книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах

ного фонда скважин допускаются рабочие и специалисты, имеющие соот­ ветствующую подготовку и прошедшие инструктаж по безопасному веде­ нию специфических работ.

2.1.8.Перед началом работ по забуриванию нового ствола все перетоки в затрубном пространстве, выявленные в ходе исследования скважины, должны быть ликвидированы.

2.1.9.Перед зарезкой нового ствола в обсадной колонне должен быть ус­ тановлен цементный мост, наличие моста проверяется разгрузкой буриль­ ного инструмента с усилием, не превышающим предельно допустимой на­ грузки на цементный камень. Кроме того, цементный мост испытывается методом гидравлической опрессовки совместно с обсадной колонной и ус­ тановленным на ней противовыбросовым оборудованием на давление, пре­ вышающее на 10 % давление при возникновении газонефтеводопроявлений или при эксплуатации.

2.1.10.Вырезка «окон» в обсадных колоннах должна производиться спе­ циальными техническими средствами (вырезающие устройства, уипстоки и

т.п.), разработанными, изготовленными и испытанными в соответствии с «Положением о рассмотрении документации на технические устройства для нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производств, объектов геологоразведочных работ и магистральных газо-, нефте— и продуктопроводов, проведении приемочных испытаний технических устройств и выдаче разрешений на их применение».

2.1.11.Пространственное положение нового ствола должно исключить возможность вредного влияния на другие скважины месторождения (дейст­ вующие, законсервированные, ликвидированные), расположенные вблизи проектной траектории нового ствола скважины.

2.1.12.Зарезка и проводка новых стволов в обсаженных скважинах на месторождениях с высоким содержанием в продукции сероводорода долж­ на осуществляться с учетом положений, соответствующих нормативным документам и требованиям ПБ 08—624—03.

2.1.13.Приемка в эксплуатацию реконструированной скважины произво­ дится в порядке, установленном для приемки вновь построенных скважин.

2.1.14.Проектная документация на строительство, реконструкцию, кон­ сервацию и ликвидацию опасного производственного объекта, технические устройства, здания и сооружения, используемые на таких объектах, а также декларация промышленной безопасности и иные документы, связанные с эксплуатацией опасного производственного объекта, подлежат экспертизе промышленной безопасности в порядке, установленном «Правилами про­ ведения экспертизы промышленной безопасности» (ПБ 03—246—98 с изме­ нением №1 (ПБИ 03—490(246)-02)), утвержденными постановлением Гос­ гортехнадзора России [32].

2.1.15.Уровень промышленной безопасности при проектировании про­

изводств, сооружаемых на базе комплектного импортного оборудования или оборудования, изготавливаемого по иностранным лицензиям, должен быть не ниже устанавливаемого на основании требований настоящих Пра­ вил.

2.1.16.Зарубежное буровое, нефтепромысловое, геологоразведочное обо­ рудование, а также оборудование для трубопроводного транспорта и техно­ логии применяются на территории Российской Федерации по специаль­ ным разрешениям Госгортехнадзора России.

2.1.17.Режим работы на производственных объектах нефтяной и газовой промышленности устанавливается организацией в соответствии с Трудо­ вым кодексом Российской Федерации (от 30.12.2001 г.).

2.2. Требования к планированию работ и проектированию

Работы по текущему и капитальному ремонту скважин производятся по планам, разработанным организацией — исполнителем работ. Порядок раз­ работки и условия согласования плана работ по текущему ремонту скважин устанавливаются недропользователем (заказчиком).

Требования к документации для выполнения работ по бурению боково­ го ствола зависят от решаемых задач.

2.2.1.Бурение бокового ствола при капитальном ремонте скважины с невыработанными запасами углеводородов из-за аварий с обсадными ко­ лоннами или внутрискважинным оборудованием осуществляется на осно­ вании программы бурения бокового ствола и планов на проведение всех необходимых работ (забуривание, бурение БС, крепление и освоение) в рамках существующего проекта на строительство эксплуатационной сква­ жины.

2.2.2.План работ должен содержать:

—сведения о конструкции и состоянии скважины;

—пластовые давления и дату их последнего замера;

—сведения о внутрискважинном оборудовании;

—перечень планируемых технологических операций;

—режимы и параметры технологических процессов;

—сведения о категории скважины;

—газовый фактор;

—схему и тип противовыбросового оборудования;

—плотность жидкости глушения в соответствии с требованиями п.2.7.3.3 и параметры промывочной жидкости;

—объем запаса раствора, условия его доставки с растворного узла;

— мероприятия по предотвращению аварий (нефтегазопроявлений и т. п.).

При ведении работ, связанных с забуриванием и проводкой боковых стволов, планы работ должны включать;

—интервал зарезки «окна» в эксплуатационной колонне;

—технические средства и режимы работ по вырезке «окна»;

—параметры траектории бокового ствола (радиус кривизны, длина бо­ кового ствола и т. п.);

—компоновки колонны труб и низа бурильной колонны;

—тип породоразрушающего инструмента и его привода;

—навигационное обеспечение траектории бокового ствола или горизон­ тального ответвления;

—режимы проходки бокового ствола и утилизацию выбуренной по­ роды;

—крепление пробуренного ствола (спуск фильтра, технологическая ос­ настка, сочленение фильтра с эксплуатационной колонной и т. д.).

2.2.3. Бурение бокового ствола при реконструкции скважины, которая связана с необходимостью последующего изменения конструкции скважи­ ны и ее назначения (доразведка месторождения, извлечение запасов из эк­ ранированных ловушек и т. п.), должно производиться по рабочему проек­ ту, разработанному, согласованному и утвержденному в порядке, преду­ смотренном разделом 1.3 ПБ 08—624—03.

Рабочий проект может разрабатываться:

—на бурение боковых стволов для реконструируемых (восстанавливае­ мых) скважин, расположенных на одной площади (месторождении) — групповой рабочий проект;

риальным органом, является обязательным условием утверждения проект­ ной документации.

Технические, технологические, организационные и природоохранные решения утвержденных проектов являются окончательными и обязатель­ ными для выполнения всеми организациями (в том числе подрядными), принимающими участие в реализации проекта.

Пересмотр проектов в связи с введением в действие новых нормативных документов, несоответствием фактических горно-геологических условий проектным, другими причинами производится в порядке, установленном законодательством для разработки новой документации.

Отклонения от проектной документации в процессе производства не до­ пускаются. Все изменения, вносимые в проектную документацию в уста­ новленном порядке, подлежат экспертизе промышленной безопасности и согласовываются с Госгортехнадзором России или его территориальным органом в соответствии с их компетенцией и распределением полномочий.

При необходимости или целесообразности использования в процессе производственной деятельности новой техники, технологии, материалов, не предусмотренных проектом, допускается составление дополнения к про­ ектной документации. Эти дополнения подлежат экспертизе промышлен­ ной безопасности и согласованию с Федеральной службой РФ по техниче­ скому и экологическому надзору в установленном порядке.

В процессе разведки и разработки месторождений, строительства, кон­ сервации и ликвидации опасного производственного объекта организации, разработавшие проектную документацию, осуществляют авторский надзор в установленном порядке.

Проектные организации при осуществлении деятельности по проекти­ рованию опасных производственных объектов обязаны обеспечить кон­ троль качества проектной документации.

Пользователь недр обязан в соответствии с Федеральным законом «О недрах» (от 21.02.92 г. №2395—1, в редакции от 08.08.01 г.) обеспечить со­ блюдение требований проектной документации, связанной с пользованием недрами.

Производственные объекты разведки и обустройства нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород и другие вредные вещества, должны быть идентифицированы по классам опасности возможных выбросов и утечек паров и газов в атмосферу в соответствии с требованиями государственных стандартов и санитарными нормами.

Втаких случаях проектной документацией должны быть установлены:

1)возможность формирования на объектах (в т.ч. при аварийных ситуа­ циях) загазованных зон с концентрацией вредных веществ, превышающей предельно допустимые санитарные нормы;

2)границы этих зон, а также локальные участки с опасной концентраци­ ей сероводорода;

3)возможность и интенсивность сульфидно-коррозионного растрески­ вания металла оборудования и технических средств, контактирующих с аг­ рессивной средой с учетом параметров и критериев;

4)необходимые мероприятия и уровень защиты при ведении работ в ус­ ловиях потенциальной и реальной угроз безопасности работников.

При высоких концентрациях (свыше 6 %) сероводорода в пластовых флюидах проектные решения должны соответствовать требованиям раздела 6 настоящих Правил безопасности.

5)утверждение заключения экспертизы промышленной безопасности проектов производится Госгортехнадзором России на:

a) разведку, разработку и обустройство нефтяных, газовых, газоконден­ сатных месторождений и подземных хранилищ газа в пористой среде; B) строительство объектов сбора и подготовки нефти и газа, содержащих

агрессивные примеси (сероводород более 6 % (объемных));

c)строительство скважин на шельфе морей, месторождениях, содержа­ щих в пластовых флюидах свыше 6 % (объемных) сероводорода, ме­ сторождениях с высоконапорными горизонтами при коэффициенте аномальности более 1,3, а также месторождениях, содержащих про­ дуктивные отложения на глубинах 4000 м и более.

Все остальные проекты согласовываются с территориальными органами Госгортехнадзора, на территории которых планируется реализовать проект.

2.3. Геолого-технический подход к выбору скважин для бурения боковых стволов и оценки эффективности их эксплуатации

Выбор участков и зон залежей, эффективных для бурения БС, должен проводиться с использованием постоянно действующих геолого-гидроди­ намических моделей разрабатываемых месторождений, по которым про­ гноз объема бурения БС и оценка их эффективности проводятся путем мо­ делирования процесса выработки запасов с использованием карт текущих нефтенасыщенности и удельных запасов нефти на различные периоды раз­ работки залежи по следующей схеме:

—выявление фонда аварийных, высокообводненных и низкодебитных скважин, реконструкция которых возможна только бурением боково­ го ствола;

—оценка характера выработки запасов на участках, прилегающих к вы­ деленным скважинам-кандидатам;

—обоснование выбора точки вскрытия пласта и направления проводки горизонтальной или пологой частей БС;

—обоснование оптимальных интервалов вторичного вскрытия пласта и требований по величине максимально допускаемой депрессии;

—обоснование перспектив применения методов воздействия на пласт, включая ГРП;

—оценка влияния ввода БС на показатели эксплуатации участка;

—технико-экономическая оценка бурения и эксплуатации БС.

Оценка характера выработки запасов нефти методами ГИС на участках предполагаемого бурения БС основывается на имеющейся геофизической информации и анализе результатов исследований добывающих, нагнета­ тельных и контрольных скважин. По результатам анализа выявляются ме­ ханизм выработки запасов нефти, распределение текущей нефтенасыщен­ ности по пропласткам в пределах участка залежи (при возможности с опре­ делением коэффициента текущей нефтенасыщенности); устанавливается текущее положение водонефтяного и газонефтяного контактов, а также уточняются характеристики скважины-кандидата: наличие заколонных пе­ ретоков, техническое состояние эксплуатационных колонн и т. д.

Во всех скважинах с повторным вскрытием БС ранее дренируемого ею пласта необходимо провести дополнительные исследования (если они ра­ нее не проводились): по определению профиля притока, установлению ис­ точника обводнения и технического состояния эксплуатационной колонны (термометрией, термокондуктивной расходометрией, плотнометрией, резистивиметрией, стационарным нейтронным методом при остановке скважи­ ны с задавкой солевого раствора, CAT).

При наличии в районе предполагаемого бурения второго ствола транзит­ ных скважин НГДУ организует проведение дополнительных исследований по определению текущей нефтенасыщенности в неперфорированной ко­ лонне в интервале пласта методом СО или АКШ.

Рекомендации по проводке БС делаются на основании геологического строения пласта на участке залежи и по результатам оценки характера вы­ работки запасов нефти. Предполагается три типа проводки бокового ствола по пласту: вертикально-наклонная, пологая (зенитный угол более 60°С) и горизонтальная.

Впервую очередь рассматривается возможность вертикально-наклонно­ го бурения с зенитным углом проходки пласта менее 60°С. Вертикально-на­ клонная проводка ствола экономически предпочтительнее в слабо завод­ ненных, чисто нефтяных монолитных зонах залежей с проницаемостью коллекторов более 30 мкм2.

Вводонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зонах наиболее эф­

фективной является горизонтальная проходка по продуктивному пласту с длиной горизонтальной части при стандартной сетке скважин 100—200 м на расстоянии не менее 3—4 м от плоскостей ГНК и ВНК.

В чисто нефтяных высокозаводненных зонах предпочтение также отда­ ется горизонтальной проходке по слабовыработанному интервалу пласта. В случае, когда определение поинтервальной выработки пласта невозможно, рекомендуется предварительная («пилотная») вертикальная или наклонная проходка интервала пласта, по результатам исследования которого геофи­ зическими и гидродинамическими методами дается заключение о сохране­ нии такой проводки ствола по пласту или предложение бурения горизон­ тальной или пологой его части по слабовыработанному интервалу. В ком­ плекс исследований входят: стандартный каротаж АМ-0,5 и ПС, индукци­ онный каротаж, боковой каротаж, кавернометрия, гамма-каротаж, компен­ сационный нейтронный каротаж, инклинометрия, резистометрия. По ре­ зультатам геофизических и гидродинамических исследований делается за­ ключение о необходимости поинтервального цементирования заколонного пространства. При толщине пласта менее 4 м более эффективным является пологая (более 60°С) проходка с пересечением всей нефтенасыщенной тол­ щины пласта.

В низкопродуктивных чисто нефтяных зонах залежей предпочтение от­ дается пологой проходке по пласту с учетом в последующем проведения на­ правленного ГРП, с отходом от забоя основного ствола на 150—300 м при стандартной плотности сетки скважин, при возможности с сохранением ос­ новного ствола. При условии непроведения в последующем направленного ГРП и низкой выработкой запасов более эффективным является горизон­ тальная проходка по пласту с длиной горизонтальной части до 300 м. Для сохранения фильтрационных свойств коллекторов в ПЗП рекомендуется первичное вскрытие проводить на депрессии или равновесии, а интервал пласта не цементировать, а обсаживать щелевым фильтром, так как цемен­ тирование заколонного пространства в интервале низкопроницаемого не­ однородного пласта, как правило, ведет к снижению продуктивности сква­ жины в 1,5—5 раз.

При стандартной плотности сетки скважин для сведения к минимуму влияния интерференции точка вскрытия пласта должна быть по радиусу не ближе чем в 50 м от основного ствола. При этом забой БС должен нахо­ диться на расстоянии не менее 200 м от забоя окружающих добывающих скважин. В низкопродуктивных пластах допускается приближение забоя БС к забою нагнетательной скважины на расстояние до 250 м, а в пластах с

Таблица 2.2. Значение коэффициентов А, а, в зависимости (2.1) для продуктивных

пластов месторождений ОАО «Сургутнефтегаз»

особенностями геологического строения участка воздействия, состоянием его разработки и характером выработки запасов.

В связи с этим на начальном этапе, когда БС в основном бурятся в ава­ рийных и в высокообводненных скважинах, на основании анализа резуль­ татов эксплуатации БС, уплотняющего и возвратного фонда скважин, а также лабораторных и промысловых экспериментов, для приближенной оценки эффективности эксплуатации БС предлагается эмпирическая фор­ мула, учитывающая влияние только первых трех факторов.

При составлении как долгосрочных, так и годовых программ примене­ ния методов воздействия на пласты основополагающими параметрами яв­ ляются ожидаемая технологическая эффективность применения различных технологий, изменение этого параметра во времени и нижний предел рен­ табельности их использования.

При оценке нижнего предела рентабельности применения технологий воздействия на пласты необходимо учитывать следующие экономические показатели: капитальные вложения, эксплуатационные затраты, цену на нефть и чистый доход предприятия. Расчет капитальных затрат в нефтепро­ мысловое строительство был проведен по укрупненным нормативам удель­ ных капитальных вложений, полученным на основании анализа проектно­ сметной документации, фактической информации по месторождениям ОАО «Сургутнефтегаз» и вводимого количества скважин. Расчеты выполне­ ны для двух условий нефтепромыслового обустройства: нового строитель­ ства и с учетом подключения к имеющимся на месторождении объектам

где AQH— дополнительная добыча нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта, т; Кп — пористость коллекторов, доли ед.; hH— нефтенасыщенная толщина, м; р — плотность сетки скважин, скв./м2; Кн — нефтенасыщенность, доли ед.; Улин — линейная скорость фильтрации, м/сут.; gx .cTB~ дебит по жидкости бокового ствола, т/сут.; g-жшр. — средний дебит по жидко­ сти окружающих скважин, т/сут.; Я —абсолютная глубина залегания пла­ ста, м; А, а, в — коэффициенты, численные значения которых приведены в табл. 2.2.

При проведении оценки эффективности бурения БС его дебит по жид­ кости с вертикальной проходкой ствола по пласту принимается равным де­ биту окружающих добывающих скважин. При горизонтальной проходке

бокового ствола по пласту его ожидаемый дебит по жидкости определяется по упрощенной формуле:

где Еж .горж. — дебит по жидкости из горизонтального бокового ствола, т/ сут.; L — длина горизонтальной части бокового ствола, м.

Определение линейной скорости фильтрации флюидов проводится по формуле

где а Пс — коэффициент собственной поляризации пород; а, в, с — коэффи­ циенты, численные значения которых приведены в табл. 2.3.

2.4. Технические требования к выбору скважин для бурения боковых стволов

Все работы по строительству БС представляются следующими основны­ ми этапами:

—выбор скважин для ориентированного бурения из них боковых ство­ лов (в том числе с горизонтальным окончанием ствола);

—подготовительные работы к восстановлению (реконструкции) сква­ жин;

—выбор конструкции БС;

—выбор профиля и расчет траектории БС;

—вырезание секции («окна») в обсадной колонне;

—технология зарезки и бурения БС;

—крепление, освоение и вызов притока пластового флюида.

При выборе скважин для бурения из них БС необходимо исходить из оценки текущего состояния эксплуатационной колонны, качества ее крепления и фактического пространственного положения ствола сква­ жины.

Эксплуатационные колонны выше интервала установки цементного моста (интервала зарезания БС) по данным соответствующих приборов и опрессовки должны быть технически исправны, а траектории стволов ре­

конструируемой и соседних скважин достаточно достоверными для исклю­ чения пересечения траекторий стволов.

При этом следует руководствоваться следующими основными требова­ ниями:

—пространственное положение интервала забуривания по отношению к горизонтальному эксплуатационному участку должно быть оптималь­ ным с точки зрения экономической целесообразности (величина от­ хода точки забуривания до начала эксплуатационного забоя должна быть минимальной, но не менее величины, определяемой допустимой интенсивностью искривления бокового ствола); максимально возмож­ ный отход от точки забуривания до начала эксплуатационного объекта (горизонтального участка) обусловливается техническими возможно­ стями буровой установки и особенностями геологического разреза скважины;

—допустимая величина разности азимутальных направлений основного ствола и горизонтального участка не должна превышать величины, определяемой техническими возможностями строительства БС;

—траектория БС должна иметь минимальную вероятность пересечения с существующими и проектными стволами соседних скважин;

—поиск оптимальных вариантов технико-экономической целесообраз­ ности использования бездействующих скважин для бурения БС с го­ ризонтальным участком должен осуществляться, как правило, с ис­ пользованием автоматизированных программ;

—при рассмотрении геолого-промысловой информации по малодебит­ ным скважинам, предлагаемым к зарезке в них боковых стволов, сле­ дует руководствоваться следующими критериями: текущий макси­ мальный и минимальный дебит нефти, падение динамических уров­ ней, текущее пластовое давление, эффективная толщина пласта, рас­ стояние до фронта нагнетания воды, выработанность запасов по уча­ стку бурения и их планируемые извлекаемые запасы, обводненность скважин, расчетные ожидаемые показатели работы скважин с БС (де­

бит, динамика работы и др.).

Для выбора скважин, подлежащих реконструкции, необходимо иметь следующую информацию:

—месторождение (площадь);

—альтитуда устья;

—магнитное склонение местоположения скважины;

—инклинометрия ствола скважины;

—конструкция скважины;

—проектная глубина: а) по вертикали; б) по стволу;

—вид бокового ствола (наклонный, горизонтальный);

—рекомендуемый интервал забуривания БС;

—длина горизонтального участка БС;

—зенитный угол и азимут БС в точке входа в продуктивный пласт;

—максимальный зенитный угол бокового ствола;

—допустимое изменение азимута;

—минимальный радиус кривизны БС;

—глубина по вертикали кровли продуктивного (базисного) пласта;

—значение коридора допуска для проводки горизонтального участка;

—величина репрессии на пласт;

—мощность продуктивного горизонта;