CC BY
8
УДК 608
Деряев А.Р., к.т.н. старший научный сотрудник Научно-исследовательский институт природного газа ГК
«Туркменгаз» Туркменистан, г.Ашгабат
ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН ДЛЯ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ МЕТОДОМ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ
Аннотация: в статье рассмотрен выбор конструкции эксплуатационной скважины для разработки многопластовых месторождений методом одновременной раздельной эксплуатацией. На основании параметров пластовых давлений по проведенным расчетам, соответствующих глубин для скважины №200 получены значения эквивалентов градиентов пластовых давлений. Разработанная конструкция скважины эффективна для освоения скважин методом одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двумя лифтами насосно-компрессорными трубами. Данная работа может быть применима для ведения буровых работ на многопластовых месторождениях с целью ускоренной разработки месторождений.
Ключевые слова: гидроразрыв, профиль скважины, регламент, совмещенный график, промежуточная колонна, параллельный лифт, крепкость породы.
Deryaev A.R., candidate of technical sciences
senior researcher
Scientific Research Institute of Natural Gas of the State Concern
"Turkmengas" Turkmenistan, Ashgabat
SELECTION OF THE DESIGN OF PRODUCTION WELLS FOR THE DEVELOPMENT OF MULTI-LAYER DEPOSITS BY DUAL
COMPLETION OPERATION
Abstract: The article considers the choice of an operational well design for the development of multi-layer deposits by simultaneous separate operation. Based on the parameters of reservoir pressures according to the calculations carried out, the corresponding depths for well №200, the values of the equivalents of reservoir pressure gradients were obtained. The developed design of the well is effective for the development of wells by the method of dual completion (DC) with two elevators by pumping and compressor pipes. This
work can be applied to drilling operations at multi-layer deposits in order to accelerate the development of deposits.
Keywords: hydraulic fracturing, well profile, regulations, combined schedule, intermediate column, parallel elevator, rock strength.
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 [1].
Данные для расчета (давление и температура по глубинам) исследуемой скважины №200 на площади Северный Готурдепе, составленные на основании данных ранее пробуренных скважин №№29, 97, 101 Северный Готурдепе показаны в таблице 1.
Таблица 1.
Давление и температура по разрезу скважины №200 площади
Северный Готурдепе
Интервал, м Градиент давления Температура в конце интервала, °С
пластового порового
от (верх) до (низ) кгс/см2 на м кгс/см2 на м
от (верх) до (низ) от (верх) до (низ)
0 500 0,00 0,105 0,00 0,105 32
500 1170 0,105 0,110 0,105 0,110 44
1170 1500 0,110 0,112 0,110 0,112 51
1500 2330 0,112 0,115 0,112 0,115 66
2330 2460 0,135 0,135 0,135 0,135 69
2460 2510 0,115 0,115 0,115 0,115 70
2510 2610 0,135 0.135 0,135 0.135 72
2610 2830 0.115 0,120 0.115 0,120 76
2830 2940 0,120 0,123 0,120 0,123 78
2940 3200 0,123 0,125 0,123 0,125 83
3200 3600 0,125 0,125 0,125 0,125 90
3600 4180 0,125 0,126 0,125 0,126 101
4180 4300 0,126 0,130 0,126 0,130 104
4300 4650 0,130 0,135 0,130 0,135 110
4650 4800 0,135 0,155 0,135 0,155 113
4800 4900 0,155 0,160 0,155 0,160 115
Разработка конструкции скважины начинается с решения двух проблем; определение расчетным путем номинальных диаметров обсадных колонн и диаметров породоразрушающего инструмента.
При выборе и обосновании конструкции скважины №200 Северный Готурдепе учтены требования «Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности», Регламента расчета промежуточных колонн при бурении скважин на нефтегазовых площадях западной части Туркменистана и использовалась геолого -техническая информация по ранее пробуренным скважинам на площади Северный Готурдепе.
На основании параметров пластовых давлений по соответствующим глубинам произведены расчеты для скважины №200, значения эквивалентов градиентов пластовых давлений. Полученные результаты приведены в таблице 2.
Таблица 2.
Расчетные значения давлений гидроразрыва пласта, градиенты пластового давления, гидроразрыва пород и плотность бурового _раствора по скважине №200 Северный Готурдепе_
Интервал, м Давление гидроразрыва пород Градиент давления Плотность бурового раствора, г/см3
Пластового давления гидрораз рыва пород
от (верх) до (низ) кгс/см2 на м кгс/см2 на м кгс/см2 на м
от (верх) до (низ) от (верх) до (низ) от (верх) до (низ)
0 500 49,0 76 0,00 1,05 1,49 1,52 1,26
500 1170 76 182,5 1,05 1,10 1,52 1,56 1,26
1170 1500 182,5 235,5 1,10 1,12 1,56 1,57 1,26
1500 2330 235,5 370,5 1,12 1,15 1,57 1,59 1,26-1,45
2330 2460 370,5 423,1 1,35 1,35 1,59 1,72 1,45
2460 2510 423,1 399,1 1,15 1,15 1,72 1,59 1,45
2510 2610 431,7 449,0 1,35 1,35 1,72 1,72 1,45
2610 2830 449,0 458,5 1,15 1,20 1,72 1,62 1,45
2830 2940 458,5 482,1 1,20 1,23 1,62 1,64 1,45
2940 3200 482,1 608,0 1,23 1,25 1,64 1,90 1,45
3200 3600 608,0 684,0 1,25 1,25 1,90 1,90 1,45
3600 4180 684,0 794,2 1,25 1,26 1,90 1,90 1,45
4180 4300 794,2 825,6 1,26 1,30 1,90 1,92 1,45
4300 4650 825,6 906,7 1,30 1,35 1,92 1,95 1,45
4650 4800 906,7 984,0 1,35 1,55 1,95 2,05 1,62
4800 4900 984,0 1014,3 1,55 1,60 2,05 2,07 1,68
С целью проведения исследований и 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.
Длина кондуктора и высота цементирования его выбираются с таким расчетом, чтобы он был достаточно прочен и мог надежно противостоять тем усилиям, которые могут возникнуть при закрытии превентора под воздействием давления продуктивных пластов. Также должна быть 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».
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 0720мм спускалось на глубину 10м, крепится бутобетоном.
- удлиненное направление 0 530мм спускалось на глубину 30м, с целью перекрытия неустойчивых, песчанно-глинистых отложений и предотвращения размыва устья скважины при бурении под кондуктор. Высота подъема цемента - до устья.
Кондуктор 0426мм спускался на глубину 592м, обеспечивает перекрытие верхней части неустойчивых песчано -глинистых четвертичных отложений, изоляции ствола скважины от гидростатически связанных с поверхностью вод и установки противовыбросового оборудование.
Техническая колонна 0324мм спускалась на глубину 1998 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 0244,5мм проводился на глубину 4189 метров, в кровельную часть продуктивного горизонта IX д+е с корректировкой по данным каротажа. Башмак технической колонны устанавливается в глинистых отложениях. Обсадная 0244,5мм колонна выбрана по расчетам для восприятия всех нагрузок, возникающих при бурении и эксплуатации скважин. Высота подъема цемента за колонной -до устья.
Спуск эксплуатационного хвостовика 0139,7мм, осуществлялся на глубину 4332 метров (длина хвостовика 4170-4332 метров), с установкой
подвесного устройства на 50-100 метров внутри обсадной колонны 0244,5мм.
Разработанная конструкция скважин с двумя лифтами для ОРЭ нескольких горизонтов приводится на рисунке. На основании геологических результатов и по расчетам с совместимостью условий бурения в связи с наличием четырех зон крепления конструкция исследуемых скважин представлена тремя обсадными колоннами, а забойная часть потайной колонной в виде хвостовика.
Особое отличие предложенной нами для научных испытаний конструкции от ранее применяемой - увеличение глубины спуска 0244,5мм второй технической колонны для крепления верхних продуктивных горизонтов, и нижних горизонтов с колоннами обсадных труб диаметром 0139,7мм или специальными фильтрами в виде хвостовика [2].
Суть данной технологии заключается в том, что в эксплуатационную колонну (преимущественно это 0244,5мм промежуточная колонна) с целью спуска два параллельных лифта НКТ, отличающихся между собой высотой подвески - короткий и длинный. Продуктивные горизонты при этом разделяются пакерным устройством, что обеспечивает их раздельную эксплуатацию и учет скважиной продукции для каждого эксплуатационного объекта[3].
На скважине №200 Северный Готурдепе с целью ОРЭ 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.
При освоении скважины №200 методом ОРЭ получен большой приток нефти, результаты исследований приведены в таблице 3.
Таблица 3.
Данные по перфорациям и показания исследований в процессе освоения
скважины №200 площади Северный Готурдепе
Обозначение объекта, тип перфоратора, кол-во дырок Расстояние испытуемого объекта, (м) Возраст, искусственная глубина, (м) Результаты освоения
I ПКО-102 800 4046-4052 4057-4067 4071-4077 4079-4085 4086-4092 4094-4104 4122-4128 4134-4140 Пачка IX 1-лифт НКТ получен приток нефти. Дш=22мм, Рраб=38 атм. Онефть=157,3м3/сут.
ПКО-89 545 4192-4198 4204-4216 Нижний красноцвет 11-лифт НКТ получен приток нефти. Дш=15мм, Рраб=38 атм.
Энержет-43 4288-4292 НК-1, НК-2 Онефть= 127,4м3/сут.
273
По схемам скважины заканчиванием в виде хвостовика с полным цементированием в продуктивных зонах имеют 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.
На рисунке приведена конструкция скважины №200 на площади Северный Готурдепе с двухлифтной НКТ с внутри скважинным оборудованием для ОРЭ.
Рисунок. Конструкция скважины №200 на площади Северный Готурдепе с двухлифтной НКТ с внутри скважинным оборудованием
для ОРЭ Использованные источники:
1. Деряев А.Р. Особенности проводки и заканчивания в нефтегазовых месторождениях Туркменистана с использованием передовых технологии.// Сборник статей XXIII международной научно -практической
конференции "Актуальные вопросы, достижения и инновации". - Пенза: Научное издание: МЦНС «Наука и просвещение». 2022.-с.29-34.
2. Деряев А.Р. Вторичное вскрытие продуктивных горизонтов// Вюник науки, випуск №7. - Рига, Латвiя / Одеса, Украша: Издательство "Вютник науки". 2022. - с.27-34.
3. Деряев А.Р. Технология бурения наклонно -направленной скважины с раздельной эксплуатацией одновременно нескольких горизонтов на месторождении Северный Готурдепе. // Материалы 83-й Международной научно-практической конференции "Актуальные вопросы науки".- М: ООО Издательство Спутник +.2022. - с. 30-35.
