CC BY
32
I
SCIENCE TIME
I
ОСОБЕННОСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Деряев Аннагулы Реджепович, Научно-исследовательский институт природного газа ГК «Туркменгаз», г. Ашгабат, Туркменистан
E-mail: annagulyderyayew@gmail.com
Аннотация. В статье рассмотрены основные требования и особенности технологии бурения скважин для одновременной раздельной эксплуатации нескольких горизонтов. Описан ряд проблем, встречающихся при одновременной эксплуатации нескольких горизонтов в основном различными показателями характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти и другие) продуктивных пластов и решения их разработкой самостоятельными сетками скважин, а также зависимые факторы для выбора конструкции скважин одновременной раздельной эксплуатации (ОРЭ). Применение расширяющихся пакеров на углеводородном растворе по истечению 72 часов позволяют расширяться и полностью изолировать зону продуктивных пластов в открытом стволе скважины, сокращая цементирование открытого ствола, а также исключает кольматацию продуктивных пластов с цементным раствором.
Приведено решение задачи с целью наращивания объемов добычи нефти, внедрения новых технологий и высокоэффективного оборудования, а также анализ зарубежного внедрения в практику улучшенных методов разработки месторождений направленными скважинами с применением метода ОРЭ скважин. Рассмотрена технология проводки в продуктивном пласте направленных стволов, которая позволяет уменьшить тенденцию к образованию свойственных вертикальным стволам воронок депрессии, по которым интенсивно продвигается к скважине подстилающая вода или газ из газоносной части над нефтяной зоной пласта. Одной из важнейших задач для успешного ведения буровых работ на площадях с многопластовыми продуктивными горизонтами является обоснованный правильный выбор и разработка конструкции для одновременно-раздельной эксплуатации скважин.
Ключевые слова: нефтегазопроявление, кондуктор,
нефтенасыщенный горизонт, дебит, смещение от вертикали, циркуляционный клапан, газлифтный клапан, хвостовик башмак.
1 SCIENCE TIME 1
При добыче нефти часто приходится встречаться с проблемой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти и другие) одной скважиной. К тому же, каждый горизонт иногда содержит несколько пластов с различными характеристиками, требующие индивидуального подхода к их разработке. Даже в пределах одного пласта, отличающегося достаточной геологической однородностью, всегда присутствуют пропластки с различной проницаемостью, разделенные тонкими непроницаемыми прослоями. Фильтрация по таким пропласткам может происходить независимо. Более того, в отдельных пластах могут существовать различные давления и нефти с различными свойствами, что обуславливает необходимость раздельной эксплуатации пластов. Наличие нескольких горизонтов или пластов с различными характеристиками вызывает необходимость их разработки самостоятельными сетками скважин [1]. Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. Решать эту задачу обычно следует на первых стадиях разработки, а иногда и на стадии разведки или опытной эксплуатации месторождения, когда информация о геологическом его строении ограничена, вследствие малого числа скважин.
Основное требование одновременно раздельной эксплуатации скважин на основании различных исследований и приборами выявления по составу, определить долю в добыче каждого пласта.
Применение спуска двухлифтовых насосно-компрессорных труб необходимо в следующих случаях:
- скважины, имеющие значительные различия коллекторских свойств пластов и характеристик нефтей;
- обводненные скважины при больших перепадах давлений;
- для присоединения к уже эксплуатируемому горизонту малопродуктивного, эксплуатация которого отдельной скважиной нерентабельна;
- скважины с большим расстоянием по глубине между объектами.
Эффективность внедрения:
- сокращение объемов бурения за счет использования ствола одной скважины;
- эксплуатация одновременно объектов с разными коллекторскими характеристиками и свойствами нефтей;
- повышение рентабельности отдельных скважин за счет подключения других объектов разработки или разных по свойствам пластов одного объекта разработки.
Технология бурения скважин для одновременно раздельной эксплуатации отличается по конструкции от обычных скважин. Выбор конструкции таких скважин зависит от следующих факторов:
- наличие продуктивных горизонтов;
- совместимые условия бурения;
1 SCIENCE TIME 1
- устойчивость разбуриваемой породы в участке спуска эксплуатационного фильтр-хвостовика;
- при двухлифтной эксплуатации необходимо крепление устья скважины обсадной колонной не менее 0244,5 мм и использование ее в виде эксплуатационной колонны.
- при наличии в скважине нескольких пластов, необходимо крепление некоторых из них обсадными трубами 0244,5 мм, для обеспечения эксплуатации скважины один из спускаемых лифтов на 244,5 мм обсадной колонне.
- крепление остальных нижних продуктивных горизонтов необходимо произвести обсадными трубами или фильтрами 0177, 168 мм или 139,7 мм с целью эксплуатации их вторым лифтом.
В нефтяных скважинах с целью не повреждения коллекторских свойств продуктивных пластов, для вскрытия их используется буровой раствор на углеводородной нефтяной основе. Ведение бурения раствором на нефтяной основе устраняет прихватоопастность во время строительства вертикальных и наклонно-направленных скважин.
С целью увеличения скорости бурения обычно применяются винтовые забойные двигатели с алмазными долотами. В состав компоновки низа бурильных колонн в процессе бурения для точного определения вскрытия продуктивных горизонтов и с целью получения каротажных данных спускают прибор каротаж.
Выбор диаметров последней технической колонны и эксплуатационного хвостовика выбирается до точности, для правильного выбора пакеров, газлифтных клапанов, мандрели, циркуляционных клапанов и других инструментов с целью компоновки их в насосно-компрессорные трубы и спуска внутрь обсадных колонн.
Спуск эксплуатационного хвостовика, составленного из обсадных труб или фильтра 0139,7 мм, 168,3 мм и 177,8 мм проводится на бурильных трубах. Для надежного крепления их к промежуточной колонне 0244,5 мм, на первой трубе (голове) эксплуатационного хвостовика устанавливается специальный пакер с помощью создаваемого давления на устье, который пакеруется на стенку обсадной колонны 0244,5 мм.
Выбор вида пакеров и циркуляционных клапанов производится в зависимости от диаметра последней промежуточной технической колонны, эксплуатационного хвостовика и ожидаемого давления каждого пласта.
Все обсадные колонны цементируются до устья. Только в случае спуска эксплуатационного фильтр хвостовика не производится крепление с цементированием и разделение продуктивных пластов друг от друга производится специальными расширяющимся пакерами, которые оборудуются в составе компоновки спускаемых фильтров [2].
Расширение пакеров происходит после спуска колонны эксплуатационного хвостовик-фильтра на скважину под влиянием бурового раствора, спущенные пакера начинают по истечению 72 часов расширяться и полностью изолируют зону продуктивных пластов в открытом стволе скважины.
1 SCIENCE TIME 1
Имеются разные виды расширяющихся пакеров, которые расширяются на буровом растворе, основой которого является вода и углеводород. Выбор вида расширяющихся пакеров для изоляции открытого ствола зависит от вида применяемого бурового раствора.
Самой сложной задачей при бурении скважин с целью одновременной раздельной эксплуатацией с применением бурового раствора на нефтяной основе является качественное цементирование открытого ствола. Так как, цементирование обсадных колонн при наличии на скважине нефтяного раствора невозможно, потому что имеются смазочные свойства, которые могут вызвать некачественное цементирование с образованием каналов между цементным камнем и открытым стволом или преждевременное цементирование. При цементировании необходимо использовать буферный раствор для полного вытеснения с открытого ствола скважины буровой раствор, используемый на нефтяной основе [3].
При использовании бурового раствора на нефтяной основе в процессе бурения все используемые буровые оборудования, в особенности резиновые элементы, обязательно должны быть устойчивыми к влияниям нефти и строго соответствовать соблюдению пожарной безопасности. После спуска эксплуатационного хвостовика, устье скважины оборудуется специальным противовыбросовым оборудованием для спуска одновременно два лифта в скважину. Производится перфорация всех пластов снизу верх. С целью безопасности перфорация на всех скважинах, осваиваемых методом одновременной раздельной эксплуатацией произведена кумулятивными перфораторами ПКО-86, ПКО-102 и Энерджет-42 на буровом растворе. Спуск параллельных лифтов насосно-компрессорных труб производится на специальных спайдер-элеваторах. Создавая избыточное давление, проводится испытание на герметичность пакеров и других элементов, входящих в компоновку двухлифтной эксплуатации скважины.
Одной из самых приоритетных задач, решаемых сегодня во всем мире для наращивания объемов добычи нефти, является комплексная модернизация производства, широкое внедрение новых технологий и высокоэффективного оборудования. Использование новейших технологий помогает нарастить добычной потенциал как за счет извлечения труднодоступной нефти на давно эксплуатируемых месторождениях, так и ввода в разработку ранее недоступных для освоения глубокозалегающих нефтяных горизонтов. В настоящее время перед нефтяной промышленностью Туркменистана стоит вопрос вовлечения в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, основная доля которых находится в низкопроницаемых коллекторах. Важность решения этой проблемы определяется истощением запасов на давно эксплуатируемых площадях с резким снижением продуктивности скважин.
В настоящее время за рубежом наблюдается значительный рост внедрения в практику нефтегазодобычи улучшенных методов разработки месторождений скважинами с горизонтально-разветвленными стволами, а также применение метода одновременно-раздельной эксплуатации скважин.
1 SCIENCE TIME 1
В зарубежной практике технология горизонтального бурения скважин широко применяется при разработке нефтяных месторождений в трещиновато-пористых коллекторах, малопроницаемых пластах, для повышения нефтеотдачи старых месторождений и месторождений с вязкой нефтью. Одновременная эксплуатация в зарубежной практике широко применяется с введением в практику бурения наклонных и горизонтальных скважин, где достигнуто снижение себестоимости добычи нефти и повышение коэффициента отбора углеводородов [4].
Опыт производимого в течение ряда лет в различных странах бурения таких скважин показал, что для успешного и экономически оправданного бурения необходимо следующее:
- высокая инженерная квалификация персонала;
- наличие достоверных данных геологического характера, которые необходимы для проектирования и проводки конкретной скважины;
- создание, разработка, производство и применение специальных устройств и оборудования;
- новейшего программного обеспечения;
- применения в ряде случаев специальных буровых растворов;
- новых технологий и устройств заканчивания скважины.
С целью увеличения успешного ведения буровых работ и с целью увеличения добычи нефти и газа также ведутся работы по промышленной адаптации вышеуказанных технологий и их внедрение в широкое производство.
Большинство нефтегазовых месторождений Юго-Западного Туркменистана, в частности Готурдепе, Северный Готурдепе и Барсагельмез имеют многопластовое строение, то есть углеводороды расположены на разных горизонтах, каждый из которых имеет свою характеристику (пластовое давление, проницаемость, давление насыщения, обводненность).
Традиционная схема эксплуатации таких месторождений предусматривает разработку сетки вертикальных скважин для каждого эксплуатационного объекта, что приводит к увеличению капитальных затрат на бурение скважин и снижению рентабельности получаемой продукции. Соответственно, при добыче углеводородного сырья основной статьей затрат является строительство новых эксплуатационных скважин. Решать проблему снижения затрат на строительство приходится практически сразу с вводом скважин в бурение. Наиболее простым способом является объединение нескольких нефтенасыщенных горизонтов в несколько объектов разработки.
Технология проводки в продуктивном пласте горизонтальных стволов позволяет уменьшить тенденцию к образованию свойственных вертикальным стволам воронок депрессии, по которым интенсивно продвигается к скважине подстилающая вода или газ из газоносной части наднефтяной зоны пласта. При таких явлениях резко сокращается срок эксплуатации скважины, остается необработанной часть запасов, требуется уплотнение сетки разработки месторождений. Замедление этих процессов при применении технологии горизонтального бурения скважин даёт возможность разрабатывать нефтеносные
1 SCIENCE TIME 1
участки пласта со значительно меньшей мощностью. В коллекторах, где проницаемость существенно больше идущий по пласту горизонтальный ствол кратно увеличивает приток нефти в скважину. В трещиноватых и неоднородных коллекторах проходящий по пласту ствол встречает большее количество участков с повышенной проницаемостью и пористостью. Благодаря бурению горизонтальных стволов, проведёнными из ранее пробуренных скважин, удается добыть нефть, остающуюся в отдельных участках пласта после длительной эксплуатации [3].
Проводка скважин с различными отклонениями стволами на новых и старых месторождениях выполняется с использованием устройств для отклонения ствола и забойных телеметрических систем для управления траекторией ствола с соответствующим программным обеспечением.
Последнее необходимо как средство, существенно повышающее вероятность достижения проектной отметки (снижающее вероятности потери скважины по техническим причинам). Исключительное внимание уделяется технологии бурения, включая качество бурового раствора, режимам бурения, вопросам качественного разобщения пластов. Успешность проводки таких скважин во многом определяется подготовкой к её бурению (проектированием и планированием работы перед началом бурения) и оперативным планированием для оптимизации принятия решений в процессе бурения. С этой целью при проектировании такого бурения, и в том числе планировании многопластовой эксплуатации скважины необходимо использовать ЭВМ, со специальными пакетами программного обеспечения включая серьёзную базу данных и базу знаний, подлежащим разработке объектам. При наличии данных о продуктивных пластах необходимо выбрать наиболее экономичную технологию, которая определяется целевой задачей, которую ставит перед бурением добывающее предприятие, свойствами пласта и условиями бурения в ходе осуществления работы. Важнейший фактор любого проекта - инженерное планирование процессов с применением передовых технологий. Во избежание нежелательных последствий из-за плохого планирования работ необходимо использовать инженерные познания процессов у её специалистов.
Заинтересованность добывающих предприятий в бурении горизонтальных скважин и одновременной-раздельной эксплуатации, связано со следующими факторами:
- увеличение дебитов в целях ускоренной разработки месторождения без увеличения коэффициента отбора нефти;
- увеличение дебитов без сокращения срока службы скважин из-за прорыва газа или воды по воронкам депрессии;
- разуплотнение сетки размещения скважин на новом месторождении и соответственно количества требующихся добывающих скважин;
- проводка направленных стволов из старых скважин на истощенных месторождениях во избежание уплотнения сетки новыми скважинами.
1 SCIENCE TIME 1
Программа одновременно-раздельной эксплуатации имеет мощную поддержку производственных предприятий, выпускающих устройства для работы в скважинах.
Одной из важнейших задач для успешного ведения буровых работ на площадях с многопластовыми продуктивными горизонтами является обоснованный правильный выбор и разработка конструкции для одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Исходными данными для проектирования конструкции скважины являются; цель бурения и назначение скважины, проектный горизонт и глубина скважины, диаметр эксплуатационной колонны, пластовые давления и давления гидроразрыва горных пород стратиграфических горизонтов, способы заканчивания скважины и ее эксплуатации, профиль скважины и его характеристика, характеристика пород по крепости [5].
Разработка конструкции скважины начинается с решения двух проблем; определение расчетным путем номинальных диаметров обсадных колонн и диаметров породоразрушающего инструмента.
Число обсадных колонн определяется на основании анализа геологического разреза и месте заложения скважины, наличия зон, где бурение сопряжено с большими осложнениями, анализа изменения коэффициентов аномальности пластового давления и индексов поглощения, а также накопленного практического опыта проводки скважин.
Глубину спуска каждой обсадной колонны уточняют с таким расчетом, чтобы ее нижний конец находился в интервале устойчивых монолитных слабопроницаемых пород, и чтобы она полностью перекрывала интервалы слабых пород, в которых могут произойти гидроразрывы при вскрытии зон аномально высоких пластовых давлении в нижележащем интервале [6].
Диаметры долот, диаметры обсадных колонн, глубины перехода с большего диаметра скважины на меньший, глубины спуска обсадных колонн, высоты подъема цементного раствора за обсадными колоннами составляют понятие конструкция скважины. Глубина спуска кондуктора определяется требованием крепления верхних неустойчивых отложений и изоляции верхних водоносных или поглощающих горизонтов.
При разбуривании газонефтяных месторождений с высоким пластовым давлением часто возникает необходимость на устье кондуктора устанавливать превенторы, тогда глубину установки башмака кондуктора рассчитывают из условия предупреждения гидроразрыва при ликвидации нефтегазопроявлений по формуле (1).
н=100 х Ру + ру1 / уэ.гр - Уплж.; (1)
Длина кондуктора и высота цементирования его выбираются с таким расчетом, чтобы он был достаточно прочен и мог надежно противостоять тем
1 SCIENCE TIME 1
усилиям, которые могут возникнуть при закрытии превентора под воздействием давления продуктивных пластов. Должна быть также исключена возможность прорыва газа из скважины по затрубному пространству или по трещинам, соединяющим ствол скважины с поверхностью.
Для выбора числа промежуточных технических колонн и глубины их спуска строят совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатического давления столба бурового раствора в координатах «глубина - эквивалент градиента давления».
Давление гидроразрыва определяется по формуле (2).
Ргр = 0,0083Н + 0,66Рпл ; (2)
В интервалах залегания пород, в которых возможно нарушение приствольной зоны скважины, где плотность бурового раствора выбирают с учетом горного давления, вместо пластового давления на совмещенный график наносится горное давление.
Зоны совместимых условий бурения являются зонами крепления скважин обсадными колонными, число их соответствует числу обсадных колонн.
Под совместимостью условий бурения понимается такое сочетание, когда созданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины не вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной.
Диаметр долот для бурения под выбранную обсадную колонну определяется требуемым зазором между колонной и стенкой скважины. Величина зазора зависит от диаметра и типа соединений обсадных труб и профиля скважины, сложности геологических условий, гидродинамических давлений при бурении и креплении интервала, выхода из-под башмака предыдущей колонны [7]. Величину зазора между обсадной колонной и стенкой скважины выбирают по данным анализа опыта бурения и крепления скважин в данном районе и в сходных геологических условиях других соседних месторождений или по результатам специально поставленных исследовательских работ при проходке опорных скважин на данной площади. Если такие данные отсутствуют, то при выборе диаметров долот можно пользоваться следующими рекомендациями по таблице 1.
Для правильного подбора конструкции забоя наклонно-направленных и горизонтальных скважин следует изучить литолого-физические характеристики месторождений-коллекторские свойства продуктивных пластов (пористость, проницаемость), минералогический состав, мощность, условия насыщения их нефтью, физико-механические свойства пород [8].
I
SCIENCE TIME
I
Таблица 1
Для выбора диаметра буровых долот
Диаметр обсадных труб, мм 114-127 140-168 178-194 219-245 273-299 324-351 377-426
Зазор мм, 7-10 10-15 1 5-20 20-25 25-35 30-40 40-50
Ранее на месторождении Северный Готурдепе для бурения скважин применялась следующая конструкция скважин.
Кондуктор 0 426 мм - 200 м.
I техническая колонна 0324 мм - 1600 м.
II техническая колонна 0244,5 мм - 3600 м.
Эксплуатационная колонна 0139,7мм - 4000-4500 м. в зависимости от вскрываемых пластов по проекту.
С целью проведения исследований нашей научной работы и с целью подбора конструкции скважин для одновременной эксплуатации несколько продуктивных пластов на одной скважине было проведено тщательное изучение ранее пробуренных скважин и с полным анализом геологических и геофизических материалов были подобраны новые виды конструкции скважин.
На основании параметров пластовых давлений по соответствующим глубинам произведены расчеты в отдельности по скважинам №№37, 200 и 156 значения эквивалентов градиентов пластовых давлений по формуле (3):
Ргр.пл = Рпл / 0,01 х Н;
(3)
На основании «Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности» находим значение гидростатического давлений бурового раствора по скважинам №№37, 156 и 200.
Минимальное превышение гидростатического давления столба бурового раствора относительно кровли вскрываемого пласта показано в таблице 2.
Коэффициент давление гидроразрыва определяется по формуле (4).
кгр= Ргид /0,01 x Н;
(4)
При выборе и обосновании конструкции скважины №37 Северный Готурдепе учтены требования «Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности», Регламента расчета промежуточных колонн при бурении скважин на площадях Государственного концерна «Туркменнефть» и использовалась геолого-техническая информация по ранее пробуренным скважинам на площади Северный Готурдепе.
1 SCIENCE TIME 1
Таблица 2
Минимальное превышение гидростатического давления столба бурового раствора относительно кровли вскрываемого пласта
Глубина скважины (интервал), м Минимальное превышение гидростатического давления бурового раствора над пластовым (репрессия), кгс/см2
для нефтеводонасыщенных пластов Для газоносных, газоконденсатных пластов и пластов в неизученных интервалах разведочных скважин
<1000 10,0 15,0
1001-2500 15,0 20,0
2501-4500 20,0 22,5
>4501 25,0 27,0
Выбор конструкции скважины осуществлялся в соответствии с интервалами совместимости разреза скважины по горно-геологическим условиям бурения, на основе прогнозных кривых пластовых давлений разрыва пород и обосновывали следующую конструкцию:
- шахтовое направление 0720 мм спускается на глубину 10 м, крепится бутобетоном.
- удлиненное направление 0530 мм спускается на глубину 30 м, с целью перекрытия неустойчивых, песчанно-глинистых отложений и предотвращения размыва устья скважины при бурении под кондуктор. Высота подъема цемента -до устья.
Кондуктор 0426 мм спускается на глубину 594 м, обеспечивает перекрытие верхней части неустойчивых песчано-глинистых четвертичных отложений, изоляции ствола скважины от гидростатически связанных с поверхностью вод и установки противовыбросового оборудование.
Техническая колонна 0324 мм спускается на глубину 2781 метров для перекрытия к набуханию и обвалообразованиям «черных глин» апшеронского яруса и сокращения интервала открытого ствола при бурении под вторую техническую колонну 0244,5 мм, оборудуется противовыбросовым оборудованием и для обеспечивания эффективного управления скважиной в случае возможных проявлений. Спуск 0324мм технической колонны осуществляется двумя секциями. Голова I секции устанавливается в устойчивой части разреза открытого ствола, в интервале 1700-2300 метров с корректировкой по каротажу. Высота подъема цемента за колонной - до устья.
1 SCIENCE TIME 1
Спуск технической колонны диаметром 0244,5мм осуществляется на глубину 4761 метров, с целью предотвращения поглощения бурового раствора плотностью 2,08г/см и прихватов бурильного инструмента под воздействием перепада давлений, а также эффективного управления скважиной при проявлениях с помощью противовыбросового оборудования. Спуск 0244,5 мм технической колонны осуществляется двумя секциями, и голова I секции устанавливается с заходом 50-100 метров в 0324 мм техническую колонну.
Спуск эксплуатационного хвостовика - фильтр 0177,8 мм, осуществляется на глубину по стволу 4906 метров (длина хвостовика 4691 м - 4906 м), установкой подвесного устройства на 50-100 метров внутри обсадной колонны 0244,5мм с целью перекрытия продуктивных горизонтов.
На скважине №156 Северный Готурдепе на основании совмещенного графика давлений и расчета траектории ствола скважины выбрали следующую конструкцию:
- шахтовое направление 0720 мм спускается на глубину 10 м, крепится бутобетоном.
- удлиненное направление 0630 мм спускается на глубину 30 м, с целью перекрытия неустойчивых, песчанно-глинистых отложений и предотвращения размыва устья скважины при бурении под кондуктор. Высота подъема цемента -до устья.
Кондуктор 0426 мм спускается на глубину 398 м, обеспечивает перекрытие верхней части неустойчивых песчано-глинистых четвертичных отложений, изоляции ствола скважины от гидростатически связанных с поверхностью вод и установки противовыбросового оборудование.
Техническая колонна 0324 мм спускается на глубину 1999 метров для перекрытия к набуханию и обвалообразованиям «черных глин», оборудуется противовыбросовым оборудованием и обеспечивает эффективное управление скважиной в случае возможных проявлений. Высота подъема цемента за колонной - до устья.
Спуск технической колонны диаметром 0244,5 мм проводится на глубину 4156 метров, в кровельную часть продуктивного горизонта 1Хд+е с корректировкой по данным каротажа. Башмак технической колонны устанавливается в глинистых отложениях. Обсадная 0244,5 мм колонна выбрана по расчетам для восприятия всех нагрузок, возникающих при бурении и эксплуатации скважин. Высота подъема цемента за колонной - до устья.
Спуск эксплуатационного щелевого хвостовика - фильтр 0139,7 мм, осуществляется на глубину 4298,5 метров (длина хвостовика 4147-4298,5 метров), с установкой подвесного устройства на 50-100 метров внутри обсадной колонны 0244,5 мм. Спуск щелевого хвостовика - фильтр 0139,7 мм комбинирование с обсадными трубами осуществляется с целью крепления фильтра на стенку скважины и изоляции продуктивных пластов от других. Крепление производится специальными расширяющими пакерами, установленных в составе спускаемого щелевого хвостовика - фильтр 0139,7мм
[9].
1 SCIENCE TIME 1
На скважине №156 Северный Готурдепе с целью одновременной раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов увеличили глубину спуска 0244,5 мм второй технической колонны для крепления верхних продуктивных горизонтов, а нижних горизонтов специальными фильтрами без цементирования в виде хвостовика.
По известным схемам, скважины наклонно-направленным заканчиванием фильтр без цементирования в продуктивных зонах имеет следующие достоинства:
- простая технология крепления;
- призабойная зона продуктивного пласта не загрязняется цементом;
- обеспечивается сохранность ствола;
- имеется возможность проведения работ по отчистке ствола.
На скважины №37, и №200 Северный Готурдепе с целью одновременной раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов увеличили глубину спуска 0244,5 мм второй технической колонны для крепления верхних продуктивных горизонтов, а нижних горизонтов обсадными колоннами 0139,7мм с цементированием в виде хвостовика.
По схемам скважины заканчиванием в виде хвостовика с полным цементированием в продуктивных зонах имеются следующие достоинства:
- использовать освоение технологии исследования, цементирования, вторичного вскрытия и освоения скважины;
- обеспечить перекрытие зон поступления пластовой воды и герметичность наклонной части ствола;
- эксплуатировать переслаивающиеся коллекторы.
Рассмотрим выбор внутрискважинного оборудования по четырем скважинам, пробуренных на многопластовом месторождении Северный Готурдепе и освоенных одновременно-раздельным методом эксплуатации.
Разведочная скважина №147 площади Северный Готурдепе
Проектная глубина - 4400 м.
Фактически пробуренная глубина - 4400 м.
Фактическая конструкция скважины:
0426 мм - 596 м;
0324 мм - 2701 м;
0245 мм - 4140 м.
Скважина пробуренна наклонно-направленно с тремя участками профиля:
Первый участок: Вертикальный интервал ствола (0 - 3803 м)
В интервале от 0 - 3803 м буровые работы проводились вертикально.
В интервале от 2697-3803 м бурение скважины проводилось буровым долотом 0295,3 мм и с использованием роторной компоновки.
Второй участок: Интервал набора зенитного угла (3803 - 4140 м)
В интервале 3803-4140 м сервисным обслуживанием компании "ScЫumbergerLogelcoInc." для бурения 295,3 мм ствола использовался забойный
1 SCIENCE TIME 1
двигатель 0209 мм, с 1,15 градуса углом отклонения. На глубине 4140 м зенитный угол скважины достиг примерно 45 градуса. В интервале набора зенитного угла бурение проводилось буровыми шарошечными долотами компании ОАО "Волгобурмаш" типа (IADC 137) и шарошечные долота типа (IADC 117), алмазные долота - PDC 293,3 мм компании "Smith Bits".
Третий участок: Наклонно-направленный интервал ствола (4140 - 4400 м)
В интервале 4140-4400 м буровые работы производились с помощью прямых забойных двигателей 0172 мм, предназначенных для бурения ствола 0215,9 мм. В этом интервале использовалось алмазное долото - PDS 0215,9 мм. На глубине 4400 м зенитный угол достиг примерно 45 градуса и смещение ствола скважины от вертикального положения составило 298 м, общий угол магнитного азумута составил 264 градуса в сторону моря.
В интервале 3803-4400 м в процессе бурения с целью замера зенитного, азимутального угла с забоя на устье скважины в положении реального времени в компановке низа бурильной колонны использовалась система MWD компании "Schlumberger Logelco Inc." А также, в этих интервалах в процессе бурения для проведение каротажных работ (гамма-каротаж, нейтронный) специальное оборудование комплектуется в составе низа бурильных колонн.
С целью увеличения скорости бурения, сокращение срока строительства скважины, а также сведения до минимума показателей повреждения коллекторских свойств продуктивных пластов с глубины 3803 м., использовался буровой растовор на углеводородной основе плотностью 1,35-1,45 г/см3. Сервисное обслуживание по приготовлению и очистке бурового раствора на углеводородной основе "Wersadril" выполнялось компанией "M-I SWACO".
На основании результатов геофизических исследований на достигнутой глубине 4400 метров были вскрыты продуктивные горизонты красноцветной толщи VIII, IXa, IXb, IXw, IXg, IXd, iXe, HK (нижний красноцвет), HK-1. На основании результатов исследований на глубине 4260-4400 м., установлен цементный мост и на пробуренный интервал ствола 0295,3 мм на глубину 4140 м., спущена обсадная колонна 0245 мм [10]. Для проведения работ одновременного испытания и исследования нескольких продуктивных горизонтов в отдельности освоение скважины планировалось на двух лифтах. Скважина осваивалась со спуском и креплением специальных фильтров типа MESHRITE компании "Schlumberger Logelco Inc.", из продуктивных интервалов 4238-4248 м. (HK-1), 4193-4150м. (HK) на первом длинном лифте (H = 4140 м) и произведены перфорационные работы на обсадной колонне 0244,5 мм в интервалах 4040-4050 м., 4008-4030 м. (IX) во втором коротком лифте (4060 м). С целью обеспечения герметичности испытиваемых объектов в открытом стволе (4148м., 4197м., 4237м., 4251,5м.) использовался набухающий пакер на буровом растворе с углеводородной основой компании "Schlumberger Logelco Inc." и на 244,5 мм обсадной колонне в интервале (4003м., 4038м) двухлифтные гидравлические пакера. А для эксплуатации скважины газлифтным способом были использованы газлифтные клапана.
1 SCIENCE TIME 1
Разведочная скважина №37 площади Северный Готурдепе
Проектная глубина - 5200 м.
Фактически пробуренная глубина - 4953 м.
Фактическая конструкция скважины:
0426 мм - 594 м;
0324 мм - 2781 м;
0245 мм - 4761 м.
0178 мм. "хвостовик" - 4691-4906 м. (215 м).
Бурение после спуска и крепление технической колонны 0244,5 мм проводилось буровым долотом 0215,9 мм с использованием роторной компоновки и бурового раствора плотностью 1,80 г/см3. На глубине 4953 метра бурением достигли до проектного горизонта и было вскрыто 12 продуктивных горизонтов нижнего красноцвета. По исследованиям каротажных данных в интервале 4906-4953 м был установлен цементный мост и для испытания объектов в вскрытых разрезах на глубину 4906 м., был спущен 0177,8 мм хвостовик. Со входом 70 м верхнего конца хвостовика 0177,8 мм во внутрь 0244,5 мм технической колонны для подвешивания и обеспечения герметичности верхнего конца хвостовика использовалась система подвески хвостовика компании «Weatherford». Использование этой системы при спуке эксплуатационного хвостовика 0177,8 мм привело к повышению надежности качества цементировочных работ и герметичности верхнего конца. В результате проведенных геофизических исследований уточнено вскрытие HK-7, HK-8, HK-9, HK-10 we HK-11 продуктивных красноцветных горизонтов. Для проведения работ одновременного испытания и исследования нескольких продуктивных горизонтов в отдельности освоение скважины планировалось на двух лифтах. На 0177,8 мм эксплуатационном хвостовике в интервалах 4706-4710 м, 4721-4724 м, 4726-4728 м. (HK-9), 4780-4786 м. (HK-10), 4818-4826 м, 4847-4750 м, 48564860 м. (HK-11) на первом длинном лифте (H = 4815 м) и 0244,5 мм технической колонне проведя перфорационные работы в интервалах 4448-4454 м. (HK-7), 4612-4618 м, 4626-4629 м. (HK-8) во втором длинном лифте (4510 м.) было определено произвести освоение скважины.
Для бесприпятственного спуска двухлифтной компановки, внутри скважины призвели очистку ствола обсадной колонны скрепером и райбером. После подготовки спускаемого внутрискважинного оборудованиия спуск двухлифтной компановки осуществлялся в следующем порядке (снизу - верх):
Воронка длинного лифта (конец) - 4815 м.
0177,8 мм хвостовик Пакер типа Thundercat - 4810 м.
Циркуляционный клапан - 4792 м.
0177,8 мм хвостовик Пакер типа Thundercat - 4775 м.
Циркуляционный клапан - 4739 м.
Циркуляционный клапан - 4681 м.
Пакер компании "Schlumberger Logelco Inc." типа QMAX - 4670 м.
Циркуляционный клапан в длинном лифте - 4563 м.
1 SCIENCE TIME 1
Воронка короткого лифта (конец) - 4510 м.
Гидравлический пакер для праллельного двойного лифта типа Hydrow II -4505 м.
Циркуляционный клапан - 4459 м.
Гидравлический пакер для праллельного двойного лифта типа Hydrow II -4397м.
Циркуляционный клапан - 4342 м.
В спущенной двухлифтной компоновке применялся пакер типа QMAX (4670 м) компании "Schlumberger Logelco Inc.", а все остальное оборудование использовалось компании «Weatherford». А для эксплуатации скважины газлифтным способом были использованы газлифтные клапана компании «Weatherford».
Эксплуатационная скважина №156 площади Северный Готурдепе
Проектная глубина - 4300 м.
Фактически пробуренная глубина - 4302 м.
Фактическая конструкция скважины:
0426 мм - 398 м;
0324 мм - 1999 м;
0245 мм - 4156 м.
Буровые работы завершились при достижении глубины 4302 метра с диаметром ствола 0215,9 мм и использованием бурового раствора плотностью 1,50г/см3.
На глубине 4302 метра бурением достигнуто до проектного горизонта и были вскрыти продуктивные горизонты красноцвета IX, HK-1, HK-2.
С целью предотвращение показателей повреждения коллекторских свойств продуктивных пластов в стволе 0215 мм в процессе цементирования в открытый ствол планировался спуск специальных фильтров. На основании этого в интервале 4147-4298,5 м в продуктивные горизонты HK-1, HK-2 нижнего красноцвета произвели спуск и крепление с 13-тью специальными фильтрами типа MESHRITE (длина одного фильтра 11,65 м) компании "SchlumbergerLogelcoInc.". Для бесприпятственного спуска специальных фильтров до проектной глубины одновременно внутри фильтра произвели спуск промывочного НКТ 073х5,5Р105 NUE со стингером на бурильных трубах. Вход верхнего конца хвостовика фильтра во внутрь 0244,5 мм технической колонны для подвешивания и обеспечения герметичности верхнего конца хвостовика использовался пакер типа "ULTRAPAK" компании «Weatherford». При посадке пакера типа "ULTRAPAK" на необходимую глубину производился подъем промывочных НКТ 073х5,5Р105 NUE со стингером и бурильных труб.
Компоновка фильтр хвостовика (сверху-вниз):
Пакер типа "ULTRAPAK" - 4126-4129 м;
Обсадные трубы 0139,7 мм. - 4129 - 4147 м;
Специальные фильтры типа MESHRITE (13 штук) - 4147-4298,5 м;
1 SCIENCE TIME 1
Промывочный башмак с двумя обратными клапанами и обсадная труба 0139,7 мм. - 4298,5-4302 м.
После спуска фильтр хвостовика в проектную глубину на интервал 40004012 м. (IX) были проведены прострелочно перфорационные работы. Для бесприятственного спуска двухлифтной компановки во внутрь скважины произвели очистку ствола обсадной колонны скрепером и райбером. Длинный первый лифт был посажен на находящийся в верхнем конце фильтр хвостовика пакера типа "ЦСГКАРАК" (4127 м) компании <^еаШег£о^», установленны специальные фильтры в интервале (4147-4298,5 м.) продуктивных горизонтов нижнего красноцвета НК-1, НК-2 и со спуском второго короткого лифта на глубину 3973 м произвели освоение продуктивного горизонта IX (4000-4012 м).
С целью обеспечения герметичности испытываемых объектов были использованы на двухлифтном НКТ пакера типа Hydrow II (3968 м) и для однолифтных "ииГКАРАК" пакеры производства компании <^еаШег&^».А для эксплуатации скважины газлифтным способом были использованы газлифтные клапана компании <^еаШегАоМ».
Эксплуатационная скважина №200 площади Северный Готурдепе
Проектная глубина - 4900 м.
Фактически пробуренная глубина - 4662 м.
Фактическая конструкция скважины:
0426 мм - 592 м;
0324 мм - 1999 м;
0245 мм - 4189 м.
0139,7 мм. "хвостовик" - 4170 - 4332 м (162 м).
Это четвертая скважина законченная бурением на мелководье Каспийского моря. До начала буровых работ силами строителей концерна "Туркменнефть" проведя дорогу внутри воды была подготовлена специальная площадка для монтажа буровых установок [11].
Буровые работы остановили в связи с вскрытием проектного горизонта (НК-8) на глубине 4662 метров с плотностью бурового раствора 1,50-1,52г/см3.
На основании результатов геофизических исследований были вскрыты продуктивные горизонты красноцветной толщи IX, НК-1, НК-2. По исследованиям каротажных данных в интервале 4332 - 4490 м был установлен цементный мост и для испытания и исследования нескольких продуктивных горизонтов, в отдельности освоение скважины на двух лифтах, производился спуск эксплуатационного хвостовика 0139,7 мм. Спуск и крепление 0139,7 мм эксплуатационного хвостовика осуществлялся специальным оборудованием компании <^еаШег&^». Со входом 19 м. (4170 м) верхнего конца хвостовика 0139,7 мм во внутрь 0244,5 мм технической колонны для подвешивания и обеспечения герметичности верхнего конца хвостовика использовалась система подвески хвостовика компании <^еаШег&^». Использование этой системы при
1 SCIENCE TIME 1
спуке эксплуатационного хвостовика 0139,7 мм привело к повышению надежности качества цементировочных работ и герметичности верхнего конца. На 0139,7 мм эксплуатационном хвостовике проведя перфорационные работы в интервалах 4192-4198 м, 4204-4216 м, 4288-4292 м. (НК-1, НК-2) продуктивных горизонтов красноцветной толщи на первом длинном лифте (Н = 4175 м) и 0 244,5 мм технической колонне проведя перфорационные работы в интервалах 4046-4052 м, 4057-4067 м, 4071-4077 м, 4079-4085 м, 4086-4092 м, 4094-4104 м, 4122-4128 м, 4134-4140 м., (IX) продуктивных горизонтов красноцветной толщи во втором длинном лифте (4040 м.) было определено произвести освоение скважины.
После перфорационных работ для бесприятственного спуска двухлифтной компановки внутри скважины произвели очистку ствола обсадной колонны 0218 мм райбером. После подготовки спускаемого внутрискважинного оборудования спуск двухлифтной компановки осуществлялся в следующем порядке (снизу -верх):
Воронка длинного лифта (конец)- 4175 м;
Гидравлический пакер типа '^Н-6" для однолифтной НКТ - 4166 м.;
Циркуляционный клапан (в длинном лифте) - 4147 м.;
Воронка короткого лифта (конец) - 4040 м.;
Гидравлический пакер для двойного лифта (типа Hydrow II) - 4030 м.;
Циркуляционный клапан (в коротком лифте) - 4014 м.
С целью обеспечения герметичности испытываемых объектов были использованы на двухлифтных НКТ типа Hydrow II (4030м) и для однолифтных "WH-6" гидравлические пакеры производства компании <^еаШег£о^». А для эксплуатации скважины с газлифтным способом использовались газлифтные клапана компании <^еаШегАоМ».
Продуктивные горизонты нижнего красноцвета НК-1, НК-2 на длинном лифте освоены 010 мм штуцером фонтанным способом, а продуктивные горизонты пачки IX освоены 022 мм штуцером газлифтным способом и получен большой приток нефти [12].
Литература:
1. Деряев А.Р. Особенности технологии бурения для одновременной раздельной эксплуатации скважин: научная монография. - Петрозаводск: МНЦП "Новая наука", 2022. - С. 1-371.
2. Деряев А.Р. Опыт бурения скважин с горизонтальным окончанием ствола в Западном Туркменистане: сборник статей института "Небитгазылмытаслама", выпуск 2(29). - Ашгабат: Туркменская Государственная служба печати, 2012. - С. 277-285.
3. Деряев А.Р., Гулатаров Х.Г. Исследование конструкции горизонтальной скважины для добычи нефти и газа: сборник статей. Моделирование процессов разработки газовых месторождений и прикладные задачи теоретической газогидродинамики. - А: Ылым, 1998. - С. 49-57.
1 SCIENCE TIME 1
4. Деряев А., Михайлюк В. Бурение наклонно-направленных скважин в Западном Туркменистане // Научные аспекты развития нефтяной промышленности Туркменистана: Небитгазылмытаслама. - Вып. 2(29). -Ашгабат: Ылым, 2012. - С. 267-276.
5. Разработка и результаты испытаний оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации скважин с установками электроцентробежных насосов / Валеев М.Д., Газаров А.Г., Масенкин В.А. [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 2. - С. 86-88.
6. Методические указания по выбору конструкций нефтяных и газовых скважин, проектируемых для бурения разведочных и эксплуатационных на площадях. - Москва: Миннефтепром, 1973.
7. Деряев А.Р., Гулатаров Х.Г., Эседуллаев Р., Аманом М. Технология бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин и расчеты их проектирования: научная монография. - Ашгабат: Ылым, 2020. - С. 608.
8. Калинин А.Г. Бурение нефтяных и газовых скважин. - Москва ЦентрЛитНефтеГаз, 2008.
9. Деряев А.Р. Разработка конструкции скважин для метода одновременно-раздельной эксплуатации нескольких нефтяных пластов // Наука и техника в Туркменистане. - 2013. - № 6. - С. 71-77.
10. Деряев А.Р., Оразклычев Г. Ограниченный патент: <<Метод одновременной раздельной эксплуатации продуктивных пластов и установка для его выполнения». Патент № 643 от 08.06.2015.
11. Деряев А.Р., Оразклычев Г. Ограниченный патент: <<Метод одновременной раздельной добыча нефти и газа с одной скважиной на многопластовом месторождении». Патент № 644 от 08.06.2015.
12. Деряев А.Р. Аннализ технологии бурения скважин для одновременной раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной // Наука и техника в Туркменистане. - Ашгабат: Ылым, 2018. - № 4. - С. 94-98.
