Ответ о конверсии добывающей скважины в разветвленную с горизонтальным одним либо нескольким стволами в промежутке продуктивной части залежи нефти принимается в большинстве случаев на поздней стадии разработки месторождения, в то время, когда эксплуатация ее делается нерентабельной, но в разрезе эксплуатируемого пласта имеются пропластки с невыработанным запасом нефти.
Наряду с этим ставится основная задача избавиться от высокой обводненности скважины и повысить нефтеизвлечение за счет более тщательного изучения остаточных запасов наличия невыработанных участков залежи и др. условий.
Не считая вышеперечисленных требований к выбору вертикальных скважин для зарезки боковых стволов проводится тщательное изучение самой ее состояния и конструкции скважины для оценки вероятного осуществления рассчетных мероприятий. Исследуется уровень качества крепления скважины на герметичность заколонного пространства. При наличии заколонных перетоков, источников обводнения и др. неисправностей принимается ответ о проведении ремонтных работ либо отказе от намеченных мероприятий по зарезке второго ствола. При благоприятном финале определяется состояние подземного и наземного оборудования, проводятся профилактические мероприятия по удалению вероятных солевых и смолопарафиновых отложений, осуществляется шаблонирование ствола скважины. Лишь по окончании осуществления полного комплекса мероприятий приступают к вырезанию окон в эксплуатационной колонне. Высота окон зависит от профиля искривленного участка и в большинстве случаев не превышает 6-7 м, т.е. не превышает расстояние между муфтами. Проверка вырезанного промежутка на соответствие проекту осуществляется геофизическими способами с применением малогабаритных муфт и каверномеров-локаторов. Бурение второго ствола производится в большинстве случаев, радиусом 110-120 м с комплектом зенитного угла до 80-90 градусов и проходкой по продуктивному пласту нисходящим профилем.
При выборе скважин для бурения БГС, кроме вышеперечисленных параметров, определяющую роль имеют параметры технического и технологического замысла: формирование горизонтального ствола в разрезе нефтенасыщенного пласта протяженность горизонтального ствола, размещение горизонтальных стволов по площади залежи в зависимости от степени выработки запасов , текущие дебиты нефти, их состояние и обводненность скважин плотность сетки скважин, наличие целиков невыработанных пропластков и нефти и др. Первым делом направляться разглядывать скважины, находящиеся в пьезометрическом фонде, в консервации, в бездействии в связи с нерентабельностью и предельной обводненностью их эксплуатации из-за низкого дебита.
Перед началом БГС нужно проводить комплекс изучений по обнаружению обводненного пласта с привлечением подобной информации по соседним добывающим и нагнетательным скважинам. Нужно учитывать не только прямые геолого-промысловые изучения, но и реализованные совокупности заводненния, определяющие направления фильтрационных положение и потоков невыработанных целиков нефти. Наряду с этим в карбонатных коллекторах направляться учитывать проницаемость и трещиноватость.
Для геологических и технологических условий разработки черепетской залежи Мишкинского месторождения при зарезке БГС особенное внимание направляться обращать на поиск невыработанных территорий как по площади так и по разрезу продуктивного пласта. Наряду с этим нужно учитывать, что процесс разработки черепетского объекта протекает очень сложно. В связи с высокой трещиноватостью карбонатного коллектора происходит подтягивание подошвенных вод к забоям добывающих скважин в виде конусов обводнения. Разработка объекта, к тому же, ведется при площадном термополимерном заводнении. В этих условиях обводнение скважин происходит самый интенсивно как пластовыми так и закачиваемыми водами. Невыработанные предполагаемые территории по разрезу направляться связывать с кровельной частью продуктивного пласта по площади — с участками между добывающими скважинами, не захваченными фильтрационными потоками закачиваемых вод. По мере повышения количеств закачки невыработанные по площади участки залежи будут уменъшатъся. С учетом представленной модели обводнения продуктивного пласта возможно выяснить следующие параметры бурения БГС:
— БГС направляться бурить в обводненных скважинах;
— БГС возможно бурить как параллельно стволу обводненных скважин, так и перпендикулярно к нему в зависимости от формы целика нефти;
— длину горизонтального ствола сократить 50-100 м и размещать его строго в средней части между забоями обводнившихся скважин в целях предупреждения стремительного его обводнения за счет подтягивания конусов пластовой и закачиваемой воды;
— горизонтальный ствол бурить в кровельной части продуктивного пласта.
На башкирский объект Чутырско-Киенгопского месторождения критерии бурения БГС по большей части те же, за исключением размещения БГС в разрезе продуктивной части залежи. БГС обязан формироваться в той части продуктивного разреза, которая по итогам промысловых изучений не вырабатывается. В большинстве случаев, это верхняя пачка пластов А4-1, А4-2, А4-3.
Бурение БГС осуществляется на пяти месторождениях: Мишкинском, Ельниковском, Чутырско-Киенгопском, Гремихинском и Ельниковском. Всего в эксплуатации находится 48 БГС. Главный количество реализован на Мишкинском месторождении. На 1.01.98г. эксплуатируется 15 БГС со средним за сутки отбором нефти 145,5 т/сут. при обводненности 24,8 %. Средний дебит БГС — 9,7 т/сут., по вертикальному стволу — 0,2 т/сут. с обводненностью 83%.Срок окупаемости 1,27 года.
В дополнении к технологической схеме черепетского объекта созданы главные параметры размещения БГС по разрезу продуктивного пласта и по площади залежи. Тот факт, что по БГС взяты высокие дебиты нефти при низкой обводненности, говорит о правомочности выбранных параметров.
На втором месте по технологической и экономической эффективности бурения БГС башкирский объект Чутырско-Киенгопского месторождения. Самый удачно пробурены БГС на Чутырской площади. Текущий дебит одного ствола 8,6 т/сут против 0,3 по вертикальному стволу. Окупаемость 1,1 года. По Киенгопской площади текущий дебит немного ниже — 3,7 т/сут. по вертикальным скважинам.
Литература: Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые разработки увеличения добычи нефти. – Самара: Кн. изд-во, 1998
Билет № 30