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 ОП2–23035. 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
|
Название колонны |
Интервал спуска (минимальный) |
Диаметр ствола колонны, мм |
Диаметр бурового долота, мм |
Интервал подъема тампонажного раствора |
|
|
Нефтяная |
Газовая |
||||
|
Направление |
70 м |
324 |
393,7 |
- |
- |
|
Кондуктор |
850 м |
245 |
295,3 |
До устья |
До устья |
|
Эксплуатационная колонна |
на 30–50 м ниже продуктивного пласта |
168 |
215,9–220, 7 |
на 150 м до перекрытия башмака предыдущей колонны |
На 500 м (либо до устья) |
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 ОП2–23035. 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
|
Название колонны |
Интервал спуска (минимальный) |
Диаметр ствола колонны, мм |
Диаметр бурового долота, мм |
Интервал подъема тампонажного раствора |
|
|
Нефтяная |
Газовая |
||||
|
Направление |
70 м |
324 |
393,7 |
- |
- |
|
Кондуктор |
850 м |
245 |
295,3 |
До устья |
- |
|
Эксплуатационная колонна |
1600 м в продуктивный пласт |
168 |
215,9–220, 7 |
на 150 м до перекрытия башмака предыдущей колонны |
- |
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
|
Название колонны |
Интервал спуска (минимальный) |
Диаметр ствола колонны, мм |
Диаметр бурового долота, мм |
Интервал подъема тампонажного раствора |
|
|
Нефтяная |
Газовая |
||||
|
Направление |
70 м |
324 |
393,7 |
- |
- |
|
Кондуктор |
850 м |
245 |
295,3 |
До устья |
До устья |
|
Эксплуатационная колонна |
на кровлю продуктивного пласта |
168 либо 178 |
215,9–220, 7 |
на 150 м до перекрытия башмака предыдущей колонны |
На 500 м (либо до устья) |
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
|
Показатели |
Ед. изм. |
2014 год |
2015 год |
2016 год |
|||
|
Проект |
Факт |
Проект |
Факт |
Проект |
Факт |
||
|
ЭЦН |
т/сут |
169,4 |
168,9 |
170,4 |
169,9 |
161,3 |
160,8 |
|
ШГН |
т/сут |
14,3 |
13,3 |
14,8 |
13,7 |
13,8 |
12,8 |
|
газлифт |
т/сут |
306,8 |
352,6 |
290,5 |
333,9 |
0 |
0 |
|
фонтан |
т/сут |
65,5 |
56,1 |
73,1 |
62,6 |
55,0 |
47,1 |
|
Всего |
т/сут |
155,5 |
155,8 |
153,4 |
153,7 |
147,3 |
147,6 |
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:
- Булатов А. И., Проселков Ю. М. Решение практических задач при бурении и освоении скважин, справочное пособие. — Краснодар: Советская Кубань, 2006. — 741 с.
