CC BY
126ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ ПРОТЯЖЕННЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА ПРИМЕРЕ
СУХОПУТНОГО И ШЕЛЬФОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ
1 2 Тропин А.В. , Вотчель В.А.
1Тропин Артем Викторович - магистрант;
2Вотчель Виталий Андреевич - магистрант, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Аннотация: в данной статье рассмотрены два месторождения, одно из которых расположено в пределах континентального шельфа Российской Федерации, другое -на суше. Приведены основные этапы проектирования и бурения скважин с горизонтальным закачиванием длиной более пятисот метров, а также рассмотрено современное комплексное внутрискважинное оборудование, поддерживающее стабильную работу скважин и равномерную выработку залежи вдоль ствола. Ключевые слова: континентальный шельф, горизонтальная скважина, устройства контроля притока, разработка месторождений, профиль скважины, многостадийный ГРП.
Технологии бурения и эксплуатации скважин на шельфе. НГКМ «Х»
Разработка удаленных от берега месторождений требует совершенствования новейших технологий бурения и заканчивания скважин [1], а также оптимизации их для достижения целей и задач проекта. Технологии строительства скважин с большим отходом от вертикали (БОВ) успешно применяются при разработке континентального шельфа РФ, а также в различных странах и регионах мира.
Проектные скважины шельфового месторождения «Х» будут отличаться рекордными для отрасли глубинами, замеренными по стволу. Поэтому, дальнейшее внедрение и совершенствование технологии БОВ (скважины с большим отходом от вертикали) в сочетании с использованием существующей инфраструктуры позволит свести к минимуму общий объем затрат, связанных с освоением месторождения «Х». Бурение добывающих скважин с большим отходом забоя от вертикали будет осуществляться, как с береговой площадки, так и с морского сооружения (платформы).
Требования к профилям ГС
Горизонтальные скважины бурятся, как правило [2], по пяти интервальному профилю, включающему:
- вертикальный участок;
- первый участок набора кривизны;
- участок стабилизации зенитного угла;
- второй участок набора кривизны;
- горизонтальный участок.
Для обеспечения прохождения по искривленному стволу внутрискважинного оборудования, а также безаварийного строительства скважин максимально допустимые значения интенсивности и зенитного угла не должны превышать следующих значений:
- интервал набора и корректирования - 2 на 10 м;
- интервал стабилизации зенитного угла - 1° на 10 м;
- интервал уменьшения зенитного угла - 1,5° на 10 м;
Величины максимальных значений зенитного угла, отклонений забоев скважины от вертикали должны приниматься из расчета экономической целесообразности сооружения скважины как эксплуатационного объекта.
20
Проектирование профиля каждой скважины куста следует осуществлять с учётом закономерностей искривления по интервалам профиля для применяемых компоновок с условием обязательного ограничения по интенсивности искривления для обеспечения надежной работы внутрискважинного оборудования [3].
На рисунках 1 и 2 показаны примеры профилей отдельных скважин и трехмерные схемы их траекторий. Глубины спуска обсадных колонн будут определяться для каждой скважины отдельно с учетом ее назначения, вскрываемых пластов, а также задач оптимизации процессов бурения и заканчивания.
Рис. 1. Трехмерное изображение траекторий скважин БОВ, пробуренных с береговой буровой
площадки
Рис. 2. Трехмерное представление траекторий морских скважин БОВ
Скважины планируется заканчивать с протяженными горизонтальными или близкими к горизонтальным участками длиной до 3000 м или более, которые в одном интервале ствола вскрывают один или несколько продуктивных пластов.
Выбор скважинного и устьевого оборудования
Предусмотренное проектом скважинное оборудование пригодно для использования как в фонтанирующих, так и газлифтных скважинах. Конструкция добывающих скважин, в том числе скважинное и устьевое оборудование, представлены на рисунке 3.
Рис. 3. Типовая конструкция добывающей скважины на шельфовом месторождении «Х»
Газлифтное оборудование.
Все нефтедобывающие скважины проектируются и заканчиваются готовыми к проведению операций по газлифту. Все скважины оборудуются компоновками со скважинными камерами с эксцентричным расположением клапана. Это позволит использовать газлифтные клапаны, приводимые в действие давлением газа в межколонном пространстве (IPO - Injection Pressure Operated - управляемый давлением нагнетаемого газа). Использование клапанов, приводимых в действие давлением нагнетаемого газа, является стандартной технологией, используемой в течение многих лет во многих районах мира. В настоящее время, в Северном море более 90 % новых газлифтных установок используют клапаны, приводимые в действие давлением межколонного газа.
Для газлифта используется газ высокого давления с установок для обратной закачки газа в пласт. Этот сухой газ (который снимет проблему возможного образования газогидратов) затем закачивается на устье скважины в кольцевое пространство.
Конструкция газлифтных клапанов предусматривает возможность сохранения их работоспособности даже в случае невозможности их извлечения из скважины. В сильно искривленных скважинах большого диаметра и с большим отходом от вертикали замена клапана осуществляется при помощи инструментов, доставляемых на забой при помощи скважинных тракторов.
Наличие возможности получения высокого давления газа для газлифта требует применения только одного или двух газлифтных клапанов для достижения требуемого максимального объема закачки.
При газлифте энергетический смысл ввода рабочего агента заключается в снижении плотности и, соответственно, давления столба газожидкостной смеси в лифте. В горизонтальной трубе дополнительный ввод газа не будет облегчать давление столба, а лишь увеличивать гидравлическое сопротивление пропорционально квадрату скорости потока. Поэтому глубина установки рабочего клапана должна обеспечивать газирование столба жидкости максимальной высоты (по вертикали) то есть соответствовать глубине перехода от наклонного к горизонтальному (слабо наклонному) стволу.
Особенности эксплуатации скважин с БОВ.
С учетом геологических и технологических особенностей месторождения недропользователь вынужден бурить скважины с большим отходом от вертикали, в том числе и многоствольные. Основной проблемой при эксплуатации скважин является перепады давления вдоль ствола скважины, вызванные тектоническими нарушениями или особенностью насыщения коллектора. С целью избежать данную проблему на месторождении используются фильтры пассивного и активного контроля притока. Высокая вязкость нефти способствует прорыву воды из высокопроницаемых интервалов. С учетом активного водонапорного бассейна данная проблема вызывает преждевременное обводнение скважин и локальную деформацию уровня ВНК в районе дренирования.
Устройство регулирования притока (ICD-фильтр) используется для регулирования перепада давления по стволу скважины в пределах границ продуктивного пласта-коллектора с целью сокращения притока из высокопроницаемых интервалов и с целью увеличения притока нефти из интервалов с более низкой проницаемостью. На уровне высокопроницаемого интервала устанавливается заградительная муфта, в результате чего создается дополнительное сопротивление в потоке добываемого флюида, что позволяет выравнивать распределение притока вдоль скважины. Тем самым сокращается приток из данного интервала, что в свою очередь ведет к долевому росту притока из других интервалов.
Благодаря разбухающим пакерам, установленным в обсадной колонне, поток не может обойти ICD-фильтр по заколонному пространству в стволе скважины. Жидкость поступает в трубу через противопесочный фильтр и затем проходит через керамические насадки. Отметим, что данный способ управления притока является пассивным и не требует регулирования с поверхности.
Технологии бурения и эксплуатации скважин на суше
Рассмотрим технологию бурения и освоения на суше на примере скважин вскрывающих ачимовские толщи Уренгоского НГКМ.
Продуктивные пласты ачимовских отложений отличаются значительной степенью геологической неоднородности и изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу, поэтому перспективным вовлечением в разработку ачимовских залежей Уренгойского региона является бурение скважинам следующих типов: субгоризонтальными скважинами (ГС600 м) и пологими скважинами (ГС1000 м) с последующим проведением многостадийного ГРП (3-6 стадий).
Естественная температура в ачимовских отложениях в среднем составляет 90 оС. Пластовые давления (интервал 3530-3750 м) имеют явно выраженный аномально высокий характер. Коэффициент аномальности достигает величин 1,45-1,75, а иногда и выше. На глубине 3500 м вскрываются высоконапорные газоконденсатные залежи с пластовыми давлениями, превышающими 60 МПа. Коэффициент аномальности здесь 1,66 [4].
Конструкция и крепление скважин.
Пластовые давления горизонтов Сортымской свиты (пласты БУ]0-БУ]6) с Кдвщ до 1,15 не совместимы по условиям единовременного вскрытия с пластами Ачимовской толщи (Кавпд до 1,66), что обуславливает необходимость спуска хвостовика в интервале от 3490 до 3770 м (от 3904 до 4194 м). Для субгоризонтальных скважин хвостовик устанавливается в интервале по вертикали от 3430 до 3879 м [по длине от 3782 до 4632 м], для пологих в интервале по вертикали от 3375 до 3775 м {по длине 3638 - 5177}. Хвостовик спускается с целью изоляции и качественного освоения продуктивных отложений. Для подвески колонны и гарантированной герметизации заколонного пространства в голове хвостовика предусмотрено применение подвесного устройства с пакерующими элементами [4].
Эксплуатационная колонна спускается для перекрытия низконапорных горизонтов БУ Кавпд до 1,15 и части переходной неустойчивой зоны с коэффициентом аномальности. Исходя из вышеизложенного, глубина спуска эксплуатационной
23
колонны принята для субгоризонтальных (ГС600 м) - 3530 м по вертикали, для пологих (ГС1000 м) - 3530 по вертикали (3888 по стволу).
Промежуточная колонна спускается на глубину 1400 с целью перекрытия сеноманских отложений, зон поглощения, прихватов, обеспечения возможности проведения геофизических исследований в открытом стволе при бурении под эксплуатационную колонну.
Нулевая изотерма мерзлых пород распространяется до глубины 390 м, поэтому глубина спуска кондуктора составляет 450 м, с установкой башмака в плотные глинистые породы.
Профиль пологих скважин ^ГС=1000 м) с МГРП представлен на рисунке 4 [4]. Схема хвостовика для проведения МГРП приведена на рисунке 5 [4].
Рис. 4. Профиль пологих скважин с длиной горизонтального участка 1000 м
Рис. 5. Схема заканчивания субгоризонтальных скважин с МГРП
Освоение добывающих и нагнетательных скважин Уренгойского НГКМ.
Перед началом работ по освоению производится скребкование эксплуатационной колонны диаметром 178 мм в зоне установки эксплуатационного пакера и хвостовика диаметром 114 мм и производится заполнение скважины соляным раствором KCl плотностью 1130 кг/м3. После скребкования производится шаблонирование эксплуатационной колонны диаметром 178 мм для определения проходимости эксплуатационного пакера.
Затем в скважину спускается на колонне НКТ 89 мм комплекс подземного оборудования (КПО).
Колонна НКТ устанавливается на подвесном устройстве в трубной головке и производится проверка на работоспособность датчиков давления, температуры, клапана отсекателя и инъекционного патрубка. Далее производится опрессовка внутреннего пространства НКТ и запакеровка пакера с последующей опрессовкой затрубного пространства.
Далее проводят подготовительные работы к МГРП, для этого необходимо:
- смонтировать арматуру ГРП (включая протектор) на буферную задвижку ФА;
- обвязать устье факельной линией и нагнетательной линией (линией контроля) согласно утвержденной схеме обвязки устья при ГРП. Опрессововать факельную линию c отсекающей задвижкой и нагнетательную линию (совместно с ФА до коренной задвижки) в присутствии представителя СВЧ и Заказчика, составить акт, передать скважину по акту руководителю ГРП;
- расставить технику для ГРП согласно утвержденной схеме;
- произвести обвязку техники для ГРП через блок манифольдов с устьем скважины;
- произвести опрессовку нагнетательного манифольда ГРП до задвижки на устье скважины в присутствии представителей СВЧ и Заказчика, составить акт и получить разрешение на проведение ГРП;
- поднять давление в трубном пространстве до 26,5 МПа для открытия нижней циркуляционной муфты;
- произвести тестовое мини-ГРП;
Далее проводят закачку основного ГРП на первый порт, затем повторяют операции для следующего порта. После проведения интенсификации притока методом ГРП скважина плавно пускается в работу и выполняется очистка призабойной зоны пласта в течение 3-5 суток при депрессии до 30 % от пластового давления. После очистки ПЗП и ствола, скважина запускается в шлейф УКПГ. После стабилизации параметров работы скважины проводятся ГКИ.
Принципиальные отличия. На месторождениях шельфа, как правило, строительство скважин отличается высокой стоимостью, высоким риском потери эксплуатационных стволов и обрывов скважинного оборудования в силу высокой протяженности скважин по длине ствола. Регулирование и контроль за выработкой на месторождениях шельфа осуществляется с помощью противопесчаных фильтров, активных гидравлических задвижек и средствами пассивного контроля притока. С целью увеличения охвата области дренирования проводится бурение многоствольных скважин путем зарезки в материнский ствол боковых стволов. Использование методов воздействия на пласт по типу гидравлического разрыва не представляется возможным в связи со сложной конструкцией заканчивания скважины. Напротив, на месторождениях суши основным способом увеличения областей дренирования скважин является многостадийный гидравлический разрыв пласта, в результате выполнения которого создаваемое на забое давление разрыва не повредит внутрискважинному оборудованию и способствует эффективному созданию системы трещин. Общим способом контроля за выработкой по длине горизонтального участка является профилеметрия.
Список литературы
1. Дополнение к Технологической схеме разработки нефтегазоконденсатного месторождения «Х» по состоянию изученности на 01.01.2018. Отчет в 6-ти томах, 2018.
2. Кузнецов В.Г., Лаврентьев Ю.В., Казанцев А.Е. и др. Особенности бурения скважин на шельфе. г. Тюмень. ТюмГНГУ, 2013. 80 с.
3. Будников В.Ф., Проселков Е.Ю., Проселков Ю.М. Основы технологии горизонтальной скважины [Текст] / пер. с англ. и ред. Краснодар: «Сов. Кубань», 2013. 424 с.
4. Дополнение к единой технологической схеме разработки Ачимовских отложений Уренгойского месторождения: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз», ОАО «СибНАЦ»; Руководитель Нестеренко А.Н. Тюмень, 2014.
