В связи с необходимостью увеличения объемов нефтедобычи в НГДУ «Альметьевнефть» стали активно вовлекаться в разработку запасы верхних горизонтов. В течение последних четырех лет ведется уплотнение сетки скважин на отдельных участках и доформирование по ним систем разработки (в том числе с применением заводнения) за счет бурения скважин малого диаметра (СМД). Кроме того, благодаря ЗБС в разработку вовлекаются участки со слабодренируемыми запасами.

Бурение СМД обходится на 40% дешевле бурения скважины основного диаметра (СОД), что дает возможность пробурить две-три СМД взамен одной СОД. Кроме того, использование СМД позволяет сократить сроки строительства скважин и вовлечь в разработку участки или краевые части отдельных участков верхних горизонтов, где высок риск неуспешного бурения.

Основанием для принятия решения о бурении СМД часто служит геологическая сложность участка, из-за которой его разбуривание основным диаметром становится слишком рискованным. Так, в пределах геологически сложной залежи №5 были пробурены семь СМД. Другим примером может служить карта разработки участка залежи №8 (рис. 1). Одна из скважин была заложена между участками с толщиной песчаника 2,6 и 3,0 м, при этом бурением был вскрыт коллектор толщиной 1,2 м. Это еще раз подчеркивает, что бурить бобриковские отложения очень рискованно из-за их невыдержанности по площади и по толщине.

Все участки бурения СМД можно подразделить на три типа: частично вовлеченные в разработку целостные участки, невовлеченные участки с линзовидным характером распространения коллекторов и литологически ограниченные участки с ранее созданной системой разработки.

РИСКИ ПРИ БУРЕНИИ СМД

В процессе бурения СМД пришлось столкнуться с несколькими проблемами горно-геологического и технологического характера. Так, из-за недостаточной жесткости бурового инструмента происходило неконтролируемое искривление ствола скважины. Данная проблема была решена заменой бурильной трубы диаметром 2 7/8″ на 3″.

При бурении СМД необходимо учитывать два основных фактора риска: зональную неоднородность бобриковских отложений и возникновение заколонной циркуляции (ЗКЦ) из-за наличия водонасыщенного пласта, расположенного ниже планируемого интервала перфорации. Для уменьшения влияния первого фактора было предложено производить бурение без привязочного каротажа со вскрытием бобриковских и турнейских отложений. Это позволит сэкономить затраты на проведение привязочного каротажа, исключить риски из-за отсутствия бобриковских коллекторов за счет вскрытия нефтенасыщенных коллекторов турнейского яруса.

Чтобы исключить второй фактор, пришлось изменить конструкцию низа колонны диаметром 114 мм. Это позволило избежать ЗКЦ за счет увеличения толщины цементного камня ниже интервала перфорации. Физический смысл данного решения заключается в том, что низ колонны диаметром 114 мм оборудуется хвостовиком диаметром 102 мм, который спускается на 1–2 м выше подошвы продуктивного горизонта. Применение метода обратного цементирования — снизу через башмак кондуктора и сверху за кондуктором с устья скважины — позволило обеспечить полный подъем цемента за колонной.

СТРУКТУРА ФОНДА СМД

Активное бурение СМД на объектах разработки НГДУ «Альметьевнефть» было начато в середине 2007 года. По состоянию на 01.06.2011 года в НГДУ пробурено 40 СМД, в том числе 31 добывающая скважина. До конца 2013 года планируется бурение еще 26 СМД, в результате чего данный фонд составит 66 скважин, в том числе 50 добывающих (рис. 2).

В настоящее время примерно пятая часть СМД «Альметьевнефти» функционирует в пределах турнейского яруса, остальные — в бобриковском и радаевском горизонтах (рис. 3).

В качестве наземных приводов скважинных насосов СМД в 77% случаев используются балансирные станки-качалки, из них 55% приходится на СК-8. У фонда СОД структура несколько иная: 98,4% этих скважин оборудованы балансирными СК (рис. 4). Больше половины СМД эксплуатируются посредством СШН с диаметром плунжера 44 мм, тогда как в фонде СОД на это оборудование приходится лишь 32% скважин. Следует отметить, что применение ЦП-80 конструкции ОАО «Татнефть» на СМД позволяет производить отбор до 65 м3/сут.

Бурение малым диаметром позволило вовлечь в систему разработки скважины с дебитом 6,8 т/сут (по бобриковским отложениям этот показатель составляет 7,3 т/сут, по турнейским — 4,8 т/сут). Средний дебит СОД равен 3,9 т/сут, тогда как для СМД этот показатель составляет 6,8 т/сут, что доказывает эффективность технологии бурения СМД, в том числе по обеспечению необходимого отбора (табл. 1).

ПРС НА СМД

Всего с начала эксплуатации на фонде СМД проведено 28 ПРС, 64% которых связаны с отказами (табл. 2).

Частота проведения ПРС на СМД и СОД, эксплуатирующих карбон, в настоящее время находится примерно на одном уровне (табл. 3). Резкий рост числа ремонтов скважин малого диаметра произошел в 2008 году, что связано с неконтролируемым искривлением ствола скважины. Это повлекло за собой осложнения — срыв СШН из замковой опоры и заклинивание длинноходового СШН (с длиной хода 6,1 м). Для решения этих проблем были предложены переход на невставные (трубные) СШН, а также отказ от длинноходовых СШН в пользу СШН с длиной хода 3,5 м. Кроме того, специалисты НГДУ разработали регламентирующий документ, в котором обозначили, что набор кривизны при бурении СМД не должен превышать 1,5°на 10 м (при стандартном бурении допускается 2–2,5° на 10 м).

Упомянутые выше осложнения наблюдались в одной из скважин (рис. 5). Резкий набор кривизны в 2008 году привел к необходимости проведения трех ПРС: двух по причине срыва СШН из замковой опоры и одного — по причине заклинивания длинноходового СШН. В результате практической реализации этих мероприятий нам удалось решить проблемы данной скважины.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН С БС

БС применяются для восстановления работоспособности скважины и вовлечения в разработку невыработанных участков нефтенасыщенного пласта. Начало активного бурения БС на объектах разработки НГДУ «Альметьевнефть» было положено в 1997 году. По состоянию на июнь 2011 года в компании насчитывалась 71 скважина с БС диаметром 102 мм. Более половины БС эксплуатируют кыновский и пашийский горизонты, около трети — бобриковский горизонт, остальная часть приходится на турнейский ярус (рис. 6).

В качестве наземных приводов СШН у скважин с БС 98,6% используются балансирные СК, из них 61% приходится на СК-8. Порядка 40% скважин с БС эксплуатируется посредством СШН с диаметром плунжера 32 мм, 30% — СШН с диаметром плунжера 44 мм (рис. 7).

Средний дебит нефти скважин с БС составляет 5,2 т/сут, по скважинам, эксплуатирующим карбон, данный показатель равен 6,1 т/сут, девонские горизонты — 4,7 т/сут (табл. 4).

За период с 2007 года в скважинах с БС было проведено 70 ПРС, 54% из которых связаны с проведением ГТМ (табл. 5).

ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СМД И БС

При эксплуатации СМД и БС отсутствует возможность проведения геофизических исследований и промывок по межтрубному пространству с помощью колтюбинговых установок (ГНКТ). В СМД нельзя спустить дополнительную колонну для ликвидации нарушения, а в БС — СШН с диаметром плунжера 57 и 70 мм.

Но, несмотря на эти проблемы, СМД и БС рассматриваются в НГДУ как эффективный инструмент для довыработки остаточных запасов и восстановления работоспособности скважин. Среди перспективных направлений эксплуатации СМД в НГДУ «Альметьевнефть» можно выделить внедрение УЭЦН малого диаметра и подъем продукции по ЭК СМД без НКТ в рамках ОПИ.