CC BY
47
УДК 550.822.7
НЕОБХОДИМОСТЬ ИЗМЕНЕНИЯ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН В ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ ПРИ ДОБЫЧЕ УГЛЕВОДОРОДОВ
© С.А. Сверкунов1, Д.С. Сокольников2
1Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83. 2Иркутский филиал ООО «РН-Бурение», 664054, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 257.
Приведены результаты исследования типовых конструкций скважин в Восточной Сибири. В результате исследования выявлены существенные недостатки. Предлагаются варианты по оптимизации затрат, технические и технологические решения для максимально качественного вскрытия продуктивного пласта и соответственно повышения дебита нефти и газа в эксплуатационных и разведочных скважинах. Ил. 4. Табл. 1. Бибилиогр. 4 назв.
Ключевые слова: разведочное и эксплуатационное бурение; конструкция скважины; направление; техническая колонна; перфоратор.
NEED FOR WELL COSTRUCTION MODIFICATION IN GEOLOGICAL CONDITIONS OF EAST SIBERIA WHEN EXTRACTING HYDROCARBONS S.A. Sverkunov, D.S. Sokolnikov
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, Russia, 664074. Irkutsk Branch of "RN-Burenie"LLC, 257 Lermontov St., Irkutsk, Russia, 664054.
Having studied typical well constructions in East Siberia the authors revealed their essential defects and proposed options for cost optimization, technical and technological solutions for best quality drilling and, thus, increasing oil and gas yield in exploratory and production wells. 4 figures. 1 table. 4 sources.
Key words: exploratory and production drilling; well construction; conductor; protecting string; perforator.
Выбор и обоснование конструкции скважин при бурении на нефть и газ - важнейшие мероприятия, которые влияют на качество выполняемых работ, их экономичность и в конечном итоге количество добытой нефти. Конструкции скважин в зависимости от назначения должны отвечать определенным требованиям. Одними из главных требований являются: экономичность (стоимость применяемых материалов, трудовые затраты и др.), возможность проведения дальнейших работ в скважине без осложнений и качественное вскрытие продуктивного пласта, обеспечивающее максимальный дебит скважины.
Типовая конструкция скважин для месторождений Восточной Сибири
В таблице представлена типовая конструкция скважины. В ней отражены проектные решения, применяющиеся при бурении разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ в Восточной Сибири (лицензионные участки Преображенский, Могдинский, Даниловский, Юрубчено-Тохомское месторождение).
В данной конструкции можно отметить несколько существенных недостатков:
1. В условиях полного поглощения на интервалах направления и кондуктора возможен пересмотр конструкции скважины с целью оптимизации затрат.
2. Глубина спуска технической колонны не обеспечивает перекрытие соленосных отложений, что крайне осложняет качественное вскрытие продуктивных пластов в интервале эксплуатационной колонны и, соответственно, низкие дебиты нефти и газа либо их отсутствие.
3. Окончание скважин в эксплуатационных скважинах открытым стволом не всегда является лучшим выбором с учетом развития технологий вторичного вскрытия пласта (кумулятивная перфорация на динамической депрессии).
Необходимость спуска колонн обуславливается:
Направление - с целью перекрытия многолетне-мерзлых пород (ММП), рыхлых четвертичных отложений, предотвращение размыва устья и поглощения бурового раствора при бурении под кондуктор.
Кондуктор - изоляция верхних водоносных горизонтов от нижележащих пластов, установка противо-выбросового оборудования (ПВО), перекрытие зон поглощения бурового раствора.
Промежуточная - перекрытие зон, не совместимых по условиям бурения.
Эксплуатационная - с целью вскрытия продуктивного горизонта [3].
1Сверкунов Сергей Александрович, аспирант, тел.: 89500505386, e-mail:dobro_75@mail.ru
Sverkunov Sergey, Postgraduate, tel.: 89500505386, e-mail dobro_75@mail.ru Сокольников Дмитрий Сергеевич, ведущий инженер-технолог, тел.: 89086470074. Sokolnikov Dmitry, Principal Manufacturing Engineer, tel.: 89086470074.
Типовая конструкция скважины
Название колонны Интервал спуска по вертикали, м Диаметр ствола скважины / колонны, мм Интервал подъема там-понажного раствора, м
Направление 0-50 490/426 до устья
Кондуктор 0-400 394/324 до устья
Промежуточная колонна 0-1550 295,3/245 до устья
Эксплуатационная колонна 0-2363/ открытый забой 219,1/178 до устья / открытый забой
Изменение конструкции скважин при бурении под направление и кондуктор
Верхние интервалы скважин представлены:
0-10 м - супеси, суглинки (Четвертичные отложения).
10-365 м - алевролиты горизонтально- и волни-стослоистые, тонкоплитчатые, неравномерно долом и-тистые с тонкими прослойками гипса и ангидрита. Доломиты и известняки тонко-мелкозернистые [4].
ММП распространены на глубину до 40 м, при бурении никак не проявляются, в том числе ввиду отсутствия циркуляции. При бурении под направление и кондуктор отмечается катастрофическое поглощение промывочной жидкости в нескольких интервалах (от 30 до 150 м).
Таким образом, на основе анализа данных со скважин Юрубчено-Тохомского месторождения, в связи с отсутствием рыхлых отложений и осложнений с ММП (из-за отсутствия циркуляции) в интервале 10-85
м, предлагается следующая конструкция скважины в условиях полного поглощения при бурении под направление и кондуктор:
0-3 м - шахтное направление размером 1*1 м. С целью перекрытия верхних четвертичных рыхлых отложений и предотвращения размыва устья скважины при бурении до зоны поглощения.
0-360 м - кондуктор диаметром 324 мм. Глубина спуска определена в соответствии с установкой башмака в плотные породы эвенкийской свиты.
Данное изменение конструкции скважины приведет к значительной экономии капитальных вложений и уменьшению сроков строительства скважин (рис. 1).
Кроме этого, существует экономия на материалах:
> Уменьшение затрат на трубу диаметром 426
мм.
> Уменьшение затрат на цемент незначительно.
> Значительное уменьшение затрат на долота.
График бурения «средней» скважины График бурения предлагаемой скважины Рис. 1. Сокращение сроков строительства скважин
Сокращение объемов потерь бурового раствора и технической воды за счет отсутствия шаблонировки, промывки и прокачки пачек раствора перед цементированием ОК-426, что позволяет повысить расход промывочной жидкости и увеличить механическую скорость.Общая экономия на скважину ориентировочно составит 1,5-2млн руб.
Типовой конструкцией скважины предусмотрен спуск технической колонны на глубину 1500 м (в некоторых случаях с перекрытием Осинского горизонта). Данная конструкция не обеспечивает полное перекрытие солей Усольской свиты, что, в свою очередь, нега-
тивно сказывается на вскрытии пласта (засолонение продуктивного горизонта, невозможность вскрыть пласт на оптимальном буровом растворе (коагуляция глинистых растворов при взаимодействии с солью)).
Другим не менее важным фактором для изменения конструкции является тот факт, что в геологических условиях Восточной Сибири соленасыщенные толщи Усольской свиты при определённых обстоятельствах проявляют свойства текучести (рис. 3). Данные факты отмечены на Дулисьминском месторождении.
Рис. 2. Увеличение глубины спуска технической колонны в кровлю Мотской (Тэтэрской свиты)
Рис. 3. Свойства текучести соленасыщенных толщ
Тем самым соленасыщенные толщи могут передавать горное давление на стенки скважин (соответственно на цементное кольцо и обсадную колонну). Это необходимо учитывать при расчёте технической обсадной колонны (марка стали, толщина стенки) и максимального наружного давления, оказываемого горными породами, на цементное кольцо и обсадную колонну (при глубине 2000 м, в среднем Ргп. = 460-500 атм.). В обычном случае максимальное наружное избыточное давление считается как пластовое (при глубине 2000 м, в среднем 210 атм.) [2].
Таким образом, данным изменением глубины спуска технической колонны достигаются следующие результаты:
1. Перекрытие соленосных отложений для возможностей вскрытия продуктивного пласта на оптимальном бессолевом растворе, позволяющем осуществить качественное вскрытие пласта.
2. Перекрытие соленосных толщ двумя колоннами (техническая и эксплуатационная колонна) уменьшает риск смятия данных колонн под горным давлением в интервалах солей.
Выбор конструкции забоя продуктивной части скважины. Вторичные методы вскрытия
При вскрытии продуктивных горизонтов скважины предусматривается три основных вида конструкции забоя:
1. Открытый ствол.
2. Спуск и цементирование эксплуатационной колонны (хвостовика).
3. Спуск нецементируемого хвостовика [1].
Окончание скважины открытым забоем не всегда возможно из-за геологических условий. Также в связи с новыми технологиями вторичного вскрытия продуктивного пласта окончание открытым забоем может явиться не лучшим выбором.
Технология вторичного вскрытия кумулятивной перфорацией на статической и динамической депрессии показана на рис. 4 а, б.
Вскрытие на статической депрессии является ши-рокоизученным методом и используется с 70-х годов прошлого века. Суть данного метода состоит в том, что кумулятивная перфорация производится при условии, что гидростатическое давление на пласт меньше пластового и приток из пласта начинается сразу после окончания действия кумулятивного заряда и открытия переливного клапана в перфораторе (при этом перфоратор спускается либо при сниженном статическом уровне, либо на НКТ, не заполненных раствором). Недостаток данного метода состоит в том, что клапан в перфораторе не срабатывает так быстро, чтобы создать максимальный перепад давления и обеспечить вынос шлама из кумулятивного канала.
Данная задержка не позволяет создать гидроудар на уплотненную зону в перфорационном канале, что, в свою очередь, не дает возможности полностью очистить канал от шлама и приводит к худшей фильтрации из пласта.
а) б)
Рис. 4. Кумулятивная перфорация (а) и воздействие динамической и статической депрессии (б)
Суть динамической перфорации схожа со статической. Для достижения гидроудара и разрушения уплотненной зоны, получившейся в результате воздействия кумулятивного заряда на породу, в состав перфоратора включается эмплозивная камера. Эм-плозивная камера (камера с атмосферным давлением) открывается до момента выстрела перфоратора, в результате чего после окончания воздействия кумулятивного заряда на горную породу давление в стволе скважины равно нулю (перфоратор находится под пакером) (рис. 4б). В этот момент происходит гидроудар на пласт, уплотненная зона разрушается и шлам из перфорационного канала выносится в ствол скважины. Данный процесс происходит до заполнения эм-плозивной камеры и выравнивания давления. Объем эмплозивной камеры расчетный и высчитывается исходя из непосредственных горно-геологических условий (чтобы не допустить смыкания трещин). В результате данной операции фильтрационные свойства пласта восстанавливаются до 80% от начальных, в то время как статическая перфорация может дать только 40-50% от начальных фильтрационных свойств.
Таким образом, преимуществами кумулятивной перфорации с применением динамической депрессии являются:
1. Большая глубина перфорационного канала (до 1 м) позволяет:
■ преодолеть зону проникновения фильтрата бурового раствора и получить лучшую фильтрацию нефти из пласта;
■ провести качественную соляно-кислотную обра-
ботку пласта.
2. Динамическая депрессия позволяет очистить канал от уплотнённой породы, получившейся в результате воздействия кумулятивного заряда и поднять фильтрационные свойства пласта до 80% от первоначальных величин.
3. Возможность создать ориентированную перфорацию (для гидроразрыва).
Выводы:
1. Оптимизация конструкции скважины путем исключения направления на скважинах с полным поглощением в интервале кондуктора позволяет осуществить заметную экономию капитальных вложений.
2. Экономия, указанная в первом пункте, может быть использована для увеличения глубины установки технической колонны в кровлю мотской свиты для перекрытия соленосных отложений. Изменение конструкции позволит произвести двухколонное перекрытие соленосных толщ, что снижает риск смятия колонны в интервалах солей, обеспечивает условия для выбора оптимального бессолевого бурового раствора для качественного вскрытия пласта и повышения дебита нефти.
3. Вторичное вскрытие кумулятивной перфорацией на динамической депрессии эксплуатационной колонны может дать лучшие результаты, чем окончание скважины открытым стволом за счет преодоления кумулятивным каналом зоны фильтрации бурового раствора в пласт и разрушения и вымыва уплотненной породы из перфорационного канала в момент создания динамической депрессии.
Библиографический список
1. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов / под ред. А.И. Спивака. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. 509 с.
2. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов. М.: «Недра-Бизнесцентр», 2001.
3. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин (руководящий документ). М., 1997.
4. Фокин В.В., Поляков В.Н., Сонин В.Н., Кузнецов Р.Ю. Промысловый опыт борьбы с поглощениями в сложных геолого-технических условиях Восточной Сибири // Нефтегазовое дело. 09.09.2009 [Электронный ресурс]. 1^1.: http://www.ogbus.ru/authors/Fokin/Fokin_1.pdf
УДК 521.21: 621.3
МОНИТОРИНГ СВАЛОК ТВЕРДЫХ БЫТОВЫХ И ПРОМЫШЛЕННЫХ ОТХОДОВ В ИРКУТСКОМ РАЙОНЕ ПО ДАННЫМ КОСМИЧЕСКИХ СНИМКОВ
© С.С. Тимофеева1, Л.В. Шешукова2, А.Л. Охотин3
Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Обобщены первые результаты совместных исследований по разработке методологии мониторинга несанкционированных свалок на примере Иркутского района. Сформулированы требования к данным дистанционного зондирования, выполнение которых необходимо для четкого выделения по снимкам мест несанкционированного размещения твердых отходов, разработан алгоритм обработки данных космических снимков, обоснованы требования к материалам космической съемки и получен космический снимок съемочной системы WorldView-2. На осно-
1Тимофеева Светлана Семеновна, зав. кафедрой промышленной экологии и безопасности жизнедеятельности. Timofeeva Svetlana, Head of the Department of Industrial Ecology and Life Safety.
2Шешукова Лариса Витальевна, старший преподаватель кафедры маркшейдерского дела и геодезии, тел.: 89643548055, e-mail: shelgeodez@istu.edu
Sheshukova Larisa, Senior Lecturer of the Department of Surveying and Geodesy, tel.: 89643548055, e-mail: shelgeodez@istu.edu
3Охотин Анатолий Леонтьевич, зав. кафедрой маркшейдерского дела и геодезии, тел.: 89149 269895, e-mail: ohotin@istu.edu Okhotin Anatoly, Head of the Department of Surveying and Geodesy, tel.: 89149269895, e-mail: ohotin@istu.edu
