Основною особливістю розробки нафтових родовищ ВАТ "ЛУКОЙЛ", характерною і для родовищ інших нафтових компаній Росії, є те, що вироблення запасів, що припадають на одиничну свердловину (питомі запаси), відбувається нерівномірно, витіснення нафти по пласту - колектору не підкоряється радіальним законам і в області, обмеженою радіусом контуру харчування (половина відстані сітки свердловин), формуються значні запаси, що не піддаються дренування, тобто так звані тупикові і застійні зони. За рахунок залучення в розробку цих запасів можна значно збільшити обсяги видобутку нафти і кінцевий коефіцієнт нефтеизвлечения.
# 1 042; практиці підвищення ефективності розробки нафтових родовищ існує безліч способів залучення в розробку недреніруемие запасів, таких як форсований відбір, дострелити і перестріл, зміна фільтраційних струмів і т.д. # 1 042; Водночас, незважаючи на великий арсенал подібних методів, результати оціночного буріння, буріння свердловин-дублерів, бічних горизонтальних стовбурів вказують на низьку ефективність цих методів.
За останні 5-10 років завдяки створенню нових типів обладнання, техніки та інструменту, широкого поширення набули такі методи залучення в розробку залишкових запасів, як технології буріння бокових стволів. Правильний вибір місця розташування забою бокового стовбура в місці концентрації залишкових запасів, обґрунтованого моделюванням на постійно діючих геолого-гідродинамічних моделях родовищ (ПДГГММ), дозволило отримати значні прирости дебітів з цих свердловин, часто набагато перевищують дебіти, одержуваних з нових свердловин.
Стримуючим фактором масштабного застосування технології буріння бокових стволів з старого експлуатаційного фонду є висока вартість цих робіт, порівнянна з вартістю буріння нової свердловини. Похідною цієї технології є нова технологія буріння радіальних стовбурів малого діаметра зі старого експлуатаційного фонду - технологія "РадТех".
Малюнок 1 - Схема можливих напрямків радіальних стовбурів
Принципова відмінність технології "РадТех" від технології буріння бокових стволів полягає в наступному:
використовується колтюбинговая установка з гнучкою трубою діаметром 30 мм;
буриться бічний горизонтальний ствол довжиною до 100 м;
кількість бокових стволів не обмежена, в одній радіальній площині можливо розташування до 4 стовбурів;
бічні горизонтальні стовбури НЕ обсаджувати.
Технологія буріння бокових стволів малого діаметра полягає в наступних технологічних операціях.
1. Стандартна підготовка існуючої експлуатаційної свердловини до буріння бічного стовбура - шаблонування і скреперования експлуатаційної колони, установка, при необхідності, відсікаючого моста.
2. Спуск на НКТ черевика-отклонітеля, прив'язка і установка черевика-отклонітеля в місці передбачуваної "зарезки".
3. Спуск на гнучкій трубі фрези.
4. # 1 042; ирезаніе "вікна" в експлуатаційній колоні.
5. Спуск гідромоніторної насадки на гнучкій трубі і буріння бокового горизонтального стовбура.
6. При необхідності, переорієнтація черевика-отклонітеля на 90 градусів і буріння наступного бокового горизонтального стовбура (до 4х в одній площині).
7. При необхідності, підйом черевика-отклонітеля і повторення процедур 3-6.
Операція 7 - не обмежена за кількістю повторів.
Схематично буріння за технологією "РадТех" показано на малюнках 1 і 2.
Малюнок 2 - Схема радіального буріння
Малюнок 3 - Установка з гнучкою трубою
Таким чином, технологія "РадТех" дозволяє підвищити коефіцієнт досконалості свердловини, знизити скін-фактор за рахунок повторного розтину пласта і залучити до розробку залишкові запаси, зосереджені в віддаленій від старого стовбура свердловини частини пласта.
Реалізація проекту буріння бокових стволів малого діаметра почалася з вивчення результатів, отриманих на родовищах ВАТ "Татнефть". До цього часу на родовищах Татарстану за даною технологією були пробурені бічні радіальні стовбури на більш ніж 40 свердловинах. Отримані результати, 1,5-2 т / добу приросту дебітів по карбонатним колекторам і відсутність практичного ефекту по терригенним колекторам, зажадали більш відповідального підходу до вибору об'єкта впливу. Для визначення технічних можливостей при реалізації проекту, група фахівців ВАТ "ЛУКОЙЛ" виїхала до Казахстану, де в цей період проводилися дослідно-промислові роботи за технологією "РадТех".
На підставі отриманих результатів і знань Компанією було прийнято рішення щодо реалізації проекту дослідно-промислових випробувань на родовищах ТОВ "ЛУКОЙЛ-Пермь". Для його реалізації були підібрані свердловини на наступних родовищах
Таблиця 1 - Критерії добору свердловин для проведення радіального буріння
Оцінка потенціалу свердловин була проведена моделюванням на геолого-гідродинамічних моделях обраних родовищ.
Після техніко-економічної оцінки ступеня ризику проекту була реалізована програма дослідно-промислових робіт відповідно до обраного переліку свердловин. При реалізації програми дослідно-промислових робіт по радіальному буріння виникали певні труднощі, пов'язані з відмовами обладнання, що призвело до часткового невиконання обсягу запланованих робіт, таких, як невиконання запроектованого кількості бокових стволів - на 3 свердловинах, неповна проходка проектної довжини бічного стовбура (100 м ) - на 7 свердловинах.
Таблиця 3. Ефективність проведених геолого-технічних заходів на свердловинах ТОВ "ЛУКОЙЛ-Пермь"
Приріст дебіту по нафті на 1 скв. т / добу.
Термін дії технологічного ефекту, міс.
Додатковий видобуток, тис.т
Чистий дохід (збиток), тис.руб.
Чиста поточна вартість, тис.руб.
Простий термін окупності, міс.
Дисконтований термін окупності,
міс.
# 1 042; нутренняя норма рентабельності,
%
Разом з заходу
Як видно з наведених даних, за всіх свердловинах, крім Кудрявцевской №10, отримані позитивні результати. Отримані прирости дебітів варіюються від 5 до 40 т / добу. Подальше спостереження за роботою свердловин дозволило зробити висновки про ефективність робіт по технології "РадТех" для свердловин з карбонатними колекторами, приріст дебіту по яким був стабільний, а за деякими свердловинах відзначалося зростання дебіту в часі протягом першого півріччя експлуатації. Неотримання ефекту по свердловинах з теригенними колекторами за попередніми даними пояснюється глінізація і кольматірованіем бічного стовбура через наявність глинистого цементу в структурі породи-колектора при бурінні, з використанням в якості промивної рідини прісної води. Отримані результати дозволили рекомендувати продовження робіт за технологією "РадТех" в Пермському регіоні діяльності Компанії за карбонатних колекторів. Відносно теригенних колекторів прийнято рішення провести додаткові дослідження на кернового матеріалі з метою підбору оптимальних рідин первинного розкриття пласта.
Економічна оцінка проекту зроблена на базі представлених фактичних показників роботи свердловин до і після проведення робіт, витрат на проведення робіт, умовно-змінних витрат і ціни реалізації нафти. # 1 042; иполнени розрахунки ефективності кожного окремого ГТМ по свердловині з розбивкою періоду оцінки на інтервали, рівні місяця. Розрахунок додаткового видобутку від проведеного ГТМ проводився виходячи з початкового приросту дебіту нафти по кожній окремій свердловині, кількості днів роботи свердловини в першому місяці після проведення ГТМ, коефіцієнта експлуатації - 0,95 і коефіцієнта лінійної функції падіння видобутку нафти. При цьому коефіцієнт лінійної залежності падіння видобутку розраховувався за допомогою підбору параметра за умови дії технологічного ефекту протягом року, тобто додатковий дебіт нафти до кінця періоду оцінки прирівнювався до нуля. Результати розрахунків ефективності ГТМ по радіальному буріння представлені в табл. 3. # 1 042; Як економічних критеріїв ефективності проведення заходів були обрані:
· Чистий дисконтований дохід (ЧДД);
· Внутрішня норма прибутковості;
· Термін окупності з урахуванням дисконтування.
# 1 042; комплексі по всіх проведених ГТМ на свердловинах радіальне буріння зарекомендувало себе як ефективна технологія підвищення нафтовіддачі. Чистий дохід від проведення ГТМ оцінюється в 7,8 млн руб. чистий дисконтований дохід при ставці 15% склав 5,9 млн руб. простий термін окупності - 6,0 місяців, термін окупності витрат з урахуванням дисконтування - 6,4 міс. # 1 042; нутренняя норма рентабельності - 48,7%.
З огляду на широку географію діяльності Компанії, фахівцями ВАТ "ЛУКОЙЛ" розглянуто питання ротації технології буріння бокових стволів малого діаметра в інших регіонах, зокрема, в регіоні Комі, де є перспективні ділянки родовищ з карбонатними колекторами. Найбільший інтерес представляє Пермо-карбонова поклад Усинского родовища, де крім високої поверховості карбонатних колекторів нафту, що насичує ці колектора, має високу в'язкість - 710 Мпа * сек. Свердловини цього родовища експлуатуються в циклічному режимі: 1-й цикл - нагнітання теплоносія (пара), 2-й цикл - відбір розігрітій рідини. Проект "РадТех" дозволить збільшити площу прогріву заколонних зони, що імовірно дозволить кратно збільшити відбори нафти.
Малюнок 6 - Дві паралельні свердловини
Проведені дослідно-промислові роботи дозволили виявити недоліки технології буріння бокових стволів "Радий-Тех" на даному етапі:
1) малий діаметр (до 30 мм) бічного стовбура, що не передбачає використання обсадної колони;
2) обмеження по довжині бічного стовбура - до 100 м;
3) відсутність орієнтування процесу проводки бічного стовбура;
4) використання прісної води не перспективно для теригенних колекторів;
Перераховані недоліки були обговорені з фірмою "РадТех" і, крім гнучкої труби використовуваного діаметра, будуть враховані при виготовленні нової установки для нужд ОАО "ЛУКОЙЛ".
# 1 042; процесі дослідно-промислових робіт по Пермському регіону діяльності Компанії були позначені перераховані нижче перспективи використання технології буріння бокових стволів малого діаметра.
1. # 1 042; озможность проведення локального спрямованого гідророзриву пласта з метою залучення в розробку: недреніруемие запасів; запасів в пластах з підошовної водою; запасів, зосереджених в пластах з вище і нижче лежать водоносними пластами з перемичками малої потужності. З цією метою передбачається буріння паралельних стовбурів за технологією "РадТех" в напрямку передбачуваного зосередження запасів, тим самим передбачається створення зон преднарушенія і гарантоване отримання тріщини гідророзриву в необхідному напрямку.
2. # 1 042; озможность залучення в розробку родовищ з високов'язких нафти.
Розрахунок можливості отримання спрямованої тріщини гідророзриву ілюструється на малюнках 6, 7, 8, 9,10 і 11.