Республика Татарстан обладает значительным нефтяным потенциалом, но вместе с тем существует устойчивая тенденция к истощению ее запасов, следствием которой может стать падение объемов добычи нефти. Проблема же наращивания дебита скважин в условиях стабилизации, а на некоторых месторождениях — падающей добычи нефти остро стоит в большинстве регионов страны.

В связи с необходимостью обеспечения растущих уровней добычи нефти и относительно невысокой выработанностью запасов верхних горизонтов (в частности, бобриковского) в НГДУ «Альметьевнефть» в течение последних трех-четырех лет активизировались работы по вовлечению их в разработку. Данные работы ведутся по двум направлениям:

• бурение горизонтальных и многозабойных скважин на целостных участках со слабодренируемыми запасами;
• бурение скважин малого диаметра для интенсификации добычи нефти на отдельных участках (за счет уплотнения сетки) и бурение нагнетательных скважин для формирования и доформирования систем разработки (таблица).

В рамках обозначенной программы работ в год планируется бурить по 8–12 скважин.

СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН МАЛОГО ДИАМЕТРА

При строительстве скважин на терригенные отложения девонской системы в НГДУ «Альметьевнефть» были произведены геофизические исследования, произошло уточнение геологического строения продуктивных отложений. Результаты исследований подтвердили наличие не вовлеченных в разработку запасов нефти в бобриковском горизонте.

В результате разбуривания кустов скважин были построены скважины основного диаметра с применением буровой установки БУ–75, по нормативам площадка, выделенная под бурение скважин, оказалась полностью задействована. В связи с тем, что все скважины построены на терригенные отложения девонской системы, строительство скважин на бобриковский горизонт с установкой БУ–75 осложняется стесненными условиями, при которых возможны опасные пересечения стволов.

После тщательных экономического, технического и геологического расчетов для вовлечения в разработку подтвержденных запасов бурение было решено осуществлять малым диаметром при помощи более мобильного и менее габаритного бурового блока УПА–60 с уже существующих кустов ранее пробуренных скважин основного диаметра. Мы предполагали таким образом не только охватить не вовлеченные в разработку вышележащие горизонты, но и не допустить пересечения стволов.

Необходимо отметить, что во время строительства скважин малого диаметра встречались те же осложнения, что и при традиционном бурении, а именно: поглощение бурового раствора, кавернообразование, осыпание горных пород, водопроявление и т.д. В большинстве случаев ликвидировать данные осложнения не представлялось возможным из-за отсутствия у буровых бригад специального оборудования и технологий для скважин малого диаметра.

Наиболее распространенным видом осложнений, требующим значительных трудозатрат, было (и в настоящее время остается) поглощение бурового раствора. Затраты времени на изоляцию зон поглощений на месторождениях Татарстана составляют около 7% календарного времени бурения.

При строительстве одной из скважин малого диаметра у нас возникла проблема по прохождению зон осложнений на ГРА с полной потерей циркуляции в интервале 850–970 м. При роторном бурении на ГРА механическая скорость составляла всего 2 м/ч. Поэтому для сокращения материальных затрат на бурение зоны осложнения (при полном уходе промывочной жидкости) мы решили проводить вскрытие продуктивного горизонта и прохождение зон осложнений на пресной воде с добавлением 0,2% ПАВ и применением винтового забойного двигателя (ВЗД). В результате механическая скорость увеличилась в три раза — до 6 м/ч (рис. 1).

Впоследствии эту же технологию мы использовали при строительстве еще 15 скважин малого диаметра.

Кроме поглощений, возникали также сложности с креплением кондуктора, что неизменно влекло за собой недоподъем цемента за колонной. Затраты на ликвидацию зон осложнения составили бы 385 тыс. руб. Тогда было принято решение о спуске кондуктора и заливке его нетрадиционным способом — снизу, через башмак кондуктора, и сверху, за кондуктором, с устья скважины (рис. 2). Эту технологию мы применили еще на трех скважинах малого диаметра. Все результаты по скважинам положительные: К12 = 1, К13 = 0,747, кондуктор герметичен (К12 — высота подъема цемента за кондуктором, норматив — 1; К13 — качество цементирования кондуктора, норматив — 0,65).

Указанным способом было также произведено крепление эксплуатационной колонны (рис. 3). Затраты составили по 1,780 млн руб. на одну скважину. Однако зона осложнения так и не была ликвидирована по причине недостаточной технической оснащенности бригад. Всего было проведено крепление эксплуатационных колонн (при наличии зон полного ухода промывочной жидкости) на 15 скважинах малого диаметра.Результаты по четырем скважинам оказались положительными: К14 = 1, К15 = 0,86, К16 = 0,949, эксплуатационные колонны герметичны (К14 — высота подъема цемента за колонной, норматив — 1; К15 — качество цементирования эксплуатационной колонны, норматив — 0,65; К16 — качество цементирования эксплуатационной колонны в продуктивной части, норматив — 0,65).

Для бурения скважин малого диаметра под эксплуатационную колонну мы применяли долото диаметром 155,6 мм, скважина обсаживалась колонной 114 мм, толщина цементного кольца составляла 41,6 мм, что могло привести к циркуляции за колонной при разработке скважины. Бурение же с ограниченным забоем без вскрытия водоносного пласта исключено ввиду того, что исследование вскрытого нефтенасыщеного карбонатного разреза не представлялось возможным — приходилось увеличивать зумпф.

Во избежание прорыва вод турнейских отложений при эксплуатации скважины специалисты отдела строительства скважин совместно с геологическим отделом НГДУ предложили использовать хвостовик в самой нижней части спускаемой эксплуатационной колонны по длине, превышающей вскрытую водоносную часть пласта на один-два метра. Хвостовик изготавливается из трубы меньшего диаметра (102 мм). Тем самым увеличивается кольцевое пространство цементного камня между стенкой скважины и эксплуатационной колонной (рис. 4).

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ ОТ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ

В качестве базы для дальнейшего сравнения мы взяли на вооружение технологию бурения скважин с ликвидацией зоны осложнения с полным уходом технологической жидкости. Экономический эффект от ее применения формируется за счет исключения дополнительных затрат, связанных с ликвидацией зоны осложнения. Так, по кондуктору экономия составила 380 тыс. руб., по эксплуатационной колонне — 1 млн 730 тыс. руб. на каждую построенную скважину.

Таким образом, применение данного комплекса мероприятий позволяет минимизировать затраты, связанные со встречающимися осложнениями, и обеспечить подъем цемента за обсадной колонной до устья при строительстве скважин малого диаметра. Полученная при этом экономическая эффективность помогает избежать дополнительных расходов на дальнейших этапах строительства скважин. Данные технологии на сегодняшний день полностью отработаны и применяются при строительстве скважин малого диаметра на месторождениях компании.