Многие осложнения, возникающие при эксплуатации скважин на Самотлорском месторождении так или иначе связаны с применяемой конструкцией скважины при ее строительстве. При выборе конструкции скважины определяющими факторами служат геологические условия и номенклатура технических средств. Возможное загрязнение пластовых вод, заколонные перетоки пластового флюида, возникающие не только при бурении и эксплуатации скважины, но и после окончания ее работы и дальнейшей ликвидации могут являться следствием неправильного выбора рациональной конструкции скважины, что в свою очередь повлечет за собой трагичные последствия и нанесение большого урона окружающей среде.

Выбор рациональной конструкции должен обеспечивать: эксплуатационную надежность скважины, как технического сооружения, проектный уровень ее эксплуатации, оптимальный режим проводки ствола скважины на уровне современной техники и технологии, качественное вскрытие и разобщение продуктивных горизонтов, предупреждение осложнений и аварий, а также охрану недр в процессе бурения и в период эксплуатации.

Актуальность данной темы исследования обусловлена тем, что при подборе рациональной конструкции скважины решаются две основополагающие проблемы — это технико-экономические показатели и безопасность окружающей среды.

Предлагаемая конструкция наклонно-направленных нефтяных игазовых скважин.

Необходимое количество обсадных колонн и глубины установки их башмаков определяется количеством зон с несовместимыми условиями проводки по градиентам пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва пластов, прочности и устойчивости горных пород для условий Самотлорского месторождения. Диаметры промежуточных обсадных колонн и долот выбираются с учетом обеспечения оптимального диаметра эксплуатационной колонны и допустимых зазоров между стволом скважины и обсадными трубами, при которых обеспечивается свободный спуск обсадных колонн, прохождение КНБК внутри обсадной колонны, надежное разобщение пластов тампонажными материалами.

Направление Ø 324 мм спускается для перекрытия неустойчивых пород, предупреждения размыва устья и поглощения промывочной жидкости и изоляции верхних водоносных горизонтов от загрязнения. Минимально необходимая глубина спуска составляет 70 метров. Бурение под направление ведется долотами Ø 393,7 мм.

Кондуктор Ø 245 мм спускается до глубины 850 м (по вертикали) для перекрытия неустойчивых отложений перед вскрытием проявляющих горизонтов. Глубина установки башмака кондуктора определяется из условия недопущения гидроразрыва пород в зоне башмака при газонефтеводопроявлении с закрытым устьем. Крепление производится цементным раствором с подъемом цемента до устья. На кондуктор устанавливается противовыбросовое оборудование ОП2–23035. Бурение под кондуктор ведется долотами Ø 295,3 мм.

Эксплуатационная колонна Ø 168 мм спускается на 30–50 м ниже подошвы продуктивного пласта. Цементируется до перекрытия башмака предыдущей колонны на 150 м в нефтяных скважинах и на 500 м (либо до устья) в газовых скважинах. Глубина установки башмака уточняется по данным ГИС. В скважинах, где в дальнейшем планируется зарезка БС либо БГС, рекомендуется эксплуатационная колонна диаметром 178 мм. Бурение под эксплуатационную колонну ведется долотам Ø215,9–220,7 мм.

Глубины спуска колонн должны определяться, корректироваться и контролироваться современными методами ГИС + ГТИ, что обеспечивается при использовании в процессе углубления скважин станции геолого-технологического контроля и проведением промежуточных геофизических исследований для прогнозирования и выделения интервалов увеличения пластового давления. По результатам интерпретации комплекса ГИС необходимо принять решение о глубине спуска колонны.

Таблица 1

Типовая конструкция наклонно-направленной скважины

Предлагаемая конструкция наклонно-направленных инжекционных скважин.

Направление Ø 324 мм спускается для перекрытия неустойчивых пород, предупреждения размыва устья и поглощения промывочной жидкости и изоляции верхних водоносных горизонтов от загрязнения. Минимально необходимая глубина спуска составляет 70 метров. Бурение под направление ведется долотами Ø 393,7 мм.

Кондуктор Ø 245 мм спускается до глубины 850 м (по вертикали) для перекрытия неустойчивых отложений перед вскрытием проявляющих горизонтов. Глубина установки башмака кондуктора определяется из условия недопущения гидроразрыва пород в зоне башмака при нефтегазопроявлении с закрытым устьем. Крепление производится цементным раствором с подъемом цемента до устья. На кондуктор устанавливается противовыбросовое оборудование ОП2–23035. Бурение под кондуктор ведется долотами Ø 295,3 мм.

Эксплуатационная колонна Ø 168 мм спускается в продуктивный пласт на 1600 м по вертикали. Цементируется до перекрытия башмака предыдущей колонны на 150 м. Глубина установки башмака уточняется по данным ГИС. Бурение под эксплуатационную колонну ведется долотам Ø215,9–220,7 мм.

Так же в скважину будут спускаться НКТ диаметром 114 мм до глубины 1420 метров.

Во всех поглощающих скважинах с целью недопущения перетоков в водоносные горизонты с питьевыми водами будут устанавливаться пакеры, для изоляции нижележащих отложений от зоны поглощения — цементные мосты, а также выполняться мероприятия по опрессовке эксплуатационных колонн и пакеров.

Проектная конструкция инжекционной скважины обеспечивает достаточно высокую степень совершенства вскрытия поглощающего пласта и надежность крепи скважины. Имеется, так же, четыре ступени защиты вышележащих водоносных горизонтов от возможных перетоков закачиваемых жидкостей:

− НКТ с внутриколонным пакером защищают эксплуатационную колонну;

− Эксплуатационная колонна защищает проницаемые участки разреза от возможных перетоков в случае нарушения герметичности НКТ;

− Кондуктор защищает водоносные горизонты от возможных перетоков в случае нарушения герметичности НКТ и эксплуатационной колонны. При этом глубина спуска кондуктора запроектирована на такую глубину, что в случае нарушения герметичности НКТ и эксплуатационной колонны — перетоков происходить не будет;

− Направление защищает первые от поверхности водоносные горизонты от возможных перетоков в случае нарушения герметичности НКТ, эксплуатационной колонны и кондуктора.

Учитывая специфику строительства поглощающих скважин для закачки бурового шлама, до уровня интервалов перфорации скважина может иметь наклонный ствол, а глубже, в интервалах закачки, для предотвращения седиментации твердых частиц ствол должен быть вертикальным, рисунок 1.

Рис. 1. Проектная конструкция инжекционных скважин

Таблица 2

Типовая конструкция наклонно-направленной инжекционной скважины

Предлагаемая конструкция горизонтальных нефтяных игазовых скважин.

Направление Ø 324 мм спускается для перекрытия неустойчивых пород четвертичных отложений с целью предупреждения их осыпей и обвалов, предупреждения размыва устья и поглощения промывочной жидкости и изоляции верхних водоносных горизонтов от загрязнения. Минимально необходимая глубина спуска составляет 70 метров. Бурение под направление ведется долотами Ø 393,7 мм.

Кондуктор (удлиненный) Ø 245 мм спускается до глубины 850 м (по вертикали) с целью перекрытия всей верхней толщи глинистых пород палеогеновой и верхнемеловой систем для предупреждения осложнений, связанных с их обвалообразованием и пластическим течением при дальнейшем углублении и длительном нахождении бурового инструмента в открытом стволе при бурении под эксплуатационную колонну. Кроме того, вышеуказанная глубина спуска кондуктора обеспечивает предупреждение гидроразрыва пород у его башмака при ликвидации возможных нефтепроявлений и выброса при бурении под эксплуатационную колонну и закрытии ПВО Бурение под кондуктор ведется долотом Ø 295,3 мм.

Эксплуатационная колонна Ø 168 либо 178 мм (рекомендуемая) — спускается на кровлю продуктивного пласта. Цементируется до перекрытия башмака предыдущей колонны на 150 м в нефтяных скважинах и на 500 м (либо до устья) в газовых скважинах. Спуск и крепление эксплуатационной колонны на данную глубину (в кровлю пласта) обеспечивает возможность дальнейшего бурения горизонтального ствола скважины на качественном биополимерном буровом растворе с минимально допустимой плотностью.

Диаметр рекомендуемой эксплуатационной колонны 178 мм определен рядом условий:

− проходимости бурильного инструмента для дальнейшего бурения горизонтального ствола, в том числе долота 152,4 мм (либо 155,6 мм);

− проходимости колонны-хвостовика 114 мм и его элементов оснастки, в том числе подвески-разъединителя ПХН-114/178;

− обеспечение возможности применения высокотехнологического глубинно-насосного оборудования необходимых типоразмеров для добычи нефти;

− проходимости инструментов и приборов при текущих и капитальном ремонте скважины.

Бурение под эксплуатационную колонну 168 либо 178 мм ведется долотами Ø 215,9 либо 220,7 мм.

Хвостовик типа ФС-114 (ФГС-114) — предусматривается два варианта заканчивания скважин:

− основной рекомендуемый вариант — спуск фильтра-хвостовика с перекрытием эксплуатационной колонны на 75 м от её башмака с помощью подвески размером 168 (178)/114 без цементирования;

− резервный вариант — заканчивание осуществляется спуском и цементированием по всей длине с последующим вторичным вскрытием продуктивного пласта путем перфорации хвостовика.

Таблица 3

Типовая конструкция горизонтальной скважины

Конструкции скважин спроектированы согласно геологическим условиям месторождения, а также плану своевременного предупреждения осложнений в процессе эксплуатации.

Выбранные типы конструкций скважин позволяют обеспечивать дебиты скважин на уровне проектных показателей, что подтверждается данными сопоставления параметров добычи за период 2014–2016гг, представленными в таблице 4.

Таблица 4

Средние дебиты скважин по жидкости по способу эксплуатации на Самотлорском НГКМ

Таким образом выбранные конструкции скважин являются оптимальными и рациональными с точки зрения разработки месторождения поскольку данные по средней добыче жидкости по месторождению близки к рассчитанным на гидродинамической модели.

Литература:

1. Булатов А. И., Проселков Ю. М. Решение практических задач при бурении и освоении скважин, справочное пособие. — Краснодар: Советская Кубань, 2006. — 741 с.