Одним из основных способов разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, содержащихся в низкопродуктивных коллекторах Южно-Охтеурского месторождения, согласно проектным документам является технология забурки и эксплуатации скважин с боковыми стволами (БС) с вертикальным, пологим и горизонтальным окончанием [1, 2, 3]. При решении задачи извлечения остаточных запасов нефти на месторождении значительная роль отводится бурению дополнительных стволов в бездействующих обводненных и аварийных скважинах. В данной работе проведен анализ эффективности зарезки второго ствола по пласту ЮВ1(1) в скважине № 3, куста № 1. Институтом «НижневартовскНИПИнефть» в рамках научного сопровождения, действующего проектного документа, проведено гидродинамическое моделирование и расчеты по пласту ЮВ1(1) на базе проектной модели Южно-Охтеурского месторждения. Планируемое расположение и профиль второго ствола по скважине № 3Б на рис. 1.
Планируемые гидродинамические расчеты ожидаемых дебитов на рис. 2.
Для зарезки бокового ствола в скважине использованы усовершенствованные технические средства, состоящие из однорейсового комплекса БС-146 с гидравлическим клиновым отклонителем без опоры на забой и двойного фреза типа ФД, разработанного в ООО «Башгеопроект» [4]. В августе 2015 г. в скважине предварительно проведены подготовительные работы к зарезке бокового ствола. Произвели подъем воронки на НКТ – 73 мм – 175 шт., скреперование и шаблонирование с шаблоном диаметром 124 мм длиной 10 м до глубины 1755 м. Геофизической партией установили взрыв пакера (ВП – 118 мм) на глубине 1750 м, сверху закрепили цементным мостом в интервале 1750–1747 м, опрессовали на давление 10 МПа (герметично). Спустили в скважину сборку фрезов на СБТ 89 мм. Проработали интервал 1703–1726 м, собрали компоновку (КНБК № 1) для установки клин-отклонителя и вырезания «окна», проверили готовность на устье скважины, соединили клин с фрезером с помощью срезного винта. Проверили проходимость гидросистемы путем пропуска через нее технической воды, соединили клиновой отклонитель с якорем. Спустили КНБК в скважину до глубины 1708–1711 м, произвели расхаживание бурильного инструмента вверх-вниз на 10–12 м с целью устранения реактивного момента. Спустили ориентирующий геофизический прибор, предварительно проверив корректность его работы на устье скважины. Сориентировали желоб клинового отклонителя в положение +30°...+50° (I четверть). Установили голову клина на глубине 1713 м, зафиксировали собственный вес бурового инструмента. Навернули ведущую бурильную трубу, буровым насосом с регулируемым приводом создавали давление жидкости в колонне бурильных труб в последовательности от 3 до 12 МПа с выдержкой в течение 5 мин. Затем осуществили разгрузку колонны бурильных труб на 5…15 кН (0,5–1,5 т) и подняли давление до 15 МПа; выдержали в течение 10–15 мин и сбросили до 0. Натянув колонну бурильных труб с расчетной силой, превышающей вес инструмента, произвели срез транспортного винта, соединяющего фрезер с клиновым отклонителем. Расчетное усилие среза транспортного винта составляло 80–100 кН (8–10 т), срез винта фиксировался показаниями ГИВ, на котором должен восстановиться собственный вес инструмента. Приподняли компоновку так, чтобы фрезер был на 0,5 м над «головой» клина. Замерили и записали вес на «вира» и «майна», момент при вращении над забоем и давление на насосе. В желобе вибросита установили необходимое количество магнитов для сбора металлической стружки. Однорейсовым комплексом БС-146, вырезали «окно» в интервале 1713–1716 м на рис. 3.
Рис. 1. Схема и профиль расположения скважины № 3Б
Рис. 2. Планируемые гидродинамические расчеты по скважине № 3Б
Рис. 3. Схема интервала вырезки окна с БС-146 в стволе скважины № 3: 1 – труба; одиночка СБТ-73; 2 – фрезер расширяющий; 3 – фрезер оконный; 4 – пробка; 5 – винт срезной; 6 – клин-отклонитель; 7 – гидросистема; 8 – переводник шарнирный; 9 – переводник; 10 – якорь; 11 – башмак
Фрезерование обсадной колонны на «голове» клина начинали с навеса при оборотах ротора не менее 50–60 мин. Во время фрезерования обработали раствор полимером до необходимых параметров. Опрессовали цементное кольцо на Р = 2,5 МПа после выхода фрезов в открытый ствол. Продолжили углубление на 5 м в горной породе до глубины 1721 м. Проработали интервал вырезки «окна» до свободного прохождения фрезеров-райберов в режимах: вращение с промывкой; без вращения с промывкой; без вращения и без промывки. Подняли КНБК. Замерили диаметр комбинированной фрезы. Собрали новую компоновку КНБК № 2 на бурение и начали бурение с одновременным утяжелением бурового раствора до 1,06 ± 0,03 г/см3, пробурили скважину до проектного забоя (2378 м по стволу скважины, 2125,28 м а.о.) согласно траектории, указанной в программе бурения. Подняли КНБК из скважины, произвели ГИС и подготовку к спуску «хвостовика». Проработали ствол специальной компоновкой и спустили «хвостовик» 102 мм, произвели его цементирование. Спустили для проработки внутри хвостовика ДТФ-85 + БВ-60 (с перекрытием хвостовика на 30 м) + СБТ-89 остальное. Прошаблонировали «хвостовик» до стоп-кольца, перевели скважину на техническую воду. Опрессовали «хвостовик» совместно с эксплуатационной колонной на 10 МПа на технической воде [5]. По согласованию с Заказчиком записали комплекс ГИС (АКЦ, ГК, МЛМ в хвостовике). После окончания строительства скважины 03.03.2016 г. проведен гидроразрыв пласта (ГРП) с закачкой проппанта Carbo/BoroProp в следующей последовательности: закачан тип 20/40 – 1 т, 16/20 – 10 т, 12/18 – 4 т. Геометрия трещины по дизайну на рис. 4.
Отчет о проведенной операции по ГРП показан в табл. 1.
С 6 по 10 марта 2016 г. в скважине № 3Б после ГРП проведено освоение со свабированием с последующим закрытием на КВД. На рис. 5 представлены данные исследования по результатам записи глубинным прибором на глубине 2150 м.
Для интерпретации было использовано КВД от 09.03.2016 г. с 12:46 до 15:26 ч, давление с глубины замера пересчитано на глубину верхних перфорационных отверстий по плотности 0,878 г/см2, рассчитанной с учетом обводненности. В результате интерпретации КВД в скважине № 3Б получены данные о пластовом давлении, фильтрационные параметры пласта и призабойной зоны и оценочные данные по скин-фактору, в табл. 2.
Рис. 4. Геометрия трещины по дизайну скважины № 3Б
Таблица 1
Отчет о проведенной операции по ГРП по скважине № 3Б
Рис. 5. Результаты записи глубинным манометром САМТ на глубине 2150 м
Таблица 2
Результаты интерпретации КВД по скважине № 3Б
|
Коэффициент влияния ствола скважины |
м3/(кг/см2) |
0,01 |
|
kh |
мД·м |
24 |
|
Радиальная проницаемость |
мД |
3,58 |
|
Скин-фактор |
–3,1 |
|
|
Забойное давление на ВДП |
кг/см2 |
199,08 |
|
Пластовое давление на последнюю точку замера на ВДП |
кг/см2 |
208,929 |
|
Экстраполированное пластовое давление на ВДП |
кг/см2 |
213,81 |
|
Коэффициент продуктивности по замерам |
(м3/сут)/(кгс/см2) |
0,40 |
|
Гидропроводность |
(мД×м)/(мПа×с) |
23,30 |
|
Пьезопроводность |
м2/с |
0,012 |
Рис. 6. Показатели работы скважины № 3Б после запуска
После исследований в скважину спустили ЭЦН-40-1650, на глубину 1600 метров. Параметры работы скважины после запуска на рис. 6.
Выводы
1. Анализом установлено, что опытно-промышленное испытание по зарезке и эксплуатации скважины № 3Б со вторым стволом является эффективным мероприятием и рекомендуется для дальнейшего применения на месторождении.
2. По скважине № 3Б пласта ЮВ1(1) запускной дебит 22 т/сут по нефти считается высоким, соответственно, все проведенные работы от процесса бурения до запуска будут иметь практическую значимость при внедрении БС на других скважинах.
3. Однорейсовый комплекс БС-146 с гидравлическим клиновым отклонителем без опоры на забой и двойным фрезом типа ФД является эффективным и надежным инструментом для зарезки боковых стволов.