров насосного оборудования, спускаемого в боковой ствол при дальнейшей эксплуатации.
Диаметр бокового ствола выбирается, исходя из требования обеспечения минимально допустимой разности диаметров между муфтами эксплуатационных труб и стенками скважины в 10 мм с точки зрения нормального спуска колонны и ее цементирования. При невозможности обеспечения такого зазора по всему стволу допускается проведение местных расширений.
Колонну эксплуатационных труб компонуют снизу вверх следующим образом: башмак, обратный клапан, кольцо – «стоп», колонна эксплуатационных труб, подвесное устройство (якорь), разъединитель резьбовой или цанговый, инструмент, на котором спускают хвостовик. Возможен спуск заранее перфорированного хвостовика. Верхний конец хвостовика располагается внутри эксплуатационной колонны на расстоянии 50 м от интервала выреза окна.
Цементирование хвостовика производится по всей длине его установки, за исключением продуктивного интервала, при этом применяется модульный отсекатель пластов (МОП), что исключает ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта при креплении скважин.
В целях повышения качества строительства бокового ствола и совершенствования конструкции скважины необходимо:
– забуривание бокового ствола производить после извлечения эксплуатационной колонны в интервале от устья до глубины вырезания «окна» и последующее бурение БС производить без потери диаметра;
– производить местные расширения бокового ствола скважины;
– цементирование хвостовика производить до кровли продуктивного пласта с оставлением забоя открытым (совершенное вскрытие пласта) или спускать заранее перфорированный хвостовик с последующим цементированием до кровли пласта.
3.4 Анализ эксплуатации скважин с боковыми стволами на Туймазинском месторождении
На Туймазинском месторождении с начала работ по зарезке боковых стволов пробурено по состоянию на 01.01.2004 года 121 БС, из них 20 скважин на территории республики Татарстан. Накопленная добыча нефти по этим скважинам составила 463,918 тыс. тонн нефти, по РТ – 172,140 тыс. тонн нефти. Всего по ООО НГДУ «Туймазанефть» пробурено 138 боковых стволов.
За 2003 год 19% добычи нефти по месторождению пришлось на скважины с боковыми стволами. При этом доля скважин с БС в эксплуатационном фонде скважин месторождения составляет 14%. Показатели работы скважин с БС показаны в таблице 13.
Основными целями строительства боковых стволов в условиях Туймазинского месторождения являются: повышение нефтеотдачи разрабатываемых объектов в результате уплотнения сетки скважин; повышение текущей добычи нефти путем восстановления действующего фонда скважин бурением боковых стволов из нерентабельных скважин, находящихся в бездействии, в консервации и ликвидированных по техническим причинам (аварии, прихват НКТ при цементировании и т.д.), вовлечение в процесс разработки застойных, тупиковых зон, доизвлечение остаточных запасов, сосредоточенных в верхних продуктивных пачках пластов девонских отложений.
Таблица 13. Показатели работы скважин с боковыми стволами Туймазинского месторождения по годам эксплуатации
| Год | Действующие скважины с БС | Добыча нефти, тыс. т | Добыча воды, тыс. т | Добыча жидкости, тыс. т | Обводненность, % | Среднесуточный дебит нефти, т/сут | Среднесуточный дебит жидкости, т/сут |
| 1996 | 2 | 0,708 | 1,025 | 1,733 | 59,1 | 2 | 5,7 |
| 1997 | 8 | 3,838 | 2,880 | 6,718 | 42,9 | 2,7 | 4,2 |
| 1998 | 29 | 17,577 | 43,633 | 61,210 | 71,2 | 3,2 | 11,1 |
| 1999 | 47 | 48,616 | 139,497 | 188,113 | 74,2 | 5,5 | 17,1 |
| 2000 | 69 | 85,498 | 359,420 | 444,918 | 80,7 | 4,5 | 25,1 |
| 2001 | 87 | 95,099 | 495,173 | 590,272 | 83,9 | 3,7 | 23,0 |
| 2002 | 101 | 111,032 | 517,594 | 628,626 | 82,3 | 3,5 | 18,1 |
| 2003 | 121 | 101,550 | 598,715 | 700265 | 85,4 | 2,7 | 19,6 |
Из таблицы видно, что при интенсивном нарастании числа действующих БС годовая добыча нефти и жидкости также возрастает. Наблюдается также возрастание обводненности продукции скважин по мере выработки остаточных запасов нефти в зонах дренирования боковых стволов. Обводненность продукции в последние годы находится в пределах 83,9 – 85,4%. Рост среднесуточного дебита нефти в первые годы внедрения метода обусловлен вводом в эксплуатацию боковых стволов, пробуренных на девонские пласты (1997–1999 годы), отличающихся лучшими фильтрационно-емкостными характеристиками по сравнению с пластами каменноугольных отложений. В последующем после первоначального, резкого падения средний дебит скважин по нефти колеблется в пределах 2,7 – 3,7 т/сут. Дебит по жидкости также продолжает несколько снижаться от уровней 23 – 25 т/сут до 18 – 19 т/сут.
Из всех объектов разработки достаточно высокие показатели эксплуатации имеют БС терригенных девонских залежей: на 91 скважине годовая добыча нефти в 2003 году достигла 78,077 тыс. тонн, среднесуточный дебит скважин по нефти составил 2,8 т/сут. Добыча нефти из 78 боковых стволов в 2002 году составила 87,669 тыс. тонн при среднесуточном дебите скважин по нефти 3,7 т/сут. Несмотря на бурение новых БС на девонские продуктивные горизонты в 2002–2003 годах (29 боковых стволов), добыча нефти по скважинам с БС из пластов девонских отложений снизилась по сравнению с 2002 годом на 9592 тонны, также снизился дебит скважин по нефти.
Динамика добычи нефти, среднесуточных дебитов нефти и обводненности по продуктивным горизонтам показана в таблице 14.
Таблица 14. Показатели работы скважин с БС Туймазинского месторождения по продуктивным горизонтам
| Продуктивный горизонт, годы | Количество введенных БС | Годовая добыча, тыс. т | Обводненность, % | Среднесуточный дебит нефти, т/сут | Среднесуточный дебит жидкости, т/сут | |||||
| нефти | воды | |||||||||
| Девон (DI+DII+DIII+DIV) | ||||||||||
| 1998 | 6 | 4,421 | 38,603 | 89,7 | 8,0 | 78,1 | ||||
| 1999 | 17 | 32,735 | 132,246 | 80,2 | 8,4 | 42,5 | ||||
| 2000 | 20 | 71,330 | 353,309 | 83,2 | 6,8 | 40,4 | ||||
| 2001 | 19 | 81,658 | 483,487 | 85,6 | 4,4 | 30,6 | ||||
| 2002 | 16 | 87,669 | 501,287 | 85,1 | 3,7 | 23,3 | ||||
| 2003 | 13 | 78,077 | 584,689 | 88,2 | 2,8 | 24,1 | ||||
| Карбон(С1t+ С1bb) | ||||||||||
| 1996 | 2 | 0,708 | 1,025 | 59,1 | 2,3 | 6,0 | ||||
| 1997 | 6 | 3,838 | 2,880 | 42,3 | 2,4 | 4,2 | ||||
| 1998 | 15 | 13,159 | 5,041 | 15,7 | 2,6 | 3,6 | ||||
| 1999 | 1 | 15,881 | 7,251 | 22,5 | 2,0 | 3,0 | ||||
| 2000 | 1 | 14,186 | 10,318 | 42,6 | 1,7 | 2,9 | ||||
| 2001 | 2 | 13,441 | 11,686 | 47,1 | 1,5 | 3,0 | ||||
| 2002 | 2 | 22,966 | 15,673 | 41,3 | 2,0 | 3,3 | ||||
| 2003 | 1 | 19,044 | 17,669 | 48,2 | 1,9 | 3,6 | ||||
Показатели работы боковых стволов характеризуются резким падением начальных дебитов по нефти (среднесуточных дебитов за первый год эксплуатации) и стабилизацией на уровне:
– по девону – 2,8 – 3,7 т/сут;
– по карбону – 1,5 – 2,0 т/сут;
и постепенным падением дебитов по жидкости.
Суммарная добыча нефти по продуктивным пластам каменноугольных отложений Туймазинского месторождения из 30 пробуренных боковых стволов на 01.01.2004 года с начала эксплуатации составляет 103,223 тыс. тонн. Суммарная добыча нефти с начала эксплуатации по пластам девона из 91 скважины с БС составляет 360,695 тыс. тонн.
Основные показатели работы боковых стволов показывают в целом эффективность технологии. Однако имеются объекты и скважины с низкими показателями. Рассмотрим последние подробнее.
На рисунках 3 и 4 приведены гистограммы распределения БС Туймазинского месторождения по дебиту нефти на текущую дату и по среднему дебиту за первый год работы.
По гистограмме рисунка 3 видно, что доля скважин с БС девонских пластов с дебитом (на текущую дату) до 1 т/сут нефти составляет 34,2%, с дебитом до 1,5 т/сут – 48,1%. Данный показатель характеризует низкую эффективность части БС с дебитом, граничащим с экономически предельным. По гистограмме, характеризующей распределение БС девонских отложений по начальным дебитам (рисунок 3), соответствующие доли малодебитных скважин меньше – 13,9% и 31,6%. Выше также и средний дебит нефти за начальный период: 5,7 вместо 2,6 т/сут. Следовательно, текущее распределение дебитов отражает процесс выработки участков залежей с БС: по мере выработки участков, эксплуатирующихся боковыми стволами, текущие дебиты скважин по нефти снижаются. Это подтверждается также данными по накопленной добыче нефти по боковым стволам, приведенными в таблице и на гистограмме распределения.