CC BY
34УДК 622.24+622.276.65
Г.Г. Гилаев1; А.А. Храмцов1; А.В. Семин1; А.А. Киекбаев1, e-mail: KiekbaevAA@samng.rosneft.ru
1 АО «Самаранефтегаз» (Самара, Россия).
Особенности технологии строительства паронагнетательных скважин для эксплуатации залежей природных битумов в Самарской области
В статье проанализирована перспективность добычи природных битумов в Российской Федерации на примере Кара-бикуловского месторождения (Самарская обл.). Исследована геология залежей природных битумов по результатам бурения, отбора керна и освоения контрольно-наблюдательных скважин. Установлено, что продуктивный горизонт месторождения сложен из рыхлых и слабосцементированных песчаников, а отложения казанского яруса содержат водоносные пласты, что обусловливает ряд таких осложнений в ходе строительства и эксплуатации скважин, как обвалообразование, катастрофическое поглощение бурового раствора и вынос песка в скважину. Исследованы, изучены и обоснованы главные технологические особенности строительства паронагнетательных горизонтальных скважин с применением технологии парогравитационного дренажа (SAGD). Выявлено, что соотношение вертикальной глубины к отклонению забоя от устья скважины позволяет отнести проектные горизонтальные скважины месторождения к категории особо сложных. Обоснован выбор буровой установки, коридора для проводки стволов и обсадных труб. Проведены лабораторные исследования высокопрочных термостойких составов (Ц-1, Ц-2, Ц-3, Ц-4) на предмет прочности при циклических воздействиях высокой температуры. Установлено, что данные составы повышают свою прочность с увеличением температуры, однако могут быть неэффективны в случае резких перепадов температур в радиальном и осевом направлениях. По результатам исследований в качестве облегченного термостойкого цемента рекомендовано применение цемента марки Ц-2, а в качестве тяжелого цемента - цемента марки Ц-4. Определено, что улучшение технологии крепления скважин позволяет значительно усилить сопротивляемость крепи паронагнетательных скважин к термоциклическим нагрузкам. Рекомендована силикатная обработка продуктивной части ствола перед подъемом бурильного инструмента под спуск колонны.
Ключевые слова: высоковязкая нефть, природный битум, паронагнетательная скважина, керн, бурение, цементирование, термостойкий цемент, конструкция скважины, резьбовое соединение.
G.G. Gilaev1; A.A. Khramtsov1; A.V. Semin1; A.A. Kiekbaev1, e-mail: KiekbaevAA@samng.rosneft.ru
1 Samaraneftegas JSC (Samara, Russia).
Features of the Technology of Construction of Steam Injection Wells for the Extraction of Natural Bitumen Deposits in the Samara Region
The article analyzes prospects for natural bitumen production in the Russian Federation by the example of Karabikulovskoe field (Samara region). Geology of natural bitumen deposits is explored basing on drilling data, core sampling and completion of observation wells. The pay horizon of the field is proved to be formed of soft, semiconsolidated sandstones, while Kazan layer deposits contain aquifers conditioning a number of such complications in the process of construction and operation of wells as caving, catastrophic mud-loss and sand leakage into the well. Major construction technological specifics for steam injection horizontal wells using technologies of steam assisted gravitational drainage (SAGD) are explored, studied and well founded. It was proved that the ratio of vertical depth - bottomhole deviation from the wellhead allows attribution of planned horizontal wells of the field to the category of most complex ones. The choice of the rig, passage for boreholes and casing strings is founded. Laboratory studies of highly strong thermostable mixtures (Ts-1, Ts-2, Ts-3, Ts-4) were conducted to learn about their strength under cyclic high temperature effects. The strength of these mixtures was found out to grow higher with an increase of temperature, nevertheless the compounds can be ineffective in case of sharp drops of temperature in radial and axial directions. According to the investigation data it was recommended to use cement Ts-2 as lightened thermostable cement, while cement Ts-4 as weighted. It was determined
DRILLING
that well casing technology improvement allows a significant resistance increase of the lining of steam injection wells to thermocyclic stresses. Silicate processing of the borehole pay zone is recommended to be carried out prior to lifting drilling tools to run the string.
Keywords: high viscosity oil, natural bitumen, steam injection well, core, drilling, cementing, heat-resistant cement, well design, threaded connection.
В настоящее время все большее внимание уделяется перспективности разработки месторождений высоковязкой нефти (ВВН) и природных битумов (ПБ). Если в последние годы многие нефтяные компании отдавали предпочтение поиску и освоению месторождений традиционных (легких) нефтей с большой концентрацией предполагаемых запасов, то в ближайшие годы следует ожидать роста инвестиций в существующие и новые проекты разработки месторождений с трудноизвле-каемыми запасами, в первую очередь месторождений ВВН и ПБ. Это связано с постоянным ростом цен на нефть, что наряду с льготным налогом на добычу полезных ископаемых повышает инвестиционную привлекательность таких проектов [1].
При обосновании налоговых льгот, предоставляемых владельцам месторождений битума, были подсчитаны доходы будущих периодов и выгода от того, что деньги идут на развитие перспективных новых производств, в которых заняты тысячи людей. Тяжелые нефти, несомненно, уже сейчас обращают на себя внимание российских нефтегазодобывающих компаний.Эпоха легкой нефти приближается к концу, а потребность в энергоресурсах с каждым годом только возрастает. Быстрыми темпами истощаются запасы бывших «гигантов». В связи с этим достаточно рациональным и правильным решением могут быть масштабные исследования месторождений тяжелой нефти как альтернативного источника восполнения минерально-сырьевой базы страны,а также постепенное вовлечение этих месторождений в промышленную разработку [2].
Согласно российскому стандарту [3] тяжелые нефти имеют плотность не менее 873,5 кг/м3, плотность битумов составляет 898,4 кг/м3 против, соответственно, 920 и 1000 кг/м3 согласно международной классификации [4]. Более оптимистичный подход зарубежных коллег обусловлен, скорее всего, большим опытом разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами с применением передовых и экономически эффективных технологий. По данным International Energy Agency, ALberta TRA, S. Holditch/OFS Marketing мировые нефтяные ресурсы оцениваются в 9-13 трлн баррелей (1,5-2 трлн м3), из них 30 % - традиционные (легкие) нефти, 40 % - тяжелые и сверхтяжелые (высоковязкие) и 30 % - природные битумы [5]. В целом из динамики доказанных запасов нефти видно, что страны-лидеры по доказанным запасам нефти (Венесуэла, Канада) восполняют свою ресурсную базу за счет трудно-извлекаемых запасов углеводородов. Роль Канады в освоении ресурсов ВВН и ПБ сложно переоценить. Природные битумы являются основной долей ее профильных активов, что определяет богатый опыт Канады как в оценке и постановке на баланс нетрадиционных источников углеводородов, так и в технике и технологиях разработки. Передовой опыт Канады показывает, что, несмотря на увеличение капитальных вложений и эксплуатационных затрат, а также повышение тарифов на транспортировку и ужесточение требований к охране окружающей среды, глобальный рост потребности в энергетических ресурсах, высокие цены на нефть и инновационные технологии позволяют рентабельно разрабатывать
месторождения битумов и кратно увеличивать их добычу [6]. Что касается текущего состояния разработки объектов с ВВН и ПБ в России, по некоторым оценкам, запасы ВВН и ПБ могут составлять 30-75 млрд т. Начальные геологические запасы ВВН равны около 11 млрд т. Основными районами сосредоточения запасов ВВН промышленных категорий являются: Западная Сибирь - 42 %; Волго-Ураль-ский регион - 38 %; Тимано-Печорский регион - 18 %; Сахалин и южные регионы - 2 %. В настоящее время разведано около 654 залежей с высоковязкой нефтью на 267 месторождениях. Степень выработки запасов ВВН по России составляет около 15 % [1]. Значительная часть запасов тяжелой битуминозной нефти России сосредоточена на территории Самарской области. Ее добыча ведется еще с XIX в., когда в пределах Жигулевского битуминозного района было открыто 10 месторождений. Большинство месторождений в то время разрабатывались открытым карьерным способом или подземным способом через штольни и шахты. В 1984-2000 гг. в Самарской обл. пробурено более 260 битумопоисковых скважин. На основании интерпретации данных по пробуренным структурным и битумопоисковым скважинам в 2011 г. по заказу ПАО «НК «Роснефть» специалистами Волжского отделения Института геологии и разработки горючих ископаемых выполнена оценка ресурсной базы битуминозной нефти на севере Самарской обл. По оценкам 2011 г. определено, что наиболее перспективные залежи сверхвязкой нефти (с вязкостью более 10 000 мПа.с) приурочены к верхнеуфимским отложениям
Для цитирования (for citation):
Гилаев Г.Г., Храмцов А.А., Семин А.В., Киекбаев А.А. Особенности технологии строительства паронагнетательных скважин для эксплуатации залежей природных битумов в Самарской области // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 6. С. 14-26.
Gilaev G.G., Khramtsov A.A., Semin A.V., Kiekbaev A.A. Features of the Technology of Construction of Steam Injection Wells for the Extraction of Natural Bitumen Deposits in the Samara Region. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2018, No. 6, P. 14-26. (In Russ.)
Таблица 1. Реологические характеристики нефти Карабикуловского месторождения при различных температурах Table 1. RheoLogicaL characteristic of KarabikuLovskoe oil field at various temperature range
Температура, °С Temperature, °С Обработка результатов Data processing
По модели Ньютона By Newton model По модели Бингама By Bingham model По модели Оствальда - де Ваале By Ostwald - de Waal model
Вязкость ц , мПа.с Viscosity Т| , mPa.e Коэффициент достоверности а Validity coefficient а Вязкость ri , мПа.с Viscosity ri , mPa.e Предельное напряжение сдвига т0, Па Yield point V pa Коэффициент достоверности a Validity coefficient о Коэффициент консистенции k Consistence factor k Показатель текучести n Flow index n Коэффициент достоверности о Validity coefficient a
20 660,0 0,9997 651,0 1,29 0,9999 729,0 0,9801 0,9999
40 160,0 0,9999 159,0 0,0684 0,9999 160,0 0,9985 0,9999
60 56,7 0,9998 57,1 -0,0642 0,9999 52,9 1,0137 0,9999
80 24,6 0,9997 24,7 -0,0116 0,9997 23,6 1,0083 0,9997
песчаников с толщинами нефтяных пластов до 30 м, залегающих на глубинах 150-300 м [7].
Данное месторождение расположено на северо-восточной части области в пределах юго-западного склона водораздела рек Большой Черемшан и Шешма. В геологическом отношении месторождение находится в Сергиевском нефтегазоносном районе Южно-Татарской нефтегазоносной области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В 2013-2014 гг. на данном участке был проведен комплекс разведочных работ по шести структурным скважинам глубиной 200-250 м (№ 1-6) для изучения высоковязких отложений. В результате пробного освоения получен приток нефти, что позволило предварительно оценить запасы по новой залежи сверхвязкой нефти и рассмотреть возможности начала добычи залежей высоковязкой нефти в Самарской обл.
Учитывая положительные результаты выполненных геологоразведочных работ в Самарской обл., а также успешный опыт эксплуатации аналогичных объектов, АО «Самаранефтегаз» приступило к реализации плана освоения ресурсов сверхвязкой нефти на севере Самарской обл.
Исходя из изложенного одной из важных стратегических задач АО «Самаранефтегаз» на 2017-2020 гг. является активное строительство паронагнетательных скважин по технологии SAGD (от англ. Steam Assisted Gravity Drainage -парогравитационный дренаж) и вовле-
чение в разработку залежей природных битумов на севере Самарской обл. Для реализации поставленных целей была разработана программа опытно-промышленного освоения, предусматривающая бурение 21 скважины, в том числе 7 горизонтальных. Это стало основой развития АО «Самаранефтегаз» нового направления строительства паронагнетательных скважин с термическими методами воздействия на пласт. Весь процесс проведения опытно-промышленной разработки (ОПР) состоит из нескольких этапов. На первом этапе был осуществлен процесс бурения и пробного освоения 9 контрольно-наблюдательных скважин для корректировки траекторий горизонтальных скважин участка и мониторинга охвата пласта тепловым воздействием в процессе ОПР. В ходе бурения контрольных скважин были произведены отбор керна и их пробное освоение. Образцы керна показали наличие битуминозных пород слабой и средней крепости. Согласно результатам исследований биту-мовмещающий песчаник представляет собой осадочную горную породу, состоящую из алеврито-песчаных, мелкозернистых, полимиктовых зерен. В состав песчаников различных месторождений Самарской обл. входит разное количество глин различного минерального состава. Соответственно, песчаники различаются по химико-физическим свойствам (дисперсности, пластичности, набухаемости и т. д.). Необходимо отметить, что керн при выносе и проведении анализов, особенно при экстра-
гировании, разрушается в результате слабой цементации или отсутствия ее. Петрографические исследования стали основой для разработки оптимальной технологии бурения горизонтальных, нагнетальных и добывающих скважин, а также при выборе промывочной жидкости.
Сложная литология разреза скважины, характеризующаяся неустойчивыми, слабосцементированными породами, явилась причиной возникших осложнений. Так, в интервале 35-167 м в процессе бурения первых скважин произошла потеря циркуляции с поглощением бурового раствора от 40 м3 до полного, которую ликвидировали после намыва кошмы и многократных закачек вязко-упругих составов (ВУС) с кордовым волокном. В результате принятия ряда организационных и технико-технологических решений следующие скважины были пробурены с меньшими осложнениями.
Второй этап связан с испытанием пластов на трех пьезометрических скважинах, на которых проводилось пробное освоение с принудительным прогревом пласта с помощью парогенераторной установки (ППУ). Свабированием получен первый приток высоковязкой нефти, ее свойства изучены по одной глубинной и одной поверхностной пробе. Нефть характеризуется как битуминозная, сверхвязкая (табл. 1), высокосернистая, смолистая, парафи-нистая.
По результатам бурения контрольных скважин проведен следующий, третий,
«Бентек», один из ведущих мировых производителей, поставляет со своего завода в г. Помени буровые установки и высокотехнологичное оборудование для нужд бурового сервиса Российской Федерации.
reliable, safe, efficient.
СВП компании «Бентек» спроектированы с расчётом на суровые условия эксплуатации. Подтвержденная их надежность уменьшает время простоя БУ. СВП рассчитаны как на наземное, так и на морское бурение.
Модификации: • 250 тонн • 275 тонн • 350 тонн • 500 тонн • 750 тонн
Новинка: СВП TD-250-C
• Спроектирован для работы в мачтах ZJ40 и подобных МБУ и имеет самые высокие показатели по крутящему моменту и отклонению штропов на рынке СВП.
• Обладает минимально возможным уровнем шумового воздействия.
• Обладает системой мониторинга трубного манипулятора, функцией обучения для перемещения по задаваемым точкам.
• Имеет повышенные показатели эксплуатационной безопасности.
• Обеспечивает удалённый мониторинг (дополнительная опция).
• Соответствует требованиям API, СЕ и АТЕХ.
Буровой ключ
Буровой ключ компании «Бентек» создан для максимальной оптимизации СП0, обеспечивает безопасное свинчивание / развинчивание замковых соединений.
Модификации: • IR-100 • IR-100 Remote
• Короткое время цикла - всего 37 секунд.
• Упрощённая электрогидравлическая система - уменьшение количества гидравлических узлов на 60% по сравнению с имеющимися на рынке аналогами.
• Точное измерение крутящего момента.
• Динамическая система фиксации.
• Система считывания крутящего момента помогает автоматизировать работы по свинчиванию / развинчиванию замковых соединений.
• Электронная база регистрации и хранения данных (E-Torque List).
• Автоматическое позиционирование ключа повышает безопасность работ.
• Централизованная система смазки.
• Взаимозаменяем с буровыми ключами других производителей.
• Конфигурируемость как для наземных, так и для морских БУ.
• Соответствие требованиям стандартов СЕ и АТЕХ.
ООО «Бентек Дриллинг энд Ойлфилд Системе» Тел.: +7 3452 6839 00
2-ой км. Старого Тобольского Тракта, 8 а Горячая линия техподдержки: +7 922 007 6554
625014Тюмень,Россия Е-та1:Пуитеп@Ьеп1ес.сот WWW.DenteC.COm
БУРЕНИЕ
этап - строительство трех пар паро-нагнетательных скважин. Комплексные геофизические исследования (ГИС) на контрольно-наблюдательных скважинах показали, что пласты, насыщенные битумом,находится в интервале 164-196 м. Коридор горизонтального участка паронагнетательных скважин будет проходить в малых глубинах по вертикали, что обусловливает наличие некоторых трудностей. Строительство скважин будет производиться в сложных горно-геологических условиях, в числе которых:
1) бурение сквозь пресноводный комплекс подземных вод, сопровождаемое интенсивным поглощением раствора, потерей устойчивости стенок скважины и осложнениями, связанными с осыпями и обвалами пород;
2) цементирование обсадных колонн в условиях поглощения бурового и цементного растворов;
3) набор кривизны в малом вертикальном коридоре глубин и обеспечение расположения горизонтальных стволов друг над другом на расстоянии 5 м при длине горизонтального ствола в несколько сотен метров;
4) необходимость обеспечения полноты очистки горизонтального ствола от выбуренной породы.
Решение указанных проблем и выбор эффективных проектных решений строительства скважин для промышленной добычи ВВН и ПБ с использованием метода парогравитационного дренажа стали одной из задач АО «Самара-нефтегаз».
ВЫБОР БУРОВОЙ УСТАНОВКИ
Устья скважин на кустовой площадке располагаются попарно на прямой линии. Расстояние между устьями нагнетательной и добывающей скважин каждой пары составляет 15 м; расстояние между горизонтальными стволами - 5 м; расстояние между парами - 15 м; расстояние между горизонтальными стволами соседних пар - 100 м (рис. 1). Малая вертикальная глубина залегания продуктивного пласта требует применения буровой установки с наклоном буровой мачты к поверхности земли под углом 45°. Это обусловлено следующими особенностями:
Рис. 1. Вид сверху на проектную схему куста из трех пар скважин на целевой пласт, залегающий на глубине по вертикали 180 м Fig. 1. Upper view to the planned layout of the well cluster of three well couples to the target formation occurring at 180 m. depth by vertical
• технология позволяет использовать профиль с большим радиусом кривизны;
• применяется механический способ добычи;
• технология позволяет добиться снижения сопротивления перемещению бурильной колонны в скважине с горизонтальным участком;
• используется кустовой способ разбу-ривания месторождения.
При использовании вертикальной мачты темп набора кривизны составляет 6°/10 м, при использовании мачты с наклоном 45° темп набора кривизны равен 2°/10 м, т. е. темп набора кривизны уменьшается в три раза. Вертикальная глубина залегания целевого пласта, с которой для бурения скважины с горизонтальным окончанием ствола целесообразно применять буровую установку с вертикальной мачтой, определяется из следующего неравенства:
Н > R, (1)
где Н - глубина залегания целевого пласта по вертикали, м; - радиус набора кривизны с интенсивностью 2°/10 м, м.
Радиус набора кривизны, м, для интенсивности искривления / = 2°/10 м вычислим по формуле:
Таким образом, радиус набора кривизны для интенсивности искривления 2°/10 м равен 286 м. Из (2) определяем, что для бурения скважины с горизонтальным окончанием ствола в целевой пласт, залегающий глубже 286 м по вертикали, целесообразно применить буровую установку с вертикальной мачтой. Таким образом, подставляя в (1) радиус набора кривизны 286 м, получаем вертикальную глубину залегания целевого
Рис. 2. Буровой станок с расположением мачты под углом 45° Fig. 2. A rig with its drill tower at 45°
18
№ 6 июнь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
XV Конференция Форума по проблемам природного газа и газопроводов стран Северо-Восточной Азии в рамках VIII Петербургского Международного
Газового Форума-2018
XV Conference of Northeast Asian Natural
Gas and Pipeline Forum (NAGPF) during the 8th St. Petersburg International
Gas Forum
October 4-5,2018, Saint-Petersburg
Sessions
■ Present Status of North East Asia Natural Gas Market and Outlook for the Next 5 years
■ Key problems of International Cooperation on Natural Gas
■ Transportation and Utilization Projects
■ Asia Natural Gas Pipeline Projects LNG Projects
■ Natural Gas Processing and Utilization Projects
Organizers Supported by General
information partners
iXPOFORUM PA7niin9A OIL AND CAS GAS
V^GAZPROM TERRITORY INDUSTR>
Contacts
X
i
I +7 (495) 240-54-57 | e-mail: info(a)neftegas.info | www.neftegas.info
БУРЕНИЕ
труба - хвостовик для нагнетания пара Tubi ng - Liner for steam injection
Рис. 3. Конструкция скважин нагнетательной (a) и добывающей (б), предназначенной для бурения с применением наклонной буровой установки
Fig. 3. Design of weLLs - injection (a) and producing (b) to be drilled using inclined drilling rig
пласта 286 м, которую можно назвать граничной глубиной. До граничной глубины для бурения целесообразно применение наклонной буровой мачты, а ниже ее - вертикальной буровой мачты. Малоинтенсивный темп набора кривизны дает при строительстве скважин возможности:
• кустования скважин;
• механизации скважин с применением электроцентробежного насоса, винтового насоса;
• вращения бурильной колонны для повышения качества очистки ствола от выбуренной породы и увеличения длины горизонтального ствола;
• вращения обсадной колонны при ее цементировании для повышения качества крепи скважины [8]. Отмеченные технологические и геологические особенности бурения обусловливают жесткие требования и ограничения на параметры конструкции и
профиля скважины, вследствие чего возникает необходимость применения многоколонной конструкции скважины. Конструкции паронагнетательной и добывающей скважин отличаются глубинами спуска обсадных колонн, хотя диаметры колонн практически совпадают. На рис. 3 представлена конструкция скважины, предназначенной для бурения с применением наклонной буровой установки. Кондуктор, составленный из обсадных труб диаметром 324 мм с резьбовым соединением ОТТМ (резьбовое соединение обсадных труб и муфт с трапецеидальной резьбой), предназначен для изоляции зоны поглощения в интервале 0-57 м (татарский ярус) и служит предупреждением размыва приустьевой части скважины, перекрытия неустойчивых четвертичных отложений. Для надежности изоляции зоны поглощения башмак кондуктора устанавливается в плотные породы
на 15 м ниже подошвы поглощающего пласта. Цементируется кондуктор прямым способом.
Промежуточная колонна, составленная из обсадных труб диаметром 245 мм с резьбовым соединением премиум-клас-са российского производства, предназначена для перекрытия глинистого флюидоупора, обеспечения безопасного нагнетания пара в пласт. Спускается для перекрытия интервала интенсивного искривления ствола на глубину 90-100 м по стволу в надкровленную (или под-кровленную) часть продуктивного пласта (ПП). Эксплуатационная колонна, составленная из обсадных труб диаметром 168 мм с резьбовым соединением премиум-класса российского производства, предназначена для разобщения пластов-коллекторов, испытания перспективных объектов, добычи нефти и организации нагнетания пара в пласт. Башмак эксплуатационной колонны устанавливается в продуктивном пласте на участке ствола со стабилизацией зенитного угла 90°. Часть эксплуатационной колонны от устья до кровли ПП цементируется, часть колонны внутри битумного пласта в горизонтальном стволе оборудуется фильтровыми трубами типа ФСЩ-2-168. Эксплуатационная колонна цементируется с применением термостойкого цемента с вращением колонны во время цементирования.
СЛОЖНОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАСПОЛОЖЕНИЯ СТВОЛОВ СКВАЖИН
Ошибки в процессе инклинометриче-ских измерений разного происхождения приводят к неопределенности фактического положения ствола скважины. Погрешности инклинометрических измерений могут быть вызваны такими причинами, как:
• ошибка в определении глубины расположения измерительного прибора;
• собственная ошибка прибора (характеристика датчиков);
• магнитные помехи (магнитная интерференция - наложение на магнитное поле Земли магнитных полей горной породы, элементов бурильной колонны и конструкции скважины);
• ошибка, связанная с перекосом прибора относительно оси скважины;
20
№ 6 июнь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
DRILLING
Рис. 4. Коридоры для горизонтальных стволов:
_:,: - горизонтальный ствол нагнетательной скважины;
i^^h* - горизонтальный ствол добывающей скважины;
- коридор Fig. 4. Passages for horizontal boreholes:
_:,: - horizontal borehole of the injection well;
i^^h* - horizontal borehole of the producing well; ^^ - passage
• ошибка, обусловленная деформацией и несоосным расположением измерительного прибора;
• субъективная ошибка;
• ошибка метода расчета координат ствола скважины;
• ошибка, связанная с движением измерительного прибора в стволе скважины в процессе измерения (измерительный прибор при измерении должен находиться в покое в отсутствие вибраций). Ошибка вследствие магнитной интерференции состоит из следующих компонент:
• интерференция бурильной колонны;
• влияние магнитных горных пород;
• влияние магнитных масс 9 контрольно-наблюдательных скважин;
• влияние дефектов диамагнитных элементов бурильной колонны и оборудования (местные магнитные включения или соединительные элементы, например стальные замковые соединения легкосплавных (алюминиевых) бурильных труб).
Свести к минимуму влияние магнитной интерференции бурильной колонны позволит использование диамагнитных утяжеленных бурильных труб, а также забойного двигателя из диамагнитного сплава [9].
ВЫБОР КОРИДОРА ДЛЯ ПРОВОДКИ СТВОЛОВ
Опыт ОАО «Татнефть» свидетельствует о том, что одной из причин низкой эффективности добычи природных битумов методом парогравитационного дренажа может стать расхождение горизонтальных стволов в паре скважин. Поэтому для горизонтальных стволов парных парогравитационных скважин устанавливается коридор, позволяющий эффективно добывать нефть при минимальных затратах. Границы коридора Карабикуловского месторождения приняты аналогично границам коридора Ашальчинского месторождения. Для первой горизонтальной добывающей скважины установлен коридор в виде прямоугольного параллелепипеда со сторонами 2 * 10 * длина горизонтального ствола, м. Ствол нагнетательной скважины должен располагаться над осью горизонтального ствола добывающей скважины в пределах коридора,
также в виде прямоугольного параллелепипеда «2 * 6 * длина горизонтального ствола, м». Калибровка инклинометра до и после измерений зенитного угла и азимута ствола скважины, а также использование результатов калибровки при определении координат точек ствола являются обязательными условиями для обеспечения точности измерений и уменьшения области неопределенности, связанной с систематической погрешностью измерений [8].
КРИТЕРИИ, ВЛИЯЮЩИЕ НА НАДЕЖНОСТЬ РЕЗЬБОВОГО СОЕДИНЕНИЯ
Согласно опубликованным исследованиям C-FER Technologies (Канада) на тему «Анализ резьбовых соединений обсадных труб для паронагнетательных скважин (SAGD)», 80 % аварий в паронагнетательных скважинах происходят из-за неправильно подобранных резьбовых соединений [10]. К числу критериев, влияющих на надежность резьбового соединения в проектах SAGD, относятся:
1) наличие уплотнительных торцевых поверхностей;
2) контактные напряжения между витками ниппеля и муфты.
Не рекомендуется применение для промежуточных и эксплуатационных обсадных колонн труб с резьбовыми соединениями типа Баттресс, ОТТМ,
так как в их конструкции отсутствуют уплотнительные элементы и недостаточны контактные напряжения между витками ниппеля и муфты, что приводит к дополнительным осевым напряжениям при термоциклическом нагружении. Поэтому были выбраны обсадные трубы с резьбовыми соединениями преми-ум-класса российского производства (рис. 5), обеспечивающие высокую устойчивость соединения к нагрузкам, прочность на сжатие, высокую эффективность к растяжению и изгибу, глубокую посадку и быстрое свинчивание, имеющие сферическое и коническое уплотнение «металл - металл» и сохраняющие герметичность при воздействии
If
; | :
ki. m i
Щ
Рис. 5. Резьба соединения премиум-класса
российского производства
Fig. 5. Premium thread of the Russian
manufacturer
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 6 June 2018
21
БУРЕНИЕ
экстремальных температур и теплового расширения.
СИСТЕМА МОНИТОРИНГА
Контроль и мониторинг температуры по длине горизонтального участка и передача информации на поверхность будут осуществляться с помощью оптоволоконного кабеля, установленного в добывающей скважине (рис. 6). К числу основных задач системы мониторинга относятся:
• контроль величины и изменений температуры рабочей среды во всех режимах работы добывающего элемента (в процессе первичного прогрева, формирования так называемой паровой камеры SAGD, отбора продукции, при остановке);
• визуализация распределения температур по длине горизонтального участка добывающих скважин;
• измерение и визуализация величины давления на всасе и выкиде насоса;
• ведение необходимого усреднения параметров (давления, температуры) с первичной фильтрацией ошибок.
ОСОБЕННОСТИ КРЕПЛЕНИЯ ПАРОНАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
Наиболее ответственным этапом при строительстве паронагнетательных скважин является крепление, определяющее их надежность к прорывам пара и долговечность цементного камня при воздействии термоциклических нагрузок. Особые требования выдвигаются к тампонажному раствору и камню, так как тампонажный раствор должен интенсивно твердеть в условиях низких положительных температур (8 °С), а образующийся при этом цементный камень - обеспечивать надежное разобщение пластов и выдерживать большие знакопеременные нагрузки, обусловленные тепловым расширением обсадных труб при нагреве паром до 200-250 °С.
Цементный камень снижает свою прочность с ростом температуры,особенно если в термостойкую цементную смесь попадают глинистые частицы. Однако сама по себе высокая температура не так опасна для крепи паронагнетатель-ной скважины, как перепад температу-
ры в радиальном и осевом направлениях. Появление трещин в цементном камне нарушает изоляцию в затрубном пространстве, что приводит к тепло-потерям при закачке пара в пласт. Для цементирования паронагнетательных скважин применяются высокопрочные термостойкие составы. Однако они не эффективны, если скорость набора перепада температур не ограничена. Прогрев скважины должен вестись постепенно, с увеличением температуры пара на 5 °С/ч.
Практика бурения глубоких скважин с высокими забойными температурами показывает, что в результате колебания температур в скважинах, обсаженных колоннами, последние в значительной степени деформируются, увеличиваясь или уменьшаясь по длине. Отмечено также, что в результате возникающих напряжений вследствие разности температур зачастую происходит разрушение обсадных колонн. Такие осложнения характерны для случаев, когда скважина находится в ожидании затвердевания цементного раствора,
Протектор кабельный для насосно-компрессорной трубы Tubing cable protector
J
Глухая насосно-компрессорная труба
Blind tubing
Эксплуатационная колонна Production string
Кондуктор Conductor
Промежуточная колонна Intermediate casing
Кабельный протектор для насосно-компрессорной трубы Tubing cable protector
LLÜJ_LÜU_liin Щи_Li
Lll
Пружинный центратор 48/130 со слотом под кабель для насосно-компрессорной трубы
Balloon-type centralizer 48/130 with a slot to house a cable for tubing
3É
inn i
гпм ИШ-ГТТП-ГТТП—14" lfjj-И M MI
Оптоволоконный кабель (10-60 точек температуры с датчиком давления на забое P = 120 атм) в горизонтальном участке 455 м Fiber cable (10-60 temperature points with the bottomhole pressure sensor P = 120 atm) in the horizontal section of 455 m
Рис. 6. Размещение оптоволоконной системы в добывающей скважине Fig. 6. Fiber-optic system arrangement in the producing well
DRILLING
Таблица 2. Циклическое воздействие температур (нагревание - охлаждение) в автоклаве при давлении 10 ± 2 МПа Table 2. Cyclic temperature effects (heating - cooling) in curing chamber at pressure 10 ± 2 mPa
№ п/п No. Условие Conditions Температура, °C Temperature, °C Время испытания, ч Testing time, h Кол-во операций Quantity of operations
1 Набор температуры Temperature increase До 250 Up to 250 8
2 Стабилизация температуры Temperature control При 250 At 250 72 (3 сут) 72 (з days) 5 циклов (20 сут) 5 cycles (20 days)
3 Охлаждение до температуры Cooling up to temperature 22±2 -
освоения и, наконец, эксплуатации, т. е. когда градиенты температур наиболее велики. Работы, проведенные краснодарским филиалом АО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова», показали зависимость дополнительных осевых термических напряжений, возникающих в колоннах обсадных труб при эксплуатации скважин, от высоты подъема цементного раствора за обсадными колоннами. При длительном хранении цемента при низких положительных температурах (26-28 °С) структуры и свойства цементного камня претерпевают суще-
ственные изменения в результате физико-химических процессов гидратации, перекристаллизации и др. Возникает вопрос, как это отражается на прочностных характеристиках цементного камня при последующем циклическом воздействии высоких температур. Для определения термостойкости цементов в условиях Карабикуловского месторождения были проведены лабораторные испытания с применением четырех типов термостойких цементов: Ц-1, Ц-2, Ц-3 и Ц-4.
Условия проведения испытаний представлены в табл. 2, результаты -в табл. 3.
По результатам исследований облегченный цемент марки Ц-2 имеет более высокую прочность на изгиб (3,5 МПа) по сравнению с цементом марки Ц-1, аналогичный показатель которого составил 2,7 МПа. После циклического воздействия температур в течение 20 сут цементный камень не разрушился, наоборот, наблюдался рост прочности:
• Ц-1 - с 1,5 до 2,7 МПа, т. е. прочность выросла в 1,8 раза:
• Ц-2 - с 2,1 до 3,5 МПа, т. е. прочность выросла в 1,67 раза.
Учитывая разные исходные плотности цементных растворов - 1,40 и 1,44 г/см3,
защитные покрытия
ТРЕИД
АМВИТ ТРЕЙД —
эксклюзивный представитель Sika Deutschland GmbH Industrial Coatings по защитным покрытиям: Sika®Epiter® Sika®Permacor® SikaPUnitherm® Betonol®
Огнезащитные покрытия
Защита гидротехнических Антикоррозионная защита, Наливные полы сооружении гладкостные покрытия и защита бетона
SikaeUnitherme
1/
Sika*Epiter°
Химически стойкие покрытия
SikaePermacor*
Betonol8
Sika® Cor«
ОООвАМВИТ ТРЕЙД» 121596,г.Москва, ул. Горбунова, д. 2, стр. 204, оф. А 406 Почтовый адрес: 121596, г. Москва, а/я 38, телефон/факс: +7 495 787 74 26, mail@amvit.ru www.amvit.ru
Таблица 3. Результаты испытания облегченных цементов Table 3. Test data of lightened cements
Производитель Producer Наименование цемента Cement description Масса воды/масса цемента Water mass/ cement weight Удельный вес, г/см3 Specific weight, g/cm3 Прочность, МПа Strength, mPa
В автоклаве - 5 циклов (20 сут) In curing chamber - 5 cycles (20 days) В комнатных условиях - 2 сут Indoor environments - 2 days
На изгиб Bending На сжатие Compression На изгиб Bending На сжатие Compression
1 Ц-1 Ts-1 0,83 1,40 2,7 6,0 1,5 4,1
2 Ц 2 Ts-2 0,58 1,44 3,5 14,2 2,1 6,0
Требования по ГОСТ 1581-96 National Standard (GOST) 1581-96 requirements - - >1,0 - >0,7 - -
Соответствие ГОСТ 1581-96 Conformance to GOST 1581-96 - - Соответствуют Conform to - Соответствуют Conform to - -
Производитель Producer Наименование цемента Cement description Масса воды/масса цемента Water mass/ cement weight Удельный вес, г/см3 Specific weight, g/cm3 Прочность, МПа Strength, mPa
В автоклаве - 5 циклов (20 сут) In curing chamber - 5 cycles (20 days) В комнатных условиях - 2 сут Indoor environments - 2 days
На изгиб Bending На сжатие Compression На изгиб Bending На сжатие Compression
1 Ц-3 Ts-3 0,38 1,90 12,1 25,3 6,8 20,4
2 Ц-4 Ts-4 0,38 1,90 11,4 24,1 6,0 16,4
Требования по ГОСТ 1581-96 GOST 1581-96 requirements - - >1,0 - >0,7 - -
Соответствие ГОСТ 1581-96 tonformance to GOST 1581-96 - - Соответствуют Conform to - Соответствуют Conform to - -
Таблица 4. Результаты испытания тяжелых цементов Table 4. Test data of weighted cements
соответственно, - вероятно, что при выравнивании плотностей прочности образцов будут сопоставимы. Тяжелый цемент марки Ц-3 имеет более высокую прочность на изгиб по сравнению с цементом марки Ц-4 - 12,1 и 11,4 МПа, соответственно. После циклического воздействия температур в течение 20 сут цементный камень не разрушился, наблюдался рост прочности:
• Ц-3 - с 6,8 до 12,1 МПа, т. е. прочность выросла в 1,78 раза:
• Ц-4 - с 6,0 до 11,4 МПа, т. е. прочность выросла в 1,93 раза.
Таким образом, по результатам исследований в качестве облегченного термостойкого цемента пригоден цемент марки Ц-2, а в качестве тяжелого цемента - цемент марки Ц-4.
Можно значительно усилить сопротивляемость крепи паронагнетательных скважин к термоциклическим нагрузкам с помощью улучшения технологии крепления скважин на основе тщательного изучения геологических условий крепления, таких как поглощение растворов, проявление скважин, кавер-нозность или сужение ствола, а также технические условия эксплуатации промежуточной нефтеперекачивающей станции (термоцикличность, вид и температура теплоносителя и др.). Перед подъемом бурильного инструмента под спуск колонны необходимо провести силикатную обработку продуктивной части ствола скважины с целью уплотнения фильтрационной корки на стенках скважины в зоне проницаемых пород.
Силикатная обработка проводится силикатным крепящим раствором, который закачивается в скважину в зоне продуктивного пласта через бурильные трубы перед их подъемом под спуск колонны.
ВЫВОДЫ
1. Особенности работы паронагнетательных скважин обусловливают специальные требования к их строительству, поскольку конструкция и техническое состояние таких скважин во многом определяют эффективность разработки месторождения в целом.
2. Проектные горизонтальные скважины Карабикуловского месторождения имеют соотношение вертикальной глубины к отклонению забоя от устья скважины 84-10, что позволяет отнести
I открытие | факторинг
ОНЛАЙН-ФАКТОРИ; - ПРОСТОЙ И УДОБНЫЙ ИНСТРУМЕНТ БЕЗЗАЛОГОВОГО ФИНАНСИРОВАНИЯ ПОСТАВЩИКА ТОВАРОВ, РАБОТ ИЛИ УСЛУГ ПОД УСТУПКУ ДЕБИТОРСКОЙ ЗАДОЛЖЕННОСТИ
" 1 и * \
КРУПНОМУ
■г -к" ;■; • . I
• УВЕЛИЧЕНИЕ ОТСРОЧКИ ПЛАТЕЖА НА НЕОБХОДИМЫЙ СРОК БЕЗ ИЗМЕНЕНИЯ УСЛОВИЙ КОНТРАКТА
• РОСТ КОЛИЧЕСТВА ЛОЯЛЬНЫХ И НАДЕЖНЫХ ПОСТАВЩИКОВ
• ПРЕДУСТАНОВЛЕННЫЙ ЛИМИТ ФИНАНСИРОВАНИЯ ДЛЯ ОДОБРЕННЫХ ПОСТАВЩИКОВ
• ПРИВЕДЕНИЕ СРОКОВ ОБОРАЧИВАЕМОСТИ КРЕДИТОРСКОЙ ЗАДОЛЖЕННОСТИ К ЦЕЛЕВЫМ
» УДОБНЫЙ ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ ЗАКАЗЧИКА С ИНФОРМАЦИЕЙ О ПОСТАВЩИКАХ
■ VI I. ж» : •М • IV- ; • •••
\А ш
-4л ш
УВЕЛИЧЕНИЕ ОБЪЕМОВ ПРОДАЖ И УКРЕПЛЕНИЕ РЫНОЧНЫХ ПОЗИЦИЙ
• ПРОЗРАЧНАЯ СХЕМА РАБОТЫ БЕЗ СКРЫТЫХ КОМИССИЙ
100% ЭЛЕКТРОННЫЙ ДОКУМЕНТООБОРОТ ПО ВСЕЙ РОССИИ
• ДЕНЬГИ ЗА ПОСТАВКИ ИЛИ РАБОТЫ ЧЕРЕЗ 24 ЧАСА
• БЕЗ ОЦЕНКИ ФИНАНСОВОГО СОСТОЯНИЯ ПОСТАВЩИКА
• СТРАХОВАНИЕ РИСКА НЕПЛАТЕЖА ПОКУПАТЕЛЯ
МАЛОМУ
ОСТАВЬТЕ ЗАЯВКУ НА
орег^ас1опгщ ги
8 800 551 97 70
_____—
062018
ООО «Открытие Факторинг», дочерняя компания ПАО БэнккФК Открытие». 115432, Москва, Проспек! Андропова, д. 18, корп. 6. БЦ «Немецкий центр». На права к рекламы
их к категории особо сложных скважин (англ. extended reach drilling (ERD) -бурение с увеличенным отклонением от оси скважины).
3. Геологические особенности, выявленные в ходе бурения контрольно-наблюдательных скважин, позволяют прогнозировать осложнения и учитывать все риски при строительстве паронагнетательных горизонтальных скважин.
4. Продуктивный горизонт сложен из рыхлых и слабосцементированных песчаников, что предопределяет обвало-образование и вынос песка в скважину при ее эксплуатации.
5. Отложения казанского яруса содержат водоносные пласты, горные породы яруса характеризуются наличием тре-
щин с катастрофическим поглощением бурового раствора.
6. Отмеченные технологические и геологические особенности бурения обусловливают жесткие требования и ограничения параметров конструкции и профиля скважины.
7. Точность определения пространственного положения оси скважины зависит от ряда факторов, из числа которых определяющими являются тип используемого измерительного инструмента и его положение в скважине с учетом изменения зенитного угла и азимута.
8. Выбор и применение резьбового соединения премиум-класса российского производства обеспечит герметичность эксплуатационной колонны и позволит
выдерживать момент, возникающий при вращении эксплуатационной колонны. 9. Как показали лабораторные исследования, высокопрочные термостойкие тампонажные составы (Ц-1, Ц-2, Ц-3, Ц-4) повышают свою прочность с увеличением температуры. Однако эти тампонажные составы не эффективны, если скорость набора перепада температур не ограничена. Сама по себе высокая температура не так опасна для крепи паронагнетательной скважины, как перепад температуры в радиальном и осевом направлениях. Возникновение трещин в цементном камне может нарушить изоляцию в затрубном пространстве, что приведет к теплопотерям при закачке пара в пласт.
References:
1. Gilaev G.G., Afanasiev I.S., Pavlov V.A., et al. Outset of a New Exploration Stage at Russian Heavy Oil and Natural Bitumen Fields. Neftyanoe khozyaistvo = Oil Industry, 2011, No. 6, P. 6-9. (In Russian)
2. Kochneva O.E., Kochnev A.A. Prospects of Future Development of Heavy Oils and Natural Bitumen Fields in Russia. Master's Journal, 2014, No. 2, P. 139-150. (In Russian)
3. National Standard (GOST) 31378-2009. Oil. General Specifications [Electronic source]. Access mode: http://gostrf.com/ normadata/1/4293796/4293796399.htm (access date - June 8, 2018). (In Russian)
4. Martinez A.R., Ion D.C., De Sorsy G.J., Dekker H. Classification and Nomenclature Systems for Petroleum Reserves. Special report for the XI World Petroleum Congress. London, Wiley, Chichester, 1983, Vol. 2, P. 325-343.
5. Alajmi H.M. Assessment of Development Methods for a Heavy Oil Sandstone Reservoir. Diss. for the Degree of Doctor of Philosophy. London, Imperial College, 2013. 270 p.
6. Crude Oil Facts [Electronic source]. Access mode: www.nrcan.gc.ca/energy/facts/crude-oi1/20064 (access date - June 8, 2018).
7. Gilaev G.G., Ismagilov A.F., Manasyan A.E., et.al. Development of Oil Samara Fields. From Practice to Strategy. Samara, Oil, Gas, Innovations [Neft'. Gaz. Innovatsii], 2014, 367 p. (In Russian)
8. Akhmadishin F.F. Construction of Wells Horizontally completed to Shallow Depths to Produce Highly Viscous Oil and Natural Bitumen by Steam Gravitational Drainage. Ph.D. Thesis in Engineering Sciences. Bugulma, Tatar Oil Research and Design Institute named after V.D. Shashin, Tatneft PJSC, 2016, 111 p. (In Russian)
9. Akhmadishin F.F., Chuprov V.P. Measurement Errors of Inclinometer Parameters in Drilling of Parallel Wells. Neftyanoe khozyaistvo = Oil Industry, 2009, No. 4, P. 68-70. (In Russian)
10. Jueren Xie, Gang Tao. Analysis of Casing Connections Subjected to Thermal Cycle Loading [Electronic source]. Access mode: www.researchgate. net/pub[ication/267809511_Ana[ysis_of_Casing_Connections_Subjected_to_Therma[_Cyde_Loading (access date - June 8, 2018).
Литература:
1. Гилаев Г.Г., Афанасьев И.С., Павлов В.А. и др. Начало нового этапа в освоении месторождений высоковязких нефтей и природных битумов в России // Нефтяное хозяйство. 2011. № 6. С. 6-9.
2. Кочнева О.Е., Кочнев А.А. Перспективы дальнейшего освоения месторождений тяжелых нефтей и природных битумов в России // Master's Journal. 2014. № 2. С. 139-150.
3. ГОСТ 31378-2009. Нефть. Общие технические условия [Электронный источник]. Режим доступа: http://gostrf.com/normadata/1/4293796/4293796399. htm (дата обращения: 08.06.2018).
4. Martinez A.R., Ion D.C., De Sorsy G.J., Dekker H. Classification and Nomenclature Systems for Petroleum Reserves. Special report for the XI World Petroleum Congress. London, Wiley, Chichester, 1983, Vol. 2, P. 325-343.
5. Alajmi H.M. Assessment of Development Methods for a Heavy Oil Sandstone Reservoir. Diss. for the Degree of Doctor of Philosophy. London, Imperial College, 2013. 270 p.
6. Crude Oil Facts [Электронный источник]. Режим доступа: www.nrcan.gc.ca/energy/facts/crude-oil/20064 (дата обращения: 08.06.2018).
7. Гилаев Г.Г., Исмагилов А.Ф., Манасян А.Э. и др. Разработка нефтяных месторождений Самарской области. От практики к стратегии. Самара: Нефть. Газ. Новации, 2014. 367 с.
8. Ахмадишин Ф.Ф. Строительство скважин с горизонтальным окончанием на малые глубины для добычи высоковязкой нефти и природных битумов методом парогравитационного дренажа: дис. ... канд. техн. наук. Бугульма: Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, 2016. 111 с.
9. Ахмадишин Ф.Ф., Чупров В.П. Погрешности измерений инклинометрических параметров при бурении параллельных скважин // Нефтяное хозяйство. 2009. № 4. С. 68-70.
10. Jueren Xie, Gang Tao. Analysis of Casing Connections Subjected to Thermal Cycle Loading [Электронный источник]. Режим доступа: www.researchgate. net/publication/267809511_Analysis_of_Casing_Connections_Subjected_to_Thermal_Cycle_Loading (дата обращения: 08.06.2018).
