научный журнал «Актуальные исследования» #51 (78), декабрь '21

Технология бурения скважин с раздельной эксплуатацией одновременно нескольких горизонтов на месторождении Северный Готурдепе

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений уходит на бурение скважин. Поэтому разработка многопластовых месторождений самостоятельными сетками скважин на каждый пласт требует огромных капитальных затрат и не всегда экономически и технологически оправдана. В этой связи часто при разработке многопластовых месторождений объединяют несколько продуктивных пластов в один эксплуатационный объект, что позволяет сокращать сроки разработки месторождения, уменьшать капитальные вложения на бурение скважин и обустройство месторождений и т.д. Промысловый опыт эксплуатации двух пластов одной скважиной методом ОРЭ указывает на его высокую эффективность. В среднем на 30% сокращаются капитальные вложения и эксплуатационные затраты в сопоставлении с затратами на бурение и эксплуатацию месторождений самостоятельными сетками на каждый пласт. Метод ОРЭ дает возможность уплотнять сетку скважин (добывающих и нагнетательных) без дополнительного метража бурения.

Аннотация статьи
пакер
райбер
циркуляционный клапан
ОРЭ
перфоратор
газлифтные клапана
хвостовик
Ключевые слова

При добыче нефти часто приходится встречаться с проблемой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти и другие) одной скважиной. К тому же, каждый горизонт иногда содержит несколько пластов с различными характеристиками, требующие индивидуального подхода к их разработке. Даже в пределах одного пласта, отличающегося достаточной геологической однородностью, всегда присутствуют пропластки с различной проницаемостью, разделенные тонкими непроницаемыми прослоями. Фильтрация по таким пропласткам может происходить независимо. Более того, в отдельных пластах могут существовать различные давления и нефти с различными свойствами, что обусловливает необходимость раздельной эксплуатации пластов. Наличие нескольких горизонтов или пластов с различными характеристиками вызывает необходимость их разработки самостоятельными сетками скважин [1]. Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. Решать эту задачу обычно следует на первых стадиях разработки, а иногда и на стадии разведки или опытной эксплуатации месторождения, когда информация о геологическом его строении ограничена, вследствие малого числа скважин.

Бурение скважин с целью одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов, технология и метод широко использовался еще в 60-70-х годах прошлого столетия на ряде месторождений США. Вариантов установок для одновременной раздельной эксплуатации было разработано как для одновременно раздельной эксплуатации 2-х пластов, так и более, достигая 3-х и 4-х. Но для этого бурились скважины специальной конструкции [2]. В 1966 году проведено одновременной раздельной эксплуатацией двух пластов многочисленные нефтяные и нагнетательные скважины [3]. В Сибири впервые метод одновременно раздельной эксплуатации скважин начали испытывать и применять на Усть-Балыкском месторождении в 1965 году.

В законе о недрах Российской Федерации Центральной комиссией по разработке месторождений углеводородного сырья рекомендовано широкое применение одновременной раздельной эксплуатации за счет экономической целесообразности [4].

Основное требование одновременно раздельной эксплуатации скважин на основании различных исследований и приборами выявления по составу, определить долю в добыче каждого пласта.

Применение спуска двухлифтовых насосно-компрессорных труб необходимо в следующих случаях:

  • скважины, имеющие значительные различия коллекторских свойств пластов и характеристик нефтей;
  • обводненные скважины при больших перепадах давлений;
  • для присоединения к уже эксплуатируемому горизонту малопродуктивного, эксплуатация которого отдельной скважиной нерентабельна;
  • скважины с большим расстоянием по глубине между объектами.

Эффективность внедрения:

  • сокращение объемов бурения за счет использования ствола одной скважины;
  • эксплуатация одновременно объектов с разными коллекторскими характеристиками и свойствами нефтей;
  • повышение рентабельности отдельных скважин за счет подключения других объектов разработки или разных по свойствам пластов одного объекта разработки.

Технология бурения скважин для одновременно раздельной эксплуатации отличается по конструкции от обычных скважин. Выбор конструкции таких скважин зависит от следующих факторов:

  • наличие продуктивных горизонтов;
  • совместимые условия бурения;
  • устойчивость разбуриваемой породы в участке спуска эксплуатационного фильтр- хвостовика;
  • при двухлифтной эксплуатации необходимо крепление устья скважины обсадной колонной не менее Ø244,5мм и использование ее в виде эксплуатационной колонны.
  • при наличии в скважине нескольких пластов, необходимо крепление некоторых из них обсадными трубами Ø244,5мм, для обеспечения эксплуатации скважины один из спускаемых лифтов на 244,5мм обсадной колонне.
  • крепление остальных нижних продуктивных горизонтов необходимо произвести обсадными трубами или фильтрами Ø177, 168мм или 139,7мм с целью эксплуатации их вторым лифтом.

В нефтяных скважинах с целью не повреждения коллекторских свойств продуктивных пластов, для вскрытия их используется буровой раствор на углеводородной нефтяной основе. Ведение бурения раствором на нефтяной основе устраняет прихватоопастность во время строительства вертикальных и наклонно-направленных скважин.

С целью увеличения скорости бурения обычно применяются винтовые забойные двигатели с алмазными долотами. В состав компоновки низа бурильных колонн в процессе бурения для точного определения вскрытия продуктивных горизонтов и с целью получения каротажных данных спускают прибор каротаж.

Выбор диаметров последней технической колонны и эксплуатационного хвостовика выбирается до точности, для правильного выбора пакеров, газлифтных клапанов, мандрели, циркуляционных клапанов и других инструментов с целью компоновки их в насосно-компрессорные трубы и спуска внутрь обсадных колонн.

Спуск эксплуатационного хвостовика, составленного из обсадных труб или фильтра Ø139,7мм, 168,3мм и 177,8мм проводится на бурильных трубах. Для надежного крепления их к промежуточной колонне Ø244,5мм, на первой трубе (голове) эксплуатационного хвостовика устанавливается специальный пакер с помощью создаваемого давления на устье, который пакеруется на стенку обсадной колонны Ø244,5мм.

Выбор вида пакеров и циркуляционных клапанов производится в зависимости от диаметра последней промежуточной технической колонны, эксплуатационного хвостовика и ожидаемого давления каждого пласта.

Все обсадные колонны цементируются до устья. Только в случае спуска эксплуатационного фильтр хвостовика не производится крепление с цементированием и разделение продуктивных пластов друг от друга производится специальными расширяющимся пакерами, которые оборудуются в составе компоновки спускаемых фильтров.

Расширение пакеров происходит после спуска колонны эксплуатационного хвостовик-фильтра на скважину под влиянием бурового раствора, спущенные пакера начинают по истечению 72 часов расширяться и полностью изолируют зону продуктивных пластов в открытом стволе скважины.

Имеются разные виды расширяющихся пакеров, которые расширяются на буровом растворе, основой которого является вода и углеводород. Выбор вида расширяющихся пакеров для изоляции открытого ствола зависит от вида применяемого бурового раствора.

Самой сложной задачей при бурении скважин с целью одновременной раздельной эксплуатацией с применением бурового раствора на нефтяной основе является качественное цементирование открытого ствола. Так как, цементирование обсадных колонн при наличии на скважине нефтяного раствора невозможно, потому что имеются смазочные свойства, которые могут вызвать не качественное цементирование с образованием каналов между цементным камнем и открытым стволом или преждевременное цементирование. При цементировании необходимо использовать буферный раствор для полного вытеснения с открытого ствола скважины буровой раствор, используемый на нефтяной основе.

При использовании бурового раствора на нефтяной основе в процессе бурения все используемые буровые оборудования, в особенности резиновые элементы обязательно должны быть устойчивыми к влияниям нефти и строго соответствовать соблюдению пожарной безопасности. После спуска эксплуатационного хвостовика, устье скважины оборудуется специальным противовыбросовым оборудованием для спуска одновременно два лифта в скважину. Производится перфорация всех пластов снизу верх. С целью безопасности перфорация на наших всех четырех исследуемых скважинах произведена кумулятивными перфораторами ПКО-86, ПКО-102 и Энерджет-42 на буровом растворе. Спуск параллельных лифтов насосно-компрессорных труб производится на специальных спайдер-элеваторах. Создавая избыточное давление, проводится испытание на герметичность пакеров и других элементов входящих в компоновку двухлифтной эксплуатации скважины. На исследуемых скважинах в отдельности рассмотрим технологию бурения и выполненные работы с использованием новой технологии для ОРЭ несколько пластов.

Разведочная скважина №147 площади Северный Готурдепе

Проектная глубина -4400м.

Фактически пробуренная глубина – 4400м.

Фактическая конструкция скважины:

Ø426мм – 596м;

Ø324 мм – 2701м;

Ø245 мм – 4140м.

Скважина пробурена наклонно-направленно с тремя участками профиля:

Первый участок: Вертикальный интервал ствола (0 – 3803м)

В интервале от 0 – 3803м буровые работы проводились вертикально.

В интервале от 2697-3803м бурение скважины проводилось буровым долотом Ø295,3мм и с использованием роторной компоновки.

Второй участок: Интервал набора зенитного угла (3803 – 4140м)

В интервале 3803-4140м сервисным обслуживанием компании “Schlumberger Logelco Inc.” для бурения 295,3мм ствола использовался забойный двигатель Ø209мм, с 1,15 градуса углом отклонения. На глубине 4140м зенитный угол скважины достиг примерно 43 градуса. В интервале набора зенитного угла бурение проводилось буровыми шарошечными долотами компании ОАО “Волгобурмаш” типа (IADС 137) и шарошечные долота типа (IADС 117) , алмазные долота - PDС 293,3мм компании “Smith Bits”.

Третий участок: Наклонно-направленный интервал ствола (4140 – 4400 м)

В интервале 4140-4400м. буровые работы производились с помощью прямых забойных двигателей Ø172мм, предназначенных для бурения ствола Ø 215,9 мм. В этом интервале использовалось алмазное долото – PDS Ø 215,9мм. На глубине 4400 м со снижением зенитный угол достиг примерно 40 градуса и смещение ствола скважины от вертикального положения составило 300м, общий угол магнитного азимута составил 264 градуса в сторону моря.

В интервале 3803-4400 м в процессе бурения с целью замера зенитного, азимутального угла с забоя на устье скважины в положении реального времени в компоновке низа бурильной колонны использовалась система MWD компании “Schlumberger Logelco Inc”, а также, в этих интервалах в процессе бурения для проведение каротажных работ (гамма-каротаж, нейтронный) специальное оборудование комплектуется в составе низа бурильных колонн.

С целью увеличения скорости бурения, сокращение срока строительства скважины, а также сведения до минимума показателей повреждения коллекторских свойств продуктивных пластов с глубины 3803 м., использовался буровой раствор на углеводородной основе плотностью 1,35-1,45 г/cм3. Сервисное обслуживание по приготовлению и очистке бурового раствора на углеводородной основе “Wersadril” выполнялось компанией “M-I SWACO”.

На основании результатов геофизических исследований на достигнутой глубине 4400 метров были вскрыты продуктивные горизонты красноцветной толщи VIII, IXa, IXb, IXw, IXg, IXd, IXe, AG, AG-1. На основании результатов исследований на глубине 4260-4400м., установлен цементный мост и на пробуренный интервал ствола Ø295,3мм на глубину 4140м., спущена обсадная колонна Ø245мм. Для проведения работ одновременного испытания и исследования нескольких продуктивных горизонтов в отдельности освоение скважины планировалось на двух лифтах. Скважина осваивалась со спуском и креплением специальных фильтров типа MESHRITE компании “Schlumberger Logelco Inc.”, из продуктивных интервалов 4238-4248м. (AG-1), 4193-4150м. (AG) на первом длинном лифте (H=4140м) и произведены перфорационные работы на обсадной колонне Ø 244,5мм в интервалах 4040-4050м., 4008-4030м. (IX) во втором коротком лифте (4060м). С целью обеспечения герметичности испытываемых объектов в открытом стволе (4148м., 4197м., 4237м., 4251,5м.) использовался набухающий пакер на буровом растворе с углеводородной основой компании “Schlumberger Logelco Inc.” и на 244,5 мм обсадной колонне в интервале (4003м., 4038м) двухлифтные гидравлические пакера. А для эксплуатации скважины газлифтным способом были использованы газлифтные клапана.

Разведочная скважина №37 площади Северный Готурдепе

Проектная глубина -5200м.

Фактически пробуренная глубина – 4953м.

Фактическая конструкция скважины:

Ø426 мм – 594м;

Ø324 мм – 2781м;

Ø245 мм – 4761м.

Ø178 мм. “хвостовик” – 4691-4906м. (215м).

Бурение после спуска и крепление технической колонны Ø244,5мм проводилось буровым долотом Ø215,9мм с использованием роторной компоновки и бурового раствора плотностью 1,80 г/см3. На глубине 4953 метра бурением достигли до проектного горизонта и было вскрыта 12 продуктивных горизонтов нижнего красноцвета. По исследованиям каротажных данных в интервале 4906-4953м был установлен цементный мост и для испытания объектов во вскрытых разрезах на глубину 4906 м., был спущен Ø177,8 мм хвостовик. Со входом 70м верхнего конца хвостовика Ø177,8 мм во внутрь Ø244,5 мм технической колонны для подвешивания и обеспечения герметичности верхнего конца хвостовика использовалась система подвески хвостовика компании «Weatherford». Использование этой системы при спуске эксплуатационного хвостовика Ø177,8мм привело к повышению надежности качества цементировочных работ и герметичности верхнего конца. В результате проведенных геофизических исследований уточнено вскрытие AG-7, AG-8, AG-9, AG-10 we AG-11 продуктивных красноцветных горизонтов. Для проведения работ одновременного испытания и исследования нескольких продуктивных горизонтов в отдельности освоение скважины планировалось на двух лифтах. На Ø177,8мм эксплуатационном хвостовике в интервалах 4706-4710м, 4721-4724м, 4726-4728м. (AG-9), 4780-4786м. (AG-10), 4818-4826м, 4847-4750м, 4856-4860м. (AG-11) на первом длинном лифте (H=4815м) и Ø244,5мм технической колонне проведя перфорационные работы в интервалах 4448-4454м. (AG-7), 4612-4618м, 4626-4629м. (AG-8) во втором длинном лифте (4510м.) было определено произвести освоение скважины.

Для беспрепятственного спуска двухлифтной компоновки, внутри скважины произвели очистку ствола обсадной колонны скрепером и райбером. После подготовки спускаемого внутрискважинного оборудования спуск двухлифтной компоновки осуществлялся в следующем порядке (снизу – верх):

Воронка длинного лифта (конец) – 4815м.

Ø177,8 мм хвостовик Пакер типа Thundercat – 4810м.

Циркуляционный клапан – 4792м.

Ø177,8 мм хвостовик Пакер типа Thundercat – 4775м.

Циркуляционный клапан – 4739м.

Циркуляционный клапан – 4681м.

Пакер компании “Schlumberger Logelco Inc.” типа QMAX – 4670м.

Циркуляционный клапан в длинном лифте – 4563м.

Воронка короткого лифта (конец) – 4510м.

Гидравлический пакер для параллельного двойного лифта типа Hydrow II – 4505м.

Циркуляционный клапан – 4459м.

Гидравлический пакер для параллельного двойного лифта типа Hydrow II – 4397м.

Циркуляционный клапан – 4342м.

В спущенной двухлифтной компоновке применялся пакер типа QMAX (4670м) компании “Schlumberger Logelco Inc.”, а все остальное оборудование использовалось компании «Weatherford». А для эксплуатации скважины газлифтным способом были использованы газлифтные клапана компании «Weatherford».

Эксплуатационная скважина №156 площади Северный Готурдепе

Проектная глубина -4300м.

Фактически пробуренная глубина – 4302м.

Фактическая конструкция скважины:

Ø426мм – 398м;

Ø324 мм – 1999м;

Ø245 мм – 4156м.

Буровые работы завершились при достижении глубины 4302 метра с диаметром ствола Ø215,9мм и использованием бурового раствора плотностью 1,50г/см3.

На глубине 4302 метра бурением достигнуто до проектного горизонта и были вскрыты продуктивные горизонты красноцвета IX, AG-1, AG-2.

С целью предотвращение показателей повреждения коллекторских свойств продуктивных пластов в стволе Ø215мм в процессе цементирования в открытый ствол планировался спуск специальных фильтров. На основании этого в интервале 4147-4298,5м в продуктивные горизонты AG-1, AG-2 нижнего красноцвета произвели спуск и крепление с 13-тью специальными фильтрами типа MESHRITE (длина одного фильтра 11,65 м) компании “Schlumberger Logelco Inc.”. Для беспрепятственного спуска специальных фильтров до проектной глубины одновременно внутри фильтра произвели спуск промывочного НКТ Ø73х5,5Р105 NUE со стингером на бурильных трубах. Вход верхнего конца хвостовика фильтра во внутрь Ø244,5мм технической колонны для подвешивания и обеспечения герметичности верхнего конца хвостовика использовался пакер типа “ULTRAPAK” компании «Weatherford». При посадке пакера типа “ULTRAPAK” на необходимую глубину производился подъем промывочных НКТ Ø73х5,5Р105 NUE со стингером и бурильных труб.

Компоновка фильтр хвостовика (сверху-вниз):

Пакер типа “ULTRAPAK” – 4126-4129м;

Обсадные трубы Ø139,7мм. – 4129-4147м;

Специальные фильтры типа MESHRITE (13 штук) – 4147-4298,5м;

Промывочный башмак с двумя обратными клапанами и обсадная труба Ø139,7мм. – 4298,5-4302м.

После спуска фильтр хвостовика в проектную глубину на интервал 4000-4012м. (IX) были проведены прострелочно перфорационные работы. Для беспрепятственного спуска двухлифтной компоновки во внутрь скважины произвели очистку ствола обсадной колонны скрепером и райбером. Длинный первый лифт был посажен на находящийся в верхнем конце фильтр хвостовика пакера типа “ULTRAPAK” (4127м) компании «Weatherford», установлены специальные фильтры в интервале (4147-4298,5м.) продуктивных горизонтов нижнего красноцвета AG-1, AG-2 и со спуском второго короткого лифта на глубину 3973 м произвели освоение продуктивного горизонта IX (4000-4012м).

С целью обеспечения герметичности испытываемых объектов были использованы на двухлифтном НКТ пакера типа Hydrow II (3968м) и для однолифтных “ULTRAPAK” пакеры производства компании «Weatherford». А для эксплуатации скважины газлифтным способом были использованы газлифтные клапана компании «Weatherford».

Эксплуатационная скважина №200 площади Северный Готурдепе

Проектная глубина – 4900м.

Фактически пробуренная глубина – 4662м.

Фактическая конструкция скважины:

Ø426мм – 592м;

Ø324 мм – 1999м;

Ø245 мм – 4189м;

Ø139,7 мм. “хвостовик” – 4170-4332м (162м).

Это четвертая скважина, законченная бурением на мелководье Каспийского моря. До начала буровых работ силами строителей концерна “Туркменнефть” проведя дорогу внутри воды была подготовлена специальная площадка для монтажа буровых установок.

Буровых работы остановили в связи с вскрытием проектного горизонта (AG-8) на глубине 4662 метров с плотностью бурового раствора 1,50-1,52г/см3.

На основании результатов геофизических исследований были вскрыты продуктивные горизонты красноцветной толщи IX, AG-1, AG-2. По исследованиям каротажных данных в интервале 4332-4490м был установлен цементный мост и для испытания и исследования нескольких продуктивных горизонтов, в отдельности освоение скважины на двух лифтах, производился спуск эксплуатационного хвостовика Ø139,7мм. Спуск и крепление Ø139,7мм эксплуатационного хвостовика осуществлялся специальным оборудованием компании «Weatherford». Со входом 19м. (4170м) верхнего конца хвостовика Ø139,7 мм во внутрь Ø244,5мм технической колонны для подвешивания и обеспечения герметичности верхнего конца хвостовика использовалась система подвески хвостовика компании «Weatherford». Использование этой системы при спуске эксплуатационного хвостовика Ø139,7мм привело к повышению надежности качества цементировочных работ и герметичности верхнего конца. На Ø139,7 мм эксплуатационном хвостовике проведя перфорационные работы в интервалах 4192-4198м, 4204-4216м, 4288-4292м. (AG-1, AG-2) продуктивных горизонтов красноцветной толщи на первом длинном лифте (H=4175м) и Ø 244,5мм технической колонне проведя перфорационные работы в интервалах 4046-4052м, 4057-4067м, 4071-4077м, 4079-4085м, 4086-4092м, 4094-4104м, 4122-4128м, 4134-4140м., (IX) продуктивных горизонтов красноцветной толщи во втором длинном лифте (4040м.) было определено произвести освоение скважины.

После перфорационных работ для беспрепятственного спуска двухлифтной компоновки внутри скважины произвели очистку ствола обсадной колонны Ø218мм райбером. После подготовки спускаемого внутрискважинного оборудования спуск двухлифтной компоновки осуществлялся в следующем порядке (снизу - верх):

Воронка длинного лифта (конец) – 4175м;

Гидравлический пакер типа “WH-6” для однолифтной НКТ – 4166м.;

Циркуляционный клапан (в длинном лифте) - 4147м.;

Воронка короткого лифта (конец) – 4040м;

Гидравлический пакер для двойного лифта (типа Hydrow II) – 4030м.;

Циркуляционный клапан (в коротком лифте) – 4014м.

С целью обеспечения герметичности испытываемых объектов были использованы на двухлифтных НКТ типа Hydrow II (4030м) и для однолифтных “WH-6” гидравлические пакеры производства компании «Weatherford». А для эксплуатации скважины с газлифтным способом использовались газлифтные клапана компании «Weatherford».

Продуктивные горизонты нижнего красноцвета AG-1, AG-2 на длинном лифте освоены Ø10мм штуцером фонтанным способом, а продуктивные горизонты пачки IX освоены Ø22мм штуцером газлифтным способом и получен большой приток нефти [5].

По показаниям результатов скважины №200 и по прослеживанию вскрытых продуктивных горизонтов ранее пробуренных скважин №№29, 147 Северный Готурдепе пробурена разведочная наклонно-направленная скважина №204 Северный Готурдепе со смещением от вертикали 1000 метров с азимутальным магнитным азимутом 270 градусов в сторону моря.

Текст статьи
  1. Гарипов, О. М. Технология и оборудование для одновременно раздельной закачки воды в несколько пластов одной скважиной / О. М. Гарипов, В. А. Леонов, М. 3. Шарифов // Вестник недропользователя, № 17, 2007.
  2. Тарифов К. М. Результаты внедрения ОРЭ пластов ОАО «Татнефть». Последние разработки компании по ОРЭ / К. М. Тарифов, А. В. Глуходед, П. Н. Кубарев, В. А. Балбошин // Инженерная практика. № 3, 2011.
  3. Дияшев Р. Н., Механизмы негативных последствий совместной разработки нефтяных пластов, Казань, 2004.
  4. Зайцев Ю. В., Итоги применения одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в нефтяных и нагнетательных скважинах за 1966-1969 гг. и пути совершенствования этого метода / Ю. В. Зайцев, Я. Я. Шкадов // Опыт одновременно раздельной эксплуатации нескольких пластов через одну скважину (тематические научно-технические обзоры), М.: ВНИИОЭНГ, 1971.
  5. Деряев А.Р., Особенности технологии бурения для одновременно-раздельной эксплуатацией нескольких горизонтов на испытанных скважинах месторождения Северный Готурдепе” Сборник института «Нефти и газа», выпуск 8, Ашгабат, Туркменская Государственная служба издания, 2014.
Список литературы
Ведется прием статей
Прием материалов
c 06 августа по 12 августа
Осталось 3 дня до окончания
Публикация электронной версии статьи происходит сразу после оплаты
Справка о публикации
сразу после оплаты
Размещение электронной версии журнала
16 августа
Загрузка в eLibrary
16 августа
Рассылка печатных экземпляров
26 августа