Зарезка вторых стволов дает большой экономический эффект, т.к. применение этой технологии сокращает средства, затраченные на бурение скважины-дублера взамен ликвидируемой. Зарезка на уже пробуренной скважине позволяет обойти неизвлекаемые механические препятствия в скважине и восстановить ее работоспособность. Опыт работ показывал, что даже небольшой (10–15 м) увод второго ствола в сторону от первого позволяет значительно снизить количество воды в добытой нефти.

Так как вторые стволы бурят на уже используемом месторождении, при их зарезке следует учитывать возможность пересечения новой скважины с ранее пробуренными. Для этого делают расчет траектории новой скважины с учетом места входа скважины в пласт и расположения ранее пробуренных скважин. Для бурения вторых стволов используется буровой инструмент меньшего диаметра, позволяющий его свободное хождение в колонне первоначальной скважины (рис. 1). Например, при диаметре обсадной колонны 146 мм обычно применяют долота диаметром 123,8–124 мм, в 168-мм колонне можно использовать 124-мм, 143-мм долота и стандартный инструмент БК-73 с муфтами 105 мм. Благодаря меньшему диаметру инструмента можно добиться как большего искривления второго ствола, так и меньшей длины открытого первого ствола (что сокращает затраты на трубы).

Как правило, боковые стволы бурят с интенсивностью 3,5–4º/10 м, но бывают и скважины с меньшим радиусом (большей интенсивностью искривления), вплоть до 7–10º/10 м. Для облегчения бурения в компоновку (которая рассчитывается специальными программами непосредственно на буровой) обычно берутся простые и/или спиральные утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Этим обеспечиваются передача нагрузки на долото (рис. 2) и облегчение выноса шлама. Применение верхнего привода на буровых установках также упрощает бурение скважины.

Чтобы избежать многочисленных осложнений и аварий, которые часто возникали при использовании глинистых растворов, сейчас применяются биополимерные. Практика показала, что биополимеры в полтора раза повышают удельную продуктивность пробуренных вторых стволов. Кроме этого, такие растворы значительно снижают силу трения при движении бурильного инструмента в скважине, гидравлическое сопротивление, что позволяет бурить скважины с более сложной траекторией. Есть у биополимерного раствора и еще ряд преимуществ – в частности, его можно использовать повторно, он менее вреден экологически, чем глинистый, и легче поддается утилизации.

Комплексное применение вышеописанных методов позволяет увеличить скорость бурения и уменьшить возможность возникновения аварийных ситуаций.

Добыча нефти особенно возрастает при бурении горизонтального участка второго ствола, длина которого варьируется от 100 до 300 м, но может достигать и 1000 м.

Рис. 1. Зарезка бокового ствола с помощью установки Kardwell (фото ОАО “Сургутнефтегаз”)

При бурении горизонтальных боковых стволов весьма эффективен колтюбинг (“гибкая труба”): он не только удешевляет стоимость бурения, но и позволяет обойтись без глушения скважин, обеспечивает экологическую безопасность.

По этой технологии забуривают боковые ответвления в боковых стволах на находящихся в эксплуатации месторождениях, в зонах замещения, с ухудшенными коллекторскими свойствами, как итог – освоение запасов нефти, добыча которых считалась нерентабельной.

Первыми в России опробовали эту технологию на боковых горизонтальных стволах малого диаметра в АНК “Башнефть” в 2003–2005 гг. Технология бурения на депрессии включала применение облегченных промывочных жидкостей. В гибкую безмуфтовую трубу был встроен семижильный каротажный кабель, который использовался для передачи информации с забойной телеметрической системы “Надир” (ОАО НПФ “Геофизика”).

Для безаварийной проводки боковых скважин на нефть и газ важна оперативная геологическая и технологическая информация, получаемая в процессе бурения. Она позволяет прогнозировать глубину залегания кровли продуктивного пласта, корректировать траекторию ствола горизонтальной скважины для предотвращения выхода долота за пределы пласта-коллектора и/или попадания его в обводненную часть коллектора. Для получения информации в процессе бурения применяются телеметрические (MWD) системы. В зависимости от состава (компоновки) они передают на поверхность инклинометрические (пространственное положение оси скважины) данные, показания естественной радиоактивности пород и их удельное сопротивление. По оперативным показаниям MWD-системы и ведется бурение (рис. 3).

Наличие приборов (зондов) в телесистеме позволяет обходиться без повторного проведения геоинформационных исследований после бурения, что также сокращает расходы на строительство скважины. В подавляющем большинстве используется импортная телеметрия (рис. 1) от известных производителей: Halliburton, Baker Huges, Geolink (группа Sondex), Schlumberger и др. В России наиболее известна телесистема SperrySun RMLS™ Retrievable MultiLateral preengineered casing window System от Halliburton. Российским ОАО НПФ “Геофизика” также разработаны и выпускаются несколько вариантов информационно-измерительной системы контроля и управления процессом бурения.

Без зарезки боковых стволов большое количество углеводородов осталось бы в пластах. Благодаря массовому применению этой технологии простаивающий фонд скважин буквально обретает вторую жизнь. Боковые стволы дают возможность значительно увеличить коэффициент извлечения нефти и максимально использовать ее ранее разведанные запасы.

Рис. 2. Долото, извлеченное из скважины (фото ОАО “Сургутнефтегаз”)

Инклинометрические модули телесистемы устанавливаются на минимально возможном расстоянии от долота, чтобы сократить интервал скважины, в котором невозможно сделать инклинометрические замеры (от долота до точки замера). Данные передаются на поверхность с помощью гидравлического или электромагнитного канала, на поверхности они декодируются.

Наземная часть системы преобразует информацию из скважины и выдает данные в виде азимута, угла (наклонения) и положения передней поверхности инклинометрического модуля. Бурильщик направленного бурения имеет монитор на буровой установке, показывающий последние данные. Располагая информацией о предыдущих изменениях параметров бурения, программа обрабатывает текущие замеры с целью определения актуальных координат и истинной вертикальной глубины буровой головки. Полученный результат сравнивается с проектным, исходя из этого и продолжается бурение.

Рис. 3. Бурение второго ствола с помощью MWD-системы OnTrak™ (фото Baker Huges)

Сначала выбирают интервал зарезки второго ствола, затем устанавливают клин-отклонитель (whipstock). Во время установки клин ориентируют в нужном направлении, после чего спускают компоновку с фрезером и вырезают окно в обсадной колонне. Следовательно, все следующие спускаемые компоновки гарантированно попадают во второй ствол. Это же относится и к гибкой трубе (колтюбингу).

В случае бурения многоствольной скважины применяют извлекаемый отклонитель. Чтобы попасть гибкой трубой в уже вырезанное в обсадной колонне “окно” бокового ствола, можно также использовать особый переводник с гироскопом и видеокамерой.

Извлекаемый отклонитель (фото Lund University, Sweden)

www.npf-geofizika.ru/leuza/science.htm – статьи “Геолого-технологические методы и аппаратура для контроля и управления процессом проводки горизонтальных скважин и боковых стволов”, “Особенности геолого-технологического контроля проводки скважин на депрессии с применением колтюбинговой технологии” и др.

www.gosgor.ru/content/content05-29.htm – Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины.

Олег Никитин

Консультант: Олег Кочергин, surgut2006@mail.ru