Совершенствование конструкции наклонно направленных и горизонтальных скважин Самотлорского НГКМ | Статья в журнале «Молодой ученый»

Отправьте статью сегодня! Несмотря на коронавирус, электронный вариант журнала выйдет 6 июня.

Опубликовать статью в журнале

Автор:

Рубрика: Технические науки

Опубликовано в Молодой учёный №15 (305) апрель 2020 г.

Дата публикации: 08.04.2020

Статья просмотрена: 31 раз

Библиографическое описание:

Кельметр, В. В. Совершенствование конструкции наклонно направленных и горизонтальных скважин Самотлорского НГКМ / В. В. Кельметр. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2020. — № 15 (305). — С. 107-111. — URL: https://moluch.ru/archive/305/68663/ (дата обращения: 25.05.2020).



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

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 ОП2–230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

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:

  1. Булатов А. И., Проселков Ю. М. Решение практических задач при бурении и освоении скважин, справочное пособие. — Краснодар: Советская Кубань, 2006. — 741 с.
Основные термины (генерируются автоматически): колонна, продуктивный пласт, эксплуатационная колонна, перекрытие башмака, устья, скважина, кондуктор, бурение, случай нарушения герметичности, буровое долото.


Похожие статьи

Анализ и обоснование способов и режимов эксплуатации скважин...

эксплуатационный пакер, продуктивный пласт, колонна, кольцевое пространство, кольцевое пространство скважины, извлечение пакера, процесс эксплуатации, скважина, увеличение усилия, высокое начальное пластовое...

Компоновочные схемы заканчивания боковых стволов...

эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, оборудованная пакером, спускается до забоя. – пакер устанавливается ниже ГНК на расстоянии не менее 30 м по стволу скважины. – колонна цементируется от пакера на 100 м выше башмака кондуктора... Бурение боковых стволов на...

Анализ причин осложнений при зарезке и креплении боковых...

инструмент, скважина, осложнения, окно, элемент, эксплуатационная колонна, зарезка, боковой ствол

колонна цементируется от пакера на 100 м выше башмака кондуктора

В случае открытого эксплуатационного забоя с обсаживанием БС скважины хвостовиком и.

Оценка эффективности применения технологии бурения боковых...

эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, оборудованная пакером, спускается до забоя. – пакер устанавливается ниже ГНК на расстоянии не менее 30 м по стволу скважины. – колонна цементируется от пакера на 100 м выше башмака кондуктора седиментационно-устойчивым...

Регулирование параметров бурового раствора для снижения...

По окончании бурения ствола скважины под кондуктор и последующего спуска обсадной колонны 245 мм, производится бурение под эксплуатационную колонну. При бурении скважины под эксплуатационную колонну, через каждые 200–300 м проходки, а также при...

Организационно-технологические аспекты бурения удлинения...

Ключевые слова: депрессия, скважина, удлинение, ответвление, бурение, колонна

Общей целью бурения удлинения и ответвлений БС скважин на депрессии является

Производится монтаж и испытание на герметичность ПВО на допустимое давление опрессовки...

Особенности применения различных технологий бурения...

Сложность бурения подобных скважин компенсируется повышенной эффективностью

Исходя из опыта эксплуатации, в большинстве случаев, максимальный рабочий перепад ВЗД

‒ Улучшение очистки забоя за счет бурения с постоянным вращением бурильной колонны.

Бурение боковых стволов на примере Уренгойского...

Технология бурения бокового пласта состоит из следующих этапов

Винтовые забойные двигатели отклонители, являются не только приводом долота, но и устройством для

Системное применение технологии бурения боковых стволов в продолжительном по времени...

Обоснование применения концентрических лифтовых колонн на...

В статье рассматривается сравнение эффективности применения концентрических лифтовых колонн относительно замены насосно-компрессорных труб (НКТ) на меньший диаметр в качестве технологии по борьбе со скоплением жидкости на забое газовых скважин.

Похожие статьи

Анализ и обоснование способов и режимов эксплуатации скважин...

эксплуатационный пакер, продуктивный пласт, колонна, кольцевое пространство, кольцевое пространство скважины, извлечение пакера, процесс эксплуатации, скважина, увеличение усилия, высокое начальное пластовое...

Компоновочные схемы заканчивания боковых стволов...

эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, оборудованная пакером, спускается до забоя. – пакер устанавливается ниже ГНК на расстоянии не менее 30 м по стволу скважины. – колонна цементируется от пакера на 100 м выше башмака кондуктора... Бурение боковых стволов на...

Анализ причин осложнений при зарезке и креплении боковых...

инструмент, скважина, осложнения, окно, элемент, эксплуатационная колонна, зарезка, боковой ствол

колонна цементируется от пакера на 100 м выше башмака кондуктора

В случае открытого эксплуатационного забоя с обсаживанием БС скважины хвостовиком и.

Оценка эффективности применения технологии бурения боковых...

эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, оборудованная пакером, спускается до забоя. – пакер устанавливается ниже ГНК на расстоянии не менее 30 м по стволу скважины. – колонна цементируется от пакера на 100 м выше башмака кондуктора седиментационно-устойчивым...

Регулирование параметров бурового раствора для снижения...

По окончании бурения ствола скважины под кондуктор и последующего спуска обсадной колонны 245 мм, производится бурение под эксплуатационную колонну. При бурении скважины под эксплуатационную колонну, через каждые 200–300 м проходки, а также при...

Организационно-технологические аспекты бурения удлинения...

Ключевые слова: депрессия, скважина, удлинение, ответвление, бурение, колонна

Общей целью бурения удлинения и ответвлений БС скважин на депрессии является

Производится монтаж и испытание на герметичность ПВО на допустимое давление опрессовки...

Особенности применения различных технологий бурения...

Сложность бурения подобных скважин компенсируется повышенной эффективностью

Исходя из опыта эксплуатации, в большинстве случаев, максимальный рабочий перепад ВЗД

‒ Улучшение очистки забоя за счет бурения с постоянным вращением бурильной колонны.

Бурение боковых стволов на примере Уренгойского...

Технология бурения бокового пласта состоит из следующих этапов

Винтовые забойные двигатели отклонители, являются не только приводом долота, но и устройством для

Системное применение технологии бурения боковых стволов в продолжительном по времени...

Обоснование применения концентрических лифтовых колонн на...

В статье рассматривается сравнение эффективности применения концентрических лифтовых колонн относительно замены насосно-компрессорных труб (НКТ) на меньший диаметр в качестве технологии по борьбе со скоплением жидкости на забое газовых скважин.

Задать вопрос