Найден новый способ реанимации старых нефтяных скважин
«Ликвидация внутрискважинных осложнений (ЛВСО) — это повседневная работа наших бригад, — рассказывает ведущий инженер-технолог нефтесервисного ООО «КРС-Сервис» Арслан АБУЗАРОВ. — Но случается, что невозможно достичь планового забоя по причине разрушения колонны в интервале перфорации. Иногда нельзя извлечь прихваченное оборудование из-за интенсивной коррозии глубинно-насосного оборудования. В таких случаях скважины обычно переходят в кандидаты на зарезку боковых стволов».
Поэтому специалисты «КРС-Сервиса» предложили самостоятельно пробурить короткий обходной ствол. Главная идея — максимальное упрощение процесса. Бурение бокового ствола идет без каротажа, телеметрии. Также не нужны дорогостоящие буровые растворы и системы очистки бурового раствора. Забой промывают пластовой девонской водой.
«Единственным геофизическим исследованием перед процессом является ориентирование клина-отклонителя по азимуту, — подчеркивает ведущий инженер-технолог. — После этого производится вырезка «окна», после чего с использованием «боевой» компоновки (долото PDC и хвостовик) углубляют боковой ствол до планового забоя с немедленной цементацией хвостовика».
Анализ данных инклинометрии по уже пробуренным скважинам позволил выявить закономерности, которые помогают прогнозировать поведение компоновки. Установлено, что отклонение от материнского ствола составляет от 2 до 14 метров. Протяженность боковых стволов находится в диапазоне от 70 до 250 метров.
В апреле 2025 года специалисты приступили к бурению на одной из скважин нефтегазодобывающего управления (НГДУ) «Альметьевнефть». Она простаивала долгое время по причине разрушения эксплуатационной колонны выше интервалов перфорации. Результаты превзошли ожидания, заявляют в «Татнефти». Весь ремонт был выполнен за 10 суток. Стоимость работ оказалась ниже некоторых попыток углубления забоя традиционными методами. Спустя почти через год, восстановлено и введено уже 21 скважина.
Оперативности процессу придает и новое оборудование. На подъемнике АПР-80 установлен стационарный механический ротор. Он не демонтируется при спускоподъемных операциях. Карданный привод ротора и датчик контроля момента (ДКМ) в составе комплекса электронных приборов ДЭЛ-150 позволяет контролировать параметры бурения. Это очень важно для безаварийной работы.
Экономия по технологии ЗКБС, по сравнению с традиционными методами бурения, превышает 10 миллионов на одну скважину.
В числе пробуренных скважин — 4 добывающие. На них проводились исследования для определения нефтенасыщенности. Они выполнялись сразу после бурения и три месяца. спустя Результаты показали высокую информативность. Полученный опыт может быть успешно применен в эксплуатационном бурении. Это позволит отказаться от каротажа в открытом стволе и использования буровых растворов, что существенно ускорит процесс и оптимизирует затраты.
Одной из «возрожденных» стала скважина № 566 НГДУ «Альметьевнефть». Эта скважина была построена в 1954 году. С начала эксплуатации она дала миллион тонн нефти. При этом она имела разрушенную призабойную зону и оставленный в стволе инструмент.
Ситуация осложнялась отсутствием цемента за колонной и большим диаметром ствола скважины. По этим причинам были серьезные сложности с отходом от материнского ствола. Несмотря на это, в «КРС-Сервис» успешно справились с задачей.
ИА «Девон» в 2024 году сообщало, что в «Татнефти» начали бурить боковые стволы на обсадном хвостовике без проведения геофизических исследований. Это существенно удешевляет реанимацию скважин с невысокими дебитами. Новый метод, в том числе, опробовали на скважине Березовского участка Ромашкинского месторождения. Остаточные запасы нефти на участке разрабатывают через боковые стволы. Это позволяет вовлечь ранее недренируемые зоны продуктивного пласта.
| Поделиться этой новостью у себя в соцсетях |
Поиск по теме: Ремонт скважин, Татнефть добыча, ЗБС, Альметьевнефть