Существующие системы разработки не обеспечивают полного извлечения нефти из продуктивных пластов. Наиболее эффективным и экономически выгодным с использованием ранее пробуренного фонда скважин, находящихся на простое из-за аварий, вследствие нерентабельной эксплуатации или невозможности разработки месторождений бурением новых скважин, является реконструкция части имеющегося фонда скважин путем зарезки боковых стволов (БС).

Стабилизация добычи нефти за счет бурения боковых стволов на примере Южно-Нурлатского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» ОАО «Татнефть» рассматривала в своей работе группа ученых во главе с Салиховым И. В. За счет применения технологии бурения боковых стволов (БС) могут быть восстановлены скважины ликвидированного, бездействующего, неработающего фонда при высоких дебитах по нефти, уплотнена существующая сетка скважин, а также, приостановлено снижение добычи нефти по Южно-Нурлатскому месторождению [1].

Зейгман Ю.В. и Токарева Н.М. анализировали регулирование разработки нефтяного месторождения с целью достижения потенциальной нефтеотдачи с применением боковых стволов скважин [2]. Бурение боковых стволов скважин эффективно и экономически рентабельно на объектах, характеризующихся высокой геологической неоднородностью, при наличии линз, ловушек, вблизи зон замещения коллекторов (непроницаемые экраны), а также при наличии застойных зон однородных пластов. C началом бурения на месторождении боковых стволов скважин, темпы отбора муллинского горизонта увеличились на 0,00017 тыс. м³ / тыс. м³ в год, что составляет 43 процента от среднего темпа отбора за период 1998 - 2009 г.г.

Эффективность бурения, эксплуатации боковых стволов на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений рассматривалась Токаревой Т.В., которой были получены следующие выводы:

1. Бурение боковых стволов, как метод реанимирования старых скважин, является перспективной технологией извлечения остаточной нефти в разных стратиграфических комплексах месторождений Башкортостана, находящихся на поздней стадии разработки.

2. Регрессионная модель, полученная для терригенных отложений пласта DII Туймазинского месторождения, является действенным средством при оперативном прогнозировании и анализе эффективности эксплуатации боковых стволов для аналогичных отложений других месторождений Урало-Поволжья, с учетом использования геологических и промысловых факторов, характерных для данных условий [3].

Исследователи во главе с В.В. Полупановой рассматривали вопрос оценки продуктивности боковых стволов различной конструкции в условиях неопределенности исходной информации [4]. Установлено, что основным параметром конструкции скважин с боковым стволом, влияющим на их продуктивность, является величина проходки ствола по продуктивному пласту. При ее увеличении происходит рост и производительности скважины. Однако, с ростом длины ствола значительно возрастают и технологические риски, загрязнения призабойной зоны пласта, возрастает металлоемкость конструкции, увеличиваются капитальные затраты, что в конечном итоге может значительно ухудшить экономические показатели проведения мероприятия.

Группа ученых во главе с Исхаковым И.А. анализировали эксплуатацию скважин с боковыми стволами на месторождениях АНК «Башнефть» [5]. Из результатов анализа эксплуатации БС на месторождениях следует вывод о технологической эффективности данного направления. Технико-экономические показатели должны быть улучшены путем совершенствования методики выбора скважин для зарезки боковых стволов. С целью совершенствования методики выбора местоположения новых боковых стволов производилось математическое моделирование эксплуатации уже пробуренных БС. Анализ выполнен с применением программного комплекса «Караидель», созданного в БашНИПИнефти.

В статье [6] Мансуров А.Ю. и Гришкевич О.Ю. обосновали влияние профиля проводки боковых стволов на начальный дебит скважин (на примере Нижне-Сортымского месторождения). В результате проведенных исследований, были получены следующие выводы:

1. На примере рассмотренных скважин установлено, что показатели эффективности БС с S-образным и прямолинейным профилями сопоставимы.

2. Средний дебит жидкости и удельная накопленная добыча скважин со сложным профилем БС меньше аналогичных показателей скважин с прямолинейным профилем БС (соответственно в 2 и 1,5 раза).

3. Для подтверждения целесообразности использования сложного профиля проводки БС, как следствие, экономии на зарезке пилотного ствола, рекомендуется осуществить специальные геофизические и гидродинамические исследования в подобранных парах боковых стволов.

В работе [7] Дэвид Хилл анализировал применение гибких труб для бурения боковых стволов. Использование гибких труб является одной из новых технологий при бурении боковых стволов. Этот способ особенно привлекателен при высокой стоимости мобилизации буровой установки. Наиболее эффективным применением гибких труб является бурение боковых стволов сквозь НКТ с поддержанием режима депрессии в скважине. Гибкие трубы позволяют оперативнее контролировать состояние скважин с низкими пластовыми давлениями. Отпадает необходимость подъема труб и глушения скважины, что повышает привлекательность технологии.

Новые КНБК для бурения гибкими трубами улучшают качество контроля за траекторией скважины и повышают эффективность работ. Постоянное медленное вращение сглаживает траекторию скважины и уменьшает потери на трение о стенки скважины, что позволяет бурить скважины с большим отходом от вертикали.

Рамазанов А.Ш. и Ахметов Р.К. исследовали боковые стволы по температурным изменениям в скважине [8]. В ходе проведения работы построены математические модели тепломассопереноса в боковом стволе скважины, которые позволяют:

- исследовать зависимость температурной аномалии на выходе из БС от различных параметров системы;

- решать обратные задачи по определению работающего интервала БС.

В рамках статьи [9] Еленец А.А. и Дергунов И.Ф. обосновали результативность комплексного использования методов геолого-гидродинамического моделирования и статистической обработки геолого-промысловой информации в рамках проектирования ЗБС, на примере АВ_1-3 Ватьеганского месторождения.

Плотность текущих подвижных запасов нефти фильтрационной модели объекта в совокупности с достаточной величиной текущих потенциально извлекаемых запасов нефти позволяет снизить вероятность низкой технологической эффективности бокового ствола. Для объекта АВ1-3 на основании анализа фактически пробуренных боковых стволов с горизонтальным типом заканчивания выделена условная граница технологической эффективности.

Ганцгорн А.М. и Фаршатов Р.Р рассматривали состояние технологий и технических средств при применении боковых стволов [10]. В результате анализа установлено:

1. Восстановление скважин методом зарезки и бурения БС является одной из актуальнейших проблем нефтегазовой отрасли на сегодняшний день.

2. Из известных способов выхода из обсадной колонны для зарезки и бурения боковых стволов наиболее распространенным является способ с вырезанием щелевидного «окна» при помощи клина-отклонителя и компоновки фрез.

3. Существующие технологии вырезания «окна» в стенке обсадной колонны и разработанные конструкции клиньев-отклонителей и фрез для их осуществления не обеспечивают при массовом строительстве БС требуемого качества, технологичности и экономичности.

В работе [11] группа ученых во главе со Стрекаловым А.В. исследовала вопрос повышения эффективности разработки ачимовских пластов многоствольными скважинами. В результате работы были получены следующие выводы:

1. Вычислительные эксперименты показали, что наиболее гидродинамически эффективными являются двуствольные скважины с субгоризонтальным окончанием. В скважинах с субгоризонтальным окончанием заданного профиля наиболее активно фильтрация наблюдается в надстволовой зоне (над прогибом).

2. В случае увеличения количества стволов с профилем ствола U-образной формы заданной длины приводит к некоторого рода дублированию гидродинамического воздействия на пласт в интервале ствола от кровли до нижней точки и на участке от нее до кровли пласта.

Фокеевой Л.Х. в своей работе определена оптимальная траектория и длин стволов многоствольных горизонтальных скважин с учетом особенностей коллектора [12]. Отмечается, что наличие нескольких стволов увеличивает продуктивность скважины по сравнению с горизонтальной скважиной без ответвлений. Однако, рост числа стволов, их близость друг к другу, малые длины стволов, наличие плавных разводов стволов друг от друга снижают продуктивные характеристики на единицу длины ствола. Многоствольные скважины могут быть эффективными по сравнению с одноствольными: при большой глубине залегания пластов, разбуривании шельфовых месторождений, значительном удорожании строительства одноствольных скважин большой длины, при разработке высоковязких нефтей и низкопроницаемых коллекторов, кроме того Фокеевой Л.Х. предложено геолого-экономическое решение задачи определения оптимальной траектории и длин стволов для многоствольных горизонтальных скважин с учетом особенностей коллектора.

В статье [13] Сарваровым А.Р. и Казаковым Т.Г. проанализирована эффективность бурения боковых горизонтальных стволов в контактной водонефтяной зоне, при эксплуатации горизонтальных скважин пласта АВ. Установлено, что при разработке контактной водонефтяной зоны использование горизонтальных скважин предпочтительнее вертикальных при соблюдении нескольких условий. Во-первых, ствол горизонтальной скважины должен размещаться как можно ближе к кровле пласта. Во-вторых, при помощи моделирования или экспериментально необходимо подбирать оптимальный режим эксплуатации горизонтальной скважины, при котором обводненность продукции достаточно долго остается низкой. В-третьих, высокие отборы горизонтальных скважин должны компенсироваться закачкой.

Группа ученых во главе с Шашель В.А. оценили эффективность расположения скважин и ориентации БГС для однородного по проницаемости пласта [14]. В результате выполненных расчетов установлено, что рост КИН обеспечивается только при определенных значениях угла между стволами добывающей скважины.

Не менее важным параметром для практического применения является длина горизонтального ствола. При бурении горизонтального ствола добывающей скважины более чем на 700 м коэффициент нефтеизвлечения постепенно снижается. Максимальный темп выработки участка достигается при длине ствола до 300 м. Авторами установлено, что при длине ствола 700 м коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составляет 0,44 и снижается до 0,36 доли ед. при длине ствола 300 м. При этом длиной ствола более 400 м резко увеличивается время выработки запасов месторождения. Поэтому оптимальность длины горизонтального ствола необходимо установить в результате сопоставления различных вариантов по экономическим критериям, например, через коэффициент доходности или прибыли.

Легаевым Я.В. и Халимовым М.А. анализировался профиль боковых стволов скважин с горизонтальным окончанием и выбор траектории бурения с учетом затрат при строительстве боковых стволов [15]. Установлено, что внедрение компьютерного продукта "Профиль", разработанного авторами статьи, позволяет уже на стадии проектирования бурения БГС прогнозировать экономию от 2 до 3 млн р. на строительство одного бокового ствола с горизонтальным окончанием. Экономия средств происходит за счет снижения затрат в результате уменьшения длины бокового ствола и времени строительства скважины, а также уменьшаются затраты на услуги сервисных компаний, таких, как геофизические исследования скважины, обслуживание бурового раствора, в том числе использование химических реагентов, услуги по навигации бокового ствола, дизельное топливо, электроэнергия и т. д.

В работе [16] Халимов М.А. и Легаев Я.В. исследовали строительство ГС и БГС в сложных геологических и технологических условиях разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. В результате работы были сделаны следующие выводы.

1. Проблему обеспечения качества крепления скважин в условиях аномально низких пластовых давлений нефтяного пласта на фоне повышенных пластовых давлений верхних водоносных пластов необходимо решать системно на основании научных исследований с учетом динамики изменения геологической ситуации на разбуриваемых участках месторождения.

2. Разработанный и внедренный седиментационно-устойчивый цементный раствор является эффективным тампонажным материалом для обеспечения надежной герметичности заколонной крепи. Цементный камень обладает повышенной адгезией к ограничивающей поверхности, а прочность выше в 1,5... 2,0 раза, чем у аналогов.

3. Проблема недопущения заколонных перетоков в добывающих скважинах также должна решаться комплексно от разработки проекта траектории бурения и до процесса цементной заливки хвостовика.

Обиход А.П. в своей работе обосновал влияние горизонтальных скважин на фактическую плотность сетки по залежи [17]. В ходе проведенных исследований был сделан вывод о том, что в условиях верей- башкирских отложений горизонтов А₃ и А₄ Якушкинского месторождения каждая горизонтальная скважина или БГС вносит вклад в процесс выработки запасов и достижение проектного КИН, эквивалентный вкладу 1,6 вертикальных добывающих скважин. Данная оценка хорошо согласуется с мнением специалистов о соответствии эффективности работы одной ГС или БГС полутора-двум условно-вертикальным скважинам (в зависимости от особенностей геологического строения объекта).

В работе [18] рассматривался вопрос исследования скважин, построенных по горизонтальным технологиям, автономными глубинными приборами. На основе практических данных, проведена оценка распределения депрессионной (репрессионной) нагрузки на участках горизонтального ствола скважины в ходе реальной эксплуатации. В результате анализа выполненного в работе сделано предположение, что депрессионная нагрузка, создаваемая на горизонтальным участке скважин в определенный момент времени, величина непостоянная, а ее распределение зависит от многих факторов, как от геометрии горизонтального участка, так и от эксплуатационных характеристик работы скважин.

Ахмадуллин Э.А. в работе [19] привел прикладной расчет местоположения нулевого сечения колонны труб при зарезка второго ствола. Расчеты показали, что при использовании гидравлической системы Pack-Stock при вырезании и фрезеровании окна в эксплуатационной колонне диаметром 146 мм вертикальной скважины с нагрузкой на фрезер в 2 т в растворе плотностью 1100 кг/м³, нулевое сечение колонны СБТ диаметром 73,0 мм и длиной 2800 м находится на расстоянии 49 метров от забоя скважины. С целью увеличения наработки на отказ дифференциального байпасного клапана возможна его установка в данном сечении колонны СБТ. Используя предложенный алгоритм, было найдено местоположение нулевого сечения колонны бурильных труб для ряда исходных данных и других технологических операций в скважине.

В статье [20] Янтурин Р.А. и Янтурин А.Ш. обосновывали необходимость учета осевых нагрузок при расчетах обсадных колонн на внешнее и внутреннее давление в наклонных и горизонтальных скважинах. Пренебрежение в процессе проектирования и при проведении технологических расчетов (по результатам инклинометрии) перед спуском обсадных колонн в наклонные и горизонтальные или искривленные вертикальные скважины представленными факторами и условиями может привести, как подтверждается промысловой практикой, к смятию, потере герметичности или другим нарушениям обсадных колонн на участках набора, корректировки траектории и других интервалов интенсивного локального искривления ствола.

Мухаметшин А.А. и Гайзулин А.Г. в работе [21] привели сравнительный анализ применения отклонителей различных конструкций для забуривания БС. Рассматривались отклонители КОП-115 Павловского завода и отклонители конструкции ТатНИПИнефть. На одинаковом количестве скважин отклонители Павловского завода имеют ограничения применения, для которого имеется необходимость создания шлифованного забоя в строго заданном интервале для их установки, жесткая конструкция, плохо прижимаются к стенке эксплуатационной колонны, в процессе бурения бокового ствола часто возникает необходимость дополнительной проработки «окна» фрезами.

По отклонителям конструкции ТатНИПИнефти так же имелись ограничения — якорь соединялся с основанием клина при помощи сварки. После устранения этого недостатка отклонители были рекомендованы к широкому применению на промыслах Татарстана. По своим технико- экономическим характеристикам эти отклонители не уступают зарубежным аналогам, устанавливаются в любом интервале ствола скважины и в несколько раз дешевле их.

Рамазановым Р.Г. и Гаах И.А. в статье [22] исследована эффективность применения горизонтальной технологии в условиях терригенных отложений на месторождениях Татарстана. По рассмотренным участкам бурение скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием позволило снизить капитальные вложения на 1 тонну добытой нефти за счет уменьшения числа бурящихся скважин и экономии затрат на инфраструктуру, увеличить дебит нефти и уменьшить обводненность по сравнению с окружающими вертикальными скважинами, ввести из консервации запасы нефти под санитарно- защитными зонами населенных пунктов и лесных массивов, восстановить добычу из остановленной по техническим причинам скважины. Было установлено, что бобриковский горизонт является одним из приоритетных для применения горизонтальных технологии с целью выработки запасов нефти и увеличения КИН на месторождениях ОАО «Татнефть».

Группа ученых во главе с Бакировым Д.Л. анализировала обеспечение безаварийной проводки горизонтальных боковых стволов в интервалах залегания неустойчивых пород [23]. Авторам сделаны следующие выводы:

1. Повышение плотности бурового раствора снижает продуктивность скважин.

2. Применение измененной конструкции БГС позволяет полностью решить проблему обеспечения устойчивости ствола и качественного вскрытия продуктивных объектов с низкими пластовыми давлениями. В 2011 г. планируется проведение ОПР в четырех скважинах. Применение данной конструкции приведет к увеличению затрат до 15 процентов относительно затрат на традиционную конструкцию.

3. Разработанная рецептура бурового раствора, обладающего высокими ингибирующими свойствами и значениями коэффициента восстановления проницаемости безаварийно и в короткие сроки пробурить три БГС. После завершения ОПР, оценки продуктивности и технико- экономической эффективности принимается решение о промышленном внедрении технологии.

Витевский А.В. и Свешников А.В анализировали эффективность зарезок боковых стволов с проведением гидроразрыва пласта в скважинах Приразломного месторождения [24] При этом были получены следующие выводы:

1. ЗБС не желательно планирование в направлении 330-30,150-210 градусов относительно основного ствола.

2. ЗБС в северо-южном направлении возможно, при положении главного ствола по отношению к нагнетательной скважине 30-150, 210-330 градусов при удаленности от нее 500 метров и более

В статье [25] Мелинг К.В. и Ахмадишин Ф.Ф. рассматривали вопрос возможности изолирования зон поглощения БР в БС с использованием профильного перекрывателя. Бурение БС сопровождается поглощением бурового раствора. На изоляцию зон поглощения методами намыва наполнителей и цементных заливок расходуется большое количество материалов и времени, в большинстве случаев без положительного результата.

Модификация разработанных в ТатНИПИнефти технологии и оборудования для ремонта колонн ОЛКС-146К и ОЛКС-168К позволила применить их для изоляции зон поглощений бурового раствора в БС, пробуренных долотами диаметром соответственно 124 и 144 мм.

Группой ученых во главе с Хисамовым Р.С. был рассмотрен извлекаемый отклонитель для строительства многозабойных скважин [26]. Благодаря съемнику проведено зацепление отклонителя и извлечение его из скважины по окончании вырезания «окна». При этом проходной диаметр основного ствола после извлечения отклонителя остался прежним, то есть, диаметр основного ствола с применением отклонителя сохраняется, что дополнительно дает возможность применения оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации пластов.

В статье [27] Ярахановой Д.Г. исследовалось применение горизонтальных технологий с учетом геолого– технологических условий. Были получены следующие выводы:

1. Одним из наиболее эффективных методов интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов является переход на принципиально новые системы разработки месторождений с применением ГС, которые обладают рядом преимуществ по сравнению с вертикальными скважинами.

2. Дебиты ГС в 2-10 раз больше дебитов вертикальных скважин, КИН повышается в 1.3 -1.5 раза. Это обусловлено существенным увеличением поверхности притока за счет длины горизонтального ствола и повышением охвата пласта вытеснением при меньших энергетических затратах и депрессиях на пласт.

3. ГС являются одной из основных составляющих комплексной технологии разработки объектов с трудноизвлекаемыми запасами. Восстановление фонда скважин повышение их рентабельности и достижение высоких КИН за счет увеличения охвата пластов воздействием достигается зарезкой вторых стволов в существующих скважинах.

4. Проведение ГДИС возможно непосредственно в горизонтальной части ствола с доставкой автономно-измерительных приборов в любой участок ствола ГС.

Группой ученых во главе с Устькачкинцевым Е.Н. изучен вопрос определения критериев выбора скважин – кандидатов для применения БС [28]. С целью снижения сроков строительства, повышения эффектности эксплуатации БС и уменьшения их влияния из исходные данные для проведения статистической обработки при выборе скважин-кандидатов были предложены следующие технико-технологические решения, обеспечивающие качественную крепь хвостовиков БС.

 1. Использование разработанных специальных тампонажных составов с регулируемыми технологическими свойствами, обладающих низким показателем фильтрации, высокой прочностью, расширением, обеспечивающих плотный контакт цементного камня с сопредельными средами, высокой подвижностью.

 2. Применение щелевой гидропескоструйной перфорации, позволяющей повысить дебиты добывающих скважин в 8,9- 14,8 приемистость нагнетательных скважин в 14_,8 раза.

3. Разработка и реализация технологии подготовки ствола скважины к цементированию с использованием современного оборудования для повышения качества цементирования.

 4. Разработка и реализация схемы оснастки обсадных колон хвостовиков с учетом особенностей конкретной скважины.

 В статье [29] Ошибковым А.В. и Водорезовым Д.Д учтено влияние технических характеристик применяемого оборудования: клина – отклонителя и обсадных труб, на надежность соединения стволов многоствольных скважин. В результате получены следующие выводы:

1. Важной задачей проектирования строительства многоствольной скважины является поиск разумного компромисса при выборе угла клина-отклонителя и толщины стенок хвостовика бокового ствола с целью оптимизации конструкции многоствольной скважины, повышения ее стабильности и надежности.

2. С точки зрения надежности соединения стволов многоствольной скважины применение клиньев-отклонителей с углом отклонения до 3° неэффективно, так как вырезаемое в обсадной колонне окно получается длинным и значительно увеличивает напряжения в металле труб в месте стыка стволов многоствольной скважины, которые возникают в результате действия дифференциального давления.

В учебной литературе [30] Шенбергером В.М. и Зозулей Г.П. типы профилей БС были разделены на 2 группы: плоскостные и пространственные. Установлено, что наиболее распространенными типами профилей БС являются профили второй группы.

Проектирование профилей боковых стволов скважин — одна из составных частей технического проекта реконструкции малодебитных и бездействующих скважин. Целью проектирования профиля ствола восстанавливаемой скважины является выбор его типа, расчет и построение траектории оси ствола.

Выбор типа профиля ствола для восстановления возможностей конкретной скважины зависит от геолого-технических условий бурения способа вскрытия продуктивного горизонта (горизонтальным, наклонным или вертикальным стволом), от расположения точки входа в продуктивный пласт относительно реконструируемой скважины.

Исходя из выполненного обзора, можно сделать вывод, что мероприятия по применению боковых стволов актуальны для любых объектов, этой тематикой занимались многие ученые, так как большинство разрабатываемых месторождений находятся на поздней стадии разработки. Основными задачами выпускной квалификационной работы является анализ выполнения проектных решений, связанных с фондом скважин, дифференцирование действующего фонда скважин по разрабатываемым горизонтам, выполнение корреляционного анализа динамики добычи нефти и видов ремонтных работ, оценка изменения типоразмеров насосного оборудования и режимов откачки до и после применение БС, подбор скважин-кандидатов по регламентированным условиям применения, корреляционный анализ динамики добычи нефти в зависимости от различных геолого-физических факторов, технико– экономическая оценка эффективности БС.