Восстановление скважин из пробуренного фонда методом бурения бокового ствола рассматривается как одно из эффективных направлений продления срока эксплуатации месторождений и вовлечения в разработку остаточных запасов углеводородов. В рамках принятых вариантов разработки месторождения предусматривается восстановление части скважин именно посредством бурения боковых стволов, что позволяет использовать уже существующий фонд без строительства новых скважин.

Выполнение таких работ требует обязательной подготовки проектно-сметной документации, поскольку реконструкция скважины, связанная с бурением нового ствола, сопровождается изменением её конструкции и дальнейшего назначения. Необходимость такого проектирования определяется действующими федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности, регламентирующими проведение работ на объектах нефтяной и газовой промышленности [1].

Бурение боковых стволов из эксплуатационных колонн позволяет решать широкий круг производственных задач. Применение данного метода обеспечивает повышение производительности малодебитных скважин, восстановление бездействующего фонда, вовлечение в эксплуатацию краевых и недостаточно выработанных участков залежи, обход обводнённых зон пласта, а также создание условий для перехода на нижележащие продуктивные горизонты. Благодаря этому технология приобретает особую значимость на поздних стадиях разработки месторождений, когда возможности традиционной эксплуатации ограничены.

Технология строительства бокового ствола включает комплекс последовательно выполняемых технических решений, связанных с выбором наземного оборудования, определением оптимального интервала бурения, подбором компоновок и режимных параметров для вскрытия эксплуатационной колонны, расчётом профиля и конструкции бокового ствола, выбором средств контроля параметров кривизны, а также обоснованием технологии заканчивания скважины. Эффективность реализации этих мероприятий во многом определяется исходным техническим состоянием скважины, намеченной к восстановлению.

К скважинам, предназначенным для реконструкции методом бурения дополнительного бокового ствола, предъявляются повышенные требования. Эксплуатационная колонна выше интервала зарезки должна сохранять герметичность, за ней должно присутствовать сплошное цементное кольцо, а возможные заколонные перетоки подлежат обязательной ликвидации до начала основных работ. Кроме того, внутренний диаметр эксплуатационной колонны должен обеспечивать беспрепятственный спуск компоновок, используемых при зарезке и последующем бурении бокового ствола.

Подготовка скважины к зарезке включает отсечение нижней части эксплуатационной колонны путём установки цементного моста, проведение гидравлической опрессовки обсадной колонны, шаблонирование её внутреннего канала, а также уточнение положения муфтовых соединений и элементов заколонной оснастки. После этого выполняется спуск и установка отклоняющего клина, который может опираться на искусственный забой в виде цементного моста либо устанавливаться в подвесном варианте в интервале вырезанной части обсадной колонны. Далее производится формирование окна необходимой длины, бурение нового ствола в заданном направлении, его крепление и последующее освоение.

Оценка технического состояния эксплуатационной колонны проводится как гидравлическими, так и геофизическими методами. Контроль включает проверку колонны на избыточное давление, а также применение методов, позволяющих оценить качество цементного кольца, состояние металла колонны и наличие заколонных перетоков. При выявлении межколонных или заколонных перетоков выполняются изоляционные работы. Нижняя часть ствола, не используемая в дальнейшем, ликвидируется в соответствии с действующими нормативными требованиями, регламентирующими порядок ликвидации и консервации скважин [2].

При бурении боковых стволов возможны осложнения, обусловленные геолого-технологическими особенностями разреза. К числу наиболее вероятных относятся поглощения бурового раствора, осыпи и обвалы стенок скважины в терригенных интервалах, а также нефтегазопроявления в отдельных продуктивных и потенциально продуктивных отложениях. Учет этих факторов является обязательным при проектировании работ, выборе параметров бурения и определении мер предупреждения осложнений.

Интервал бурения бокового ствола устанавливается на основании анализа геолого-технологической информации по ранее пробуренной скважине. Предпочтение отдается интервалам, сложенным устойчивыми монолитными породами, обеспечивающими более надежные условия для зарезки и дальнейшей проводки. В зависимости от положения точки входа в продуктивный пласт бурение дополнительного ствола обычно начинается выше кровли продуктивного горизонта на 300–500 м. Для формирования окна в эксплуатационной колонне планируется применение клина-отклонителя с комплектом фрез, позволяющим выполнить вырезку за один рейс. Перед началом этих операций в колонне устанавливается опорный цементный мост высотой 50 м. После завершения ожидания затвердевания цемента мост подбуривается и проверяется на прочность разгрузкой бурильного инструмента, после чего выполняются скреперование и шаблонирование эксплуатационной колонны.

Проектирование профиля бокового ствола является важной частью технического проекта реконструкции скважины. Выбор типа профиля определяется совокупностью геолого-технических условий, способом вскрытия продуктивного горизонта и пространственным положением предполагаемой точки входа в пласт относительно восстанавливаемой скважины. Радиусы искривления дополнительного ствола рассчитываются с таким расчётом, чтобы обеспечить безопасное и беспрепятственное прохождение бурильных компоновок и обсадных колонн. Наиболее рациональным считается темп набора зенитного угла до 4° на 10 м, позволяющий сочетать технологическую осуществимость бурения с требованиями к надежности и устойчивости траектории. Конкретные профили боковых стволов уточняются на стадии разработки групповых или индивидуальных проектов по отдельным скважинам (рис. 1).

Для обеспечения проектного профиля ствола в состав компоновки низа бурильной колонны включается телеметрическая система, предназначенная для контроля параметров траектории в процессе бурения. Наиболее предпочтительным является применение телесистем с электромагнитным или гидравлическим каналом связи, позволяющих получать оперативную информацию о пространственном положении ствола и своевременно корректировать направление бурения. Формирование бокового ствола осуществляется с использованием долот требуемого диаметра в сочетании с винтовыми забойными двигателями, что обеспечивает необходимую управляемость и устойчивость проводки.

Перед переходом на буровой раствор ствол скважины подвергается опрессовке на избыточное давление, соответствующее максимальному давлению при цементировании. После определения коэффициента приемистости при необходимости выполняются изоляционные работы с применением нетвердеющих тампонажных составов, глинометасиликатных систем, цементных пеноматериалов и других технологических средств. Использование таких составов позволяет снизить риск прихватов бурильного инструмента и исключить самопроизвольное отклонение ствола в процессе дальнейшей проводки.

Для промывки ствола при бурении боковых стволов применяются высокоингибированные буровые растворы, обеспечивающие устойчивость стенок скважины, предупреждение осложнений и качественное вскрытие продуктивных интервалов.

Рис. 1. Профиль бокового ствола

Существенное значение при выполнении таких работ имеет соблюдение экологических требований. По этой причине бурение боковых стволов целесообразно осуществлять безамбарным способом, исключающим накопление отходов бурения в открытых шламовых амбарах. Образующиеся отходы подлежат сбору в специальные контейнеры или ёмкости с последующей передачей на специализированные предприятия, имеющие соответствующую лицензию на их переработку и утилизацию. Такой подход позволяет снизить негативное воздействие буровых работ на окружающую среду и обеспечить соответствие природоохранным требованиям.

С учётом того, что диаметр эксплуатационной колонны составляет 146 мм, пробуренный боковой ствол предусматривается крепить хвостовиком диаметром 102 мм. Верхняя часть хвостовика должна располагаться выше интервала вырезанного окна на 70 м, что обеспечивает необходимую надёжность его подвески и изоляцию соответствующих интервалов. В состав оснастки хвостовика в обязательном порядке включаются центраторы, применение которых направлено на улучшение его центрации в стволе скважины и формирование равномерного цементного кольца.

Обсадные трубы, используемые при спуске хвостовика, должны предварительно испытываться на давление, величина которого должна составлять не менее 1,5 рабочего расчётного давления, возникающего при цементировании скважины, но при этом не превышать предельно допустимых значений, установленных нормативными документами и требованиями ГОСТ. Для обеспечения качественной герметизации резьбовых соединений при спуске хвостовика целесообразно применять специальные уплотняющие резьбовые смазки, позволяющие повысить надёжность соединений и снизить риск нарушения герметичности в процессе эксплуатации [3].

Операции по спуску, цементированию и подвеске хвостовика выполняются с использованием специализированной технологической оснастки промышленного изготовления. При наличии вблизи продуктивного интервала водоносных горизонтов в состав оснастки дополнительно включается заколонный пакер, длина пакерующего элемента которого должна составлять не менее трёх метров. Такое решение обеспечивает более надёжную изоляцию продуктивного пласта от возможного влияния водонасыщенных интервалов.

В процессе спуска хвостовика предусматривается проведение промежуточных промывок, выполняемых через определённые интервалы как в обсадной колонне, так и в открытом стволе скважины. Проведение этих операций необходимо для поддержания надлежащего гидравлического состояния ствола и предупреждения осложнений, связанных с накоплением шлама и ухудшением проходимости компоновки. Перед цементированием выполняется комплекс мероприятий по подготовке ствола скважины, включающий выявление и изоляцию проницаемых зон, способных отрицательно повлиять на качество крепления.

Литература:

1. Ившин, А. В. Повышение эффективности разработки Павловского месторождения за счет реконструкции скважин методом бурения боковых стволов (на примере объекта Т) / А. В. Ившин, А. А. Устинов. — Текст: непосредственный // Недропользование. — 2022. — Т. 22, № 2. — С. 85–92.
2. Желудков, А. В. Факторный анализ эффективности бурения боковых стволов с горизонтальным окончанием / А. В. Желудков, В. Ф. Мишагина. — Текст: непосредственный // Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. — 2023. — № 2.
3. Савченко, А. В. Техника и технология проведения зарезки боковых стволов на месторождении Самотлор / А. В. Савченко, Д. А. Березовский. — Текст: непосредственный // Наука. Техника. Технологии (Политехнический вестник). — 2018. — № 3. — С. 97–120.