CC BY
41УДК 622.276.
ТЕХНОЛОГИИ ВСКРЫТИЯ ВАЛАНЖИНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ
TECHNOLOGIES OF EXPOSING THE VALANGIAN DEPOSITS
Е. В. Паникаровский, В. В. Паникаровский
E. V. Panikarovski, V. V. Panikarovski
Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Ключевые слова: поглощение бурового раствора; бурильный инструмент; вскрытие пластов Key words: drilling mud losses; drilling tool; formation exposure
Для разработки газоконденсатных залежей Уренгойского месторождения предусматривается строительство пологих, горизонтальных и наклонно направленных скважин.
У пологих и горизонтальных скважин отклонение от вертикали по кровле пласта составляет от 1 000 до 2 000 м, а протяженность ствола по пласту составляет 600 м. Отклонение от вертикали данных скважин по объектам эксплуатации определяется исходя из прочности бурильного инструмента под действием усилий растяжения, сжатия, изгиба, кручения и совместного их действия, а также проходимости по стволу
№ 2016
Нефть и газ
63
скважины обсадных колонн, их прочности под действием возникающих нагрузок и герметичности резьбовых соединений.
Для успешной реализации технологий строительства скважин с большими отклонениями от вертикали в условиях Уренгойского месторождения возникает необходимость использования буровых установок грузоподъемностью более 500 т, парк которых в настоящее время ограничен в связи с освоением ачимовских залежей.
Строительство скважин с отклонением от вертикали более 2 000 м для валанжинских пластов требует применения технологий спуска обсадных колонн с частичным опорожнением, реализация которых возможна с привлечением для бурения скважин зарубежных сервисных компаний, что может привести к удорожанию строительства скважин.
Параметры отклонения профилей ствола скважины от вертикали зависят от длины вертикального участка, условий вскрытия пластов, регулируются величиной начального зенитного угла и длиной участка стабилизации параметров кривизны.
Для предупреждения осложнений в процессе спуска обсадных колонн и нарушений герметичности резьбовых соединений применяют максимальную интенсивность искривления скважин при спуске промежуточной колонны диаметром 245 мм и эксплуатационной колонны диаметром 168 мм, которая составляет 1°/10 м.
Техническим решением для освоения валанжинских залежей является строительство эксплуатационных скважин с горизонтальным и вертикальным окончанием, а также применение конструкций скважин с использованием открытого и закрытого забоя. Эксплуатацию объектов с открытым забоем можно проводить с помощью фильтра ФБ производства ОАО «Тяжпроммаш».
Протяженность ствола скважин с пологим или горизонтальным окончанием, оборудованных фильтром, составляет 600 м.
Конструкция скважин с открытым забоем предусматривает спуск кондуктора диаметром 324 мм, промежуточной колонны диметром 245 мм, эксплуатационной колонны диаметром 168 мм, фильтра-хвостовика диаметром 114 мм в продуктивную часть пласта. Глубина спуска промежуточной колонны определяется необходимостью перекрытия верхней части сеноманского горизонта и составляет 1 350 м по вертикали. Эксплуатационная колонна спускается в кровлю продуктивного пласта, а фильтр-хвостовик крепится к эксплуатационной колонне с помощью подвесного устройства, что позволяет проводить промывку фильтра и забоя скважины.
Конструкция скважин с закрытым забоем предусматривает спуск эксплуатационной колонны диаметром 168 мм, цементирование с последующей перфорацией в интервале продуктивного пласта. Цементирование эксплуатационной колонны проводят прямым способом с закачкой цементного раствора с забоя до башмака промежуточной колонны плотностью 1 820 кг/м3, а до устья скважины закачивается цементный раствор плотностью 1 400 кг/м3.
При освоении скважин с открытым забоем заменяют технологический раствор в скважине на газоконденсат или нефть плотностью от 774 до 830 кг/м3. С целью получения наиболее эффективной очистки интервала продуктивного пласта проводится промывка фильтра и забоя скважины с помощью колтюбинговой установки для пуска скважины в работу по трубному пространству.
Освоение скважины с закрытым забоем проводится после проведения вторичного вскрытия. Вторичное вскрытие осуществляется перфораторами с повышенной пробивной способностью типа Power Jot 2906, Power Jot 2306 и др., сборками до 50 м. Освоение скважины начинается с замены бурового раствора на солевой раствор плотностью 1 140 кг/м3 после двух циклов промывки.
Для восстановления эксплуатационного фонда скважин, вскрывших валанжинские отложения, проводится бурение боковых стволов. Глубину расположения окна для бурения бокового ствола выбирают исходя из геологического разреза горных пород. Горные породы должны обладать устойчивостью, коэффициент кавернозности не должен превышать 1,1 и должны отсутствовать аномальные пластовое и поровое давления [1].
На основании траектории старого ствола скважины и координат точки входа в пласт нового бокового ствола устанавливают расположение участков изменения зенитного угла и азимута входа в пласт бокового ствола. При проведении этих работ
64
Нефть и газ
№ 5 2016
следует учитывать наличие в разрезе интервалов горных пород, склонных к обвалооб-разованию и поглощению бурового раствора.
Профили боковых стволов проектируются для каждой скважины с учетом фактической траектории пробуренной скважины и новой точки входа ствола в пласт.
Анализ фактических профилей пробуренных скважин и рекомендации по изменению положения забоя скважин позволяют применять следующие профили боковых стволов: профили плоского типа, когда бурение осуществляется из вертикальных и наклонных скважин, координаты забоя совпадают с азимутальным направлением; профиль пространственного типа, когда бурение бокового ствола проводится из наклонной скважины, координаты забоя не совпадают с азимутальным направлением нового забоя.
Эффективность бурения скважин определяется выбором бурильного инструмента и геолого-техническими условиями бурения скважины.
В процессе строительства бокового ствола для ориентирования в состав бурильного инструмента включаются телеметрические системы, которые должны обеспечивать передачу информации с забоя в реальном времени и позволять вращать бурильную колонну. При бурении интервалов под хвостовик данные телесистемы должны обеспечивать работы по промывке скважины облегченным раствором. В настоящее время для проведения этих работ рекомендуются телесистемы 3ТС-42КК отечественного производства.
При бурении боковых стволов в валанжинских отложениях вскрытие их может проводиться в зонах с аномально высокими поровыми давлениями (АВПД) с коэффициентом аномальности от 1,11 до 1,30 и зонах с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) с коэффициентом аномальности от 0,53 до 0,74.
Первое условие определяет вскрытие глинистых пластов, где с целью предотвращения обвалообразования рекомендуют буровые растворы плотностью 1 160 кг/м3.
Второе условие определяет ликвидацию поглощений бурового раствора в зонах АНПД, которое соблюдается при применении растворов плотностью от 1 205 до 1 270 кг/м3 (табл. 1).
Таблица 1
Плотность бурового раствора при строительстве боковых стволов
Месторождение, пласт Плотность бурового раствора, кг/м3 для условий
ликвидации газопроявлений и обвалообразований эффективного вскрытия пластов
Уренгойское
«шоколадные» глины 1 160 -
БУ8° - бу9 - 680
БУ10-БУ14 - 650
Вскрытие валанжинских отложений требует применения в составе бурового раствора кольматирующих наполнителей, способствующих закупориванию трещин в начальной стадии их образования. Для этих целей при бурении скважин рекомендуется использовать кольматанты Микан-40, Силанж.
При применении буровых растворов на водной основе для снижения проникновения водного фильтрата в состав раствора вводят реагенты с ингибирующими свойствами: Кольмасил и др. Кольмасил содержит в своем составе силикат натрия, углеще-лочной реагент, триполифосфат натрия, борную кислоту.
Для эффективного вскрытия продуктивных пластов с АНПД требуется применение бурового раствора плотностью меньше 750 кг/м3. Решение этой проблемы связано с применением для бурения скважин аэрированных растворов. Компонентный состав бурового раствора приведен в таблице 2. Первоначальная плотность бурового раствора, составляющая 1 100 кг/м3, была снижена до 700 кг/ м3.
2016
Нефть и газ
Другим направлением повышения качества вскрытия пластов является применение растворов на углеводородной основе (РУО). Опыт применения РУО на Уренгойском и Ямбургском месторождениях показал, что при вскрытии пластов с АНПД значительное время тратится на ликвидацию поглощений растворов продуктивными пластами, хотя РУО позволяют сохранить фильтрационные характеристики пород и снижают аварийность проведения буровых работ.
Одним из перспективных направлений вскрытия продуктивных пластов является вскрытие их на депрессии, которое обеспечивает получение более высоких дебитов и увеличивает добычу углеводородов.
Список литературы
1. Паникаровский Е. В., Паникаровский В. В. Вскрытие сложнопостроенных коллекторов. - Тюмень. ТюмГН-ГУ, 2012. - 126с.
Таблица 2
Компонентный состав аэрированного бурового раствора
Наименование химреагентов Цель применения бурового раствора Расход реагентов, кг (100 м3 раствора)
Глинопорошок бентонитовый Приготовление глинистой суспензии, формирование фильтрационной корки 12 000
КМЦ-700 (Ту^е) Регулирование реологических и фильтрационных свойств раствора 250-300
Омыленный таловый пек Регулирование поверхностного натяжения для эмульгирования пор коллектора 300-600
Мраморная крошка мелкодисперсная Кислоторастворимый кольматант для блокирования пор коллектора 2 000-3 000
Триполифосфат (нитротриметилфосфоновая кислота) Снижение вязкости бурового раствора, нейтрализация ионов кальция 10-15
Пеногаситель МАС-200 Для обеспечения качества раствора при проведении ГИС. Повышение плотности раствора при потере устойчивости стенок скважины 150-200
Сведения об авторах
Паникаровский Евгений Валентинович, к.
т. н., доцент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)286697, e-mail: Panikarovskiy@tngg. ru
Паникаровский Валентин Васильевич, д. т. н., профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)305700
Information about the authors Panikarovski E. V., Candidate of Science in Engineering, associate professor of the chair «Drilling of oil and gas wells», Industrial University of Tyumen, phone: 8(3452)286697
Panikarovski V. V., Doctor of Engineering, professor of the chair «Drilling of oil and gas wells», Industrial University of Tyumen, phone: 8(3452)305700
