Проект на строительство газовых скважин

Климат района континентальный с суровой и продолжительной зимой коротким летом. Наиболее холодные месяца – январь, февраль со средней температурой минус 28-30 0С. Лето короткое и теплое. Количество осадков достигает 400 мм в год. Максимальное количество осадков приходится на май и август.

Снеговой покров устанавливается в конце апреля. Грунт промерзает на 1,5 метра, на болотах 0,2-0,4 м. район относится к слабо населенным пунктам. Дорожная сеть в районе из-за лесов и заболоченности развита слабо и представлена бетонной дорогой, от города Нижневартовска до города Сургута и города Нефтеюганска.

Содержание

Исходные данные для составления проекта.
Обоснование и проектирование конструкции скважины.
Выбор материала для цементирования скважин.
Расчет обсадных колон на прочность.
Обоснование технологической оснастки.
Обоснование способа и спуска обсадной колонны.
Подготовка ствола скважины и обсадных труб к спуску.
Обоснование способа цементирования, расчет технико-технологических параметров процесса цементирования.

Современные технологии бурения «Газпром нефти»

Обоснование потребного объема материалов для приготовления тампонажного раствора.
Обоснование типа смесительных машин и цементировочных агрегатов при закачивании и продавливании тампонажных растворов.
Определение времени цементирования.
Разработка технологической системы обвязки цементировочной техники.
Обоснование контроля качества цементирования.
Обоснование способа вскрытия продуктивных горизонтов.
Выбор способа освоения скважины. Расчет технологических параметров.
Вопросы охраны труда, окружающей среды и техники безопасности.

Работа содержит 1 файл

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА

Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин»

К У Р С О В О Й П Р О Е К Т

на тему: Проект заканчивания эксплуатационной скважины глубиной 2320 м на Самотлорском месторождении

Руководитель проекта

Студент гр. НБзс-07-3

«_____»_________2010 г.

________________

«___»________2010г.

1. Исходные данные для составления проекта.
2. Обоснование и проектирование конструкции скважины.
3. Выбор материала для цементирования скважин.
4. Расчет обсадных колон на прочность.
5. Обоснование технологической оснастки.
6. Обоснование способа и спуска обсадной колонны.
7. Подготовка ствола скважины и обсадных труб к спуску.
8. Обоснование способа цементирования, расчет технико-технологических параметров процесса цементирования.
9. Обоснование потребного объема материалов для приготовления тампонажного раствора.
10. Обоснование типа смесительных машин и цементировочных агрегатов при закачивании и продавливании тампонажных растворов.
11. Определение времени цементирования.
12. Разработка технологической системы обвязки цементировочной техники.
13. Обоснование контроля качества цементирования.
14. Обоснование способа вскрытия продуктивных горизонтов.
15. Выбор способа освоения скважины. Расчет технологических параметров.
16. Вопросы охраны труда, окружающей среды и техники безопасности.

Площадь работ представляет собой слабовсхолмленную равнину с широко развитой сетью рек, ручьев, озер и болот. По берегам рек и озер широко распространены хвойные, реже лиственные деревья.

Как добывают нефть. Инфографика. Роснефть. How is oil produced?

Климат района континентальный с суровой и продолжительной зимой коротким летом. Наиболее холодные месяца – январь, февраль со средней температурой минус 28-30 0 С. Лето короткое и теплое. Количество осадков достигает 400 мм в год. Максимальное количество осадков приходится на май и август. Снеговой покров устанавливается в конце апреля.

Грунт промерзает на 1,5 метра, на болотах 0,2-0,4 м. район относится к слабо населенным пунктам. Дорожная сеть в районе из-за лесов и заболоченности развита слабо и представлена бетонной дорогой, от города Нижневартовска до города Сургута и города Нефтеюганска.

Сведенья о площадке строительства буровых работ сведены в таблицу В.1.

Таблица 1 — Сведенья о площадке строительства буровой установки

Рельеф местности

1 Исходные данные для составления проекта

Геолого-технические условия крепления и бурения скважины является исходными данными для составления курсового проекта.

Эти данные сводим в таблицу 1.1.

2 Обоснование и проектирование конструкции скважин

Выбор и проектирование конструкции скважин производится согласно положения [2] в два этапа. На первом этапе обосновывается метод вхождения в пласт и количество обсадных колонн, глубины их спуска. На втором размеры колонн, диаметры долот, интервалы цементирования. При этом следует учитывать накопленный опыт строительства скважин как в целом по району, так и по рассмотренному месторождению. Необходимо принимать во внимание действующие на предприятии инструкции, регламенты и так далее.

Направление предназначено для предотвращения размыва устья скважины и изоляции верхних горизонтов. Глубина его спуска от 20 до 60 метров. Отсутствие направления должно быть технически обосновано.

Глубина спуска кондуктора определяется из условия перекрытия верхних неустойчивых отложений, изоляции водоносных горизонтов, зон ММП с обязательным размещением башмака в плотных глинистых породах. Рекомендуется также перекрывать кондуктором неустойчивые отложения люлинворских глин (для месторождений Западной Сибири). Оптимальное число промежуточных обсадных колонн глубины их установки и башмаков при проектировании конструкции скважин определяется графически, по числу зон с несовместимыми условиями бурения, которые строятся сопротивления горизонтов пластовых (поровых) давлений (grad Рпл), давлений гидроразрыва (поглощения) пластов (grad Ргр), прочности и устойчивости пород (grad Руст).

Градиенты давлений находим по формулам:

Где: Рпл, Ргр, Руст – соответственно пластовое, гидроразрыва и давление устойчивости пород, МПа;

Источник: www.stud24.ru

Настоящее и будущее технологии строительства нефтяных и газовых скважин на море и на суше

«. надо завершить разработку предложений по созданию в России мощного центра исследований и разработок, который был бы сфокусирован на поддержку всех приоритетных направлений, именно всех направлений. ».

Реализация всех направлений из Послания Президента Российской Федерации касается, естественно, топливно-энергетической промышленности в целом, а нефтяной и газовой отрасли особенно.

По существу, указанные положения определяют главные направления развития технологии строительства нефтяных и газовых скважин на море и на суше.

Авария на нефтяной скважине МС-252 в Мексиканском заливе показала, что, несмотря на применение при морском бурении современных материалов, оборудования и технологий не удалось предупредить катастрофу.

Аварии на морских объектах добычи нефти и газа происходили и происходят, в основном, по следующим причинам:

• 50% — из-за проектных ошибок и отказов технических систем;

• 30% — из-за экстремальных природных явлений;

• 20% — из-за навигационных (и других) происшествий.

Авария на морской скважине МС-252 в Мексиканском заливе, к сожалению, показала, что одной из основных причин, из-за которой произошел газонефтяной выброс (фонтан), взрыв и пожар на буровой платформу «Deepwater Horizon» является плохое качество Проекта на строительство скважины.

Именно недостатками Проектов (Программ) на бурение морских скважин можно объяснить одну из экстравагантных причин возникновения открытых выбросов, произошедших при бурении скважин в Мексиканском заливе в течение 1960-1996гг., когда «. превентор установлен не на месте» (таких случаев было 80! из всех 1206).

Известно, что сразу после аварии на скважине МС-252 по инициативе Министра внутренних дел США Кен Салазар создана Межотраслевая группа специалистов (JITF), с участием ученых Американского института нефти (API) и специалистов Международной Ассоциации Подрядных организаций по Бурению скважин (IADC).

Специалисты JITF провели анализ основных причин аварии на скважине МС-252 и разработали рекомендации по охране труда, безопасности работ и защите окружающей среды при ликвидации аварии, которые составили план проведения ремонтно-восстановительных работ.

После аварии на скважине МС-252 в структуре Министерства внутренних дел США создано «Бюро по управлению добычей энергоресурсов в открытом море» (BOEMRE), которое теперь специально занимается юридическим, законодательным, техническим, технологическим и экологическим аудитом и экспертизой всех морских Проектов по добыче энергоресурсов в открытом море.

Вероятно, целесообразно создать аналогичное «Бюро по управлению добычей энергоресурсов в открытом море» в структуре Министерства внутренних дел РФ, или Министерства чрезвычайных ситуаций РФ, или Министерства природных ресурсов РФ.

Любая авария, взрыв и пожар на любой скважине в море и на суше представляют сложный процесс взаимосвязанных и взаимовлияющих друг на друга действий и явлений.

Авария на скважине МС-252 представляет собой результат взаимосвязанных действий и ПРИЧИН, начиная от составления Проекта на строительство скважин плохого качества, нарушений технологии крепления и получения неудовлетворительных результатов цементирования обсадных труб, а также нарушений Правил действия членов буровой бригады при возникновении нефтегазопроявлений при бурении скважин.

Чтобы исключить возникновение подобных аварий при бурении скважин на море и на суше целесообразно выполнить необходимые мероприятия.

Во-первых, повысить эффективность государственного контроля в нормативно-правовом, технико-технологическом, экологическом, информационно-аналитическом направлениях за объектами добычи нефти и газа на море.

Во-вторых, усилить контроль и экспертизу действующих Проектов на бурение (строительство) скважин на море, поскольку в настоящее время нет регламентов, определяющих требование по безопасности морских объектов нефтегазодобычи.

В третьих, провести оценку технологической эффективности и безопасности применяемых материалов и технологий при цементировании морских скважин.

В-четвертых, необходимо повысить профессиональный уровень и квалификацию специалистов и рабочих буровых бригад при строительстве скважин на море.

В-пятых, повысить требования безопасности по испытанию и работе противовыбросового оборудования, применяемого при бурении морских скважин.

В-шестых, создать при Российской Академии Наук (РАН) международный (Россия, США, Норвегия, Англия, Казахстан, Украина, Мексика, Иран, Бразилия Beнесуэла, Туркменистан, Азербайджан и др.) Научно-технический центр по экологическому, техническому, технологическому контролю и экспертизе Проектов добычи углеводородов на море с главными задачами проводить сертификацию материалов и технологий, обучение, подготовку и переподготовку кадров по безопасному ведению буровых работ.

Российская Федерация обладает большой ресурсной базой добычи нефти и газа на шельфе.

Ресурсы российского континентального шельфа (общей площадью 6,2 млн км 2 , из которых 3,9 млн км 2 являются перспективными для добычи углеводородов) оцениваются в 136 млрд т условного топлива, а извлекаемые ресурсы составляют 100 млрд т условного топлива (14,2 млрд т приходится на нефть, а 82,5 трлн м 3 составляет газ).

Таблица 1. Ресурсы нефти и газа на шельфе 01.01.2009 г.

Начальные извлекаемые запасы нефти на шельфе, млрд т

Открытые запасы нефти на шельфе, млрд т

Извлеченные запасы, млрд т

Текущие запасы (дола в суммарных ми­ровых запасах), млрд т (%)

Текущие запасы газа (дола в суммарных мировых запасах), трлн м 3 (%)

Добыча нефти на шельфе (доля в сум­марной мировой добыче), млн т (%)

Добыча газа на шельфе (дола в суммар­ной мировой добыче), млрд м 3 (%)

Источник: Global Markets Direct, Nov 2009; IPC Petroleum Consult­ants Inc.

В целом в мире перспектива развития добычи нефти и газа в ближайшее время определяется морскими нефтегазовыми ресурсами.

Особенно большими геологическими ресурсами нефти, газа и конденсата обладает Арктика.

Таблица 2. Нефтегазовые геологические ресурсы Арктики на 01.01.2008 г. (оценка геологической службы США)

Нефть, млрд барре­лей

Конден­сат, млрд баррелей

Всего, млрд барре­лей н.э.

Восточно-Гренландские рифовые бассейны

Западная Гренландия — Восточная Канада

Шельф моря Лаптевых

Норвежская окраинная зона

Северный бассейн Кар­ского моря и платформы

Северочукотский – Врангеля бассейн

Северо-западный шельф моря Лаптевых

Северо-Западный и внут­ренние бассейны Канады

Из данных табл. 1, 2 видно, что будущее нефтегазодобычи Российской Федерации в ближайшее время будет определяться ресурсами шельфа (морской добычей).

К сожалению, для развития морской нефтегазодобычи в России в настоящее время отсутствует многое: нет кадров, недостаточно техники и оборудования, отсутствуют отечественные материалы и технологии и т. д.

Кстати, в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина в Москве начали недавно готовить инженеров для разработки морских месторождений, но этого недостаточно.

Представляется целесообразным начать подготовку всего спектра специалистов для разведки, разработки и эксплуатации морских месторождений нефти и газа при Санкт-Петербургском государственном техническом университете (горном институте) им. Г.В. Плеханова.

Этот технический университет имеет высококвалифицированные кадры преподавателей, передовую учебно-производственную базу и способен стать ведущим в России и Европе высшим учебным заведением по подготовке кадров для морской добычи природных ресурсов (нефть, газ и др.).

Геополитическое расположение г. Санкт-Петербурга, его научный и промышленный потенциал позволяют сформировать именно здесь Научно-производственный центр Российской Федерации по освоению морских месторождений нефти и газа.

В ближайшем будущем в России предстоит осваивать перспективные и крупные нефте-газовые месторождения Восточной Сибири (Хатанско-Вилюйская и Ленно-Тунгусская нефтегазовые провинции) со сложными горно-геологическими условиями.

Геологическое строение крупных месторождений Восточной Сибири: Ковыткинское, Берямбинское, Куюмбинское и др. представляет собой три несовместимых зоны: надсолевой (карбонатно-терригенные отложения), солевой (галогено-карбонатные породы) и подсолевой (терригенные, сульфато-карбонатные отложения).

Перечисленные особенности строения нефтегазовых месторождений Восточной Сибири приводят в настоящее время к значительным срокам строительства (бурения) скважин, из-за аварий и осложнений (в полном цикле строительства 30 – 45 % занимает время на ликвидацию осложнений и аварий при бурении).

Естественно возрастает стоимость строительства скважин.

В этом направлении необходимо изменить существующую организацию работ при бурении скважин.

В настоящее время для бурения скважин на месторождениях ОАО «Газпром», НК «Роснефть» (Заказчик) и других компаний, как правило, используется схема схема «строительства скважин под ключ». При таком варианте по тендеру (на основе конкурса) определяется Генеральный подрядчик – оператор для выполнения всего цикла работ при бурении всех скважин на определенном месторождении.

Согласно Техническому Проекту на строительство скважин Генеральный Подрядчик разрабатывает Программу на бурение, Программу на цементирование, Программу на испытание скважин и т. д.

Для выполнения определенных работ, поставку оборудования и материалов Генеральный Подрядчик отбирает, или привлекает дополнительно специализированные сервисные компании и субподрядные организации.

При этом Генеральный Подрядчик контролирует самостоятельно весь процесс строительства скважин, качество материалов и оборудования.

Положительным при этом является то обстоятельство, что ответственность за весь цикл буровых работ, качество, поставку и хранение материалов, оборудования и т. д. ложится на Генерального Подрядчика.

Отрицательными сторонами работ «под ключ» является то обстоятельство, что страхуя непредвиденные расходы, Генеральный Подрядчик, как правило, контролирует качество материалов, оборудования и стоимость услуг сервисных подрядных компаний, что приводит к увеличению стоимости строительства скважины.

В случае строительства скважин по схеме «работа по суточной ставке», Заказчик проводит конкурс (тендер) на бурение (углубление скважины), поставку оборудования и материалов, выполнение дополнительных сервисных работ (цементирование, поставка буровых долот, обсадных труб, отбору керна, утилизации бурового шлама, строительства площадки и дороги, обеспечения связи, проведение геофизических исследований и т. д.).

При таком подходе Заказчик полностью контролирует все работы, проводимые на скважине, обеспечивает эффективную техническую и технологическую политику строительства скважины. Стоимость материалов, оборудования и услуг при этом определяется в результате проведения тендеров (конкурсов), с учетом конкуренции и действующих цен на рынке товаров.

Как правило, при такой схеме разработки, поставщики оборудования, материалов и услуг несут самостоятельно ответственность за качество товара, хранение и рациональное применение (использование).

При такой схеме строительства скважин, оборудование и материалы поставляется и обслуживается непосредственными изготовителями, что способствует уменьшению общей стоимости буровых работ.

Именно по схеме «работы по суточной ставке» при бурении скважин работают, как правило, все иностранные нефтегазовые компании.

Ниже в таблице 3 представлены часть технико-экономических показателей бурения глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях республики Казахстан (месторождение Карачаганак) по схеме «работа по суточной ставке» компании «Parker Drilling».

Таблица 3. Сведения о пробуренных скважинах

Дата начала работ

Дата окончания работ

Всего дней на свкажине

Из данных этой таблицы видно, что при надлежащей организации работ возможно бурение скважин в сложных горно-геологических условиях глубиной более 6000 м за 78 сут.

Важно, что при этом общая стоимость скважин не является высокой, потому что все материалы и оборудование поставляются непосредственными производителями, а не посредниками.

Среди главнейших направлений технологии строительства скважин на суше и на море являются работ по креплению, или цементирование обсадных колонн.

Именно плохое качество цементирования обсадных колонн скважины МС-252 в Мексиканском заливе явилось одной из главных причин крупнейшей аварии современности при бурении.

Цементирование обсадных и эксплуатационных колонн при бурении скважин является одним из главных элементов технологии строительства скважин, определяющих срок службы скважин, как инженерного сооружения.

Качество цементирования (крепления) обсадных труб в значительной мере определяет нормальные условия работы скважины при добычи газа, газоконденсата и нефти.

Низкое (плохое) качество крепления обсадных колонн способствует возникновению межколонных и заколонных перетоков газа, нефти, воды при работе скважин.

Межколонные и заколонные перетоки флюидов способствуют осложнению работы скважин при добычи нефти и газа, и являются главными факторами снижения отборов газа и нефти, вызывают экологические проблемы при разработке газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Актуальность проблемы повышения качества цементирования скважин при разработке крупных газовых месторождений отмечалось многими исследователями.

В частности, в статье ещё в 1966 г. отмечается, что «…особое внимание следует уделять разработке и осуществлению мероприятий, способствующих предотвратить возможные межпластовые перетоки газа, воды, флюидов.

Исследование характера и степени загазирования верхней части разреза Шебелинского месторождения позволило установить, что в результате перетоков газа из основной газовой залежи нижней перми и верхнего карбона в первоначальный период разведки и разработки месторождения (1950-1966 гг.) в непродуктивных отложениях верхних перми и юры были созданы исскуственные газовые залежи с запасами соответственно 30 и 80 млн.м3.»

Авторы монографии отмечают следующее:

«… низкий уровень экологичности технологических процессов нефтегазодобычи, используемых технических средств и применяемых материалов и химреагентов» (прежде всего при бурении и креплении скважин), представляющих большую угрозу экологии нефтегазодобывающих районов России.

В книге отмечается, что «ежегодный интегральный ущерб, наносимый только природной среде Западной Сибири процессами добычи нефти и газа, в том числе процессами строительства скважин, рассчитанный институтом ЛенГИПРОГОР, оценивается в ценах 1985 г. в 14,7 млрд.руб.

К этому следует добавить, что за годы освоения нефтегазового комплекса Западной Сибири под действием интенсивного техногенного наступления на крайне ранимую северную природу в биогенетическом потенциале региона произошли серьезные изменения.

Так, по данным СибрыбНИИпроекта (г. Тюмень), из 47 видов ценных промысловых рыб Обского бассейна с начала освоения Западной Сибири (с 1964 г.) в настоящее время сохранился лишь 21 вид.»

Плохое качество цементирования обсадных колонн при бурении скважин способствует возникновению межколонных и заколонных перетоков воды, газа и нефти.

Газовые скважины при наличии межколонных и заколонных перетоков, как правило, работают с осложнениями: происходит вынос воды и механических примесей, разрушается призабойная зона пласта, образуются песчаные пробки и т.д. Все это ведет к ограничению отборов (добычи) газа и нефти, и, естественно, к уменьшению извлечения углеводородов при добычи.

В обзорной информации отмечаются следующие факты низкого качества цементирования газовых сеноманских скважин Уренгойского месторождения:

«…- высоконадежные скважины (жесткое сцепление цементного камня с колонной в интервале «нижние отверстия перфорации-башмак эксплуатационной колонны») – 49,0 %;

— средненадежные (частичное сцепление цементного камня с колонной) – 37,0 %;

— ненадежные (плохое или отсутствие сцепления цементного камня с колонной) – 14,0 %.

Наиболее неблагоприятная картина с точки зрения качества цементирования сложилась на УКПГ-5, где 54% относится к третьей категории надежности (плохое качество).

Данное обстоятельство является одной из причин снижения уровня годовых отборов из-за выноса пластовой жидкости в 1994 г. до 12 млрд.м3 против 15 млрд.м3 по «Проекту разработки» и ограничений рабочих дебитов по 8 эксплуатационным скважинам (514, 593, 5123, 5141, 5143, 5163, 5172, 5181).

В 67 % простаивающих на 01.01.1997г. скважинах причина появления пластовой воды в продукции обусловлена некачественным цементированием обсадных колонн.

В 9 из 19 скважин (11123, 11161, 12012, 12135, 12161, 12221, 13142, 15261) по данным гидрохимического контроля установлено, что жидкость состоит на 100% из пластовой воды, в то время как расстояние от низа перфорированного интервала до текущего ГВК (газо-водяного контакта) соответственно составляло 23,5; 4,4; 29,1; 14,9; 18,7; 23,7; 17,5; 6,7; 46,4 м».

В монографии отмечаются следующие факты низкого качества цементирования газовых скважин Уренгойского нефте-газо-конденсатного месторождения (НГКМ): «… из общего фонда скважин, по данным АКЦ, невысокое качество цементирования отмечено в 237 и 62 скважинах, или 30,9% и 25,0% соответственно по Уренгойской и Ен-Яхинской площадям.

Неудовлетворительным и плохим качеством цементирования характеризуется еще соответственно 27,0% и 18,5% скважин.

Наиболее неблагоприятная картина, с точки зрения качества цементирования, сложилась на УКПГ-5, где 54% скважин имеют плохое качество цементирования.

Данное обстоятельство является одной из главных причин снижения в 1996 году годового отбора на 5,45 млрд.м3 по собственно Уренгойской и на 1,74 млрд.м3 по Ен-Яхинской площадям и за 1997 год соответственно на 10,77 млрд.м3 и 3,0 млрд.м3, из-за выноса пластовой жидкости и ограничений рабочих дебитов по скважинам УКПГ-1, УКПГ-1С, УКПГ-3, УКПГ-5, УКПГ-11, УКПГ-12, УКПГ-13, из которых 50% имеют плохое, или неудовлетворительное сцепление цементного камня с колонной».

В монографиях особенно подробно отмечаются результаты низкого качества цементирования скважин на газовых месторождениях ООО «Газпром добыча Ямбург».

В частности, по конкретным интервалам отмечается:

— Четвертичная-Тибейсалинская верхняя (песчано-глинистая) свита в скважинах цемент за колонной отсутствует (73,49%), плохое сцепление цементного камня с колонной (21,06%) и хорошее сцепление цементного камня с колонной (0,18%);

— Тибесалинская нижняя (глинистая) свита в скважинах цемент за колонной отсутствует (52,22%), плохое сцепление цементного камня с колонной (30,46%), хорошее сцепление цементного камня с колонной (2,60%);

— Ганькинская свита (глинистая с включениями алевролитного материала) в скважинах цемент за колонной отсутствует (38,47%), плохое сцепление цементного камня с колонной (29,06%), хорошее сцепление цементного камня с колонной (4,88%);

— Березовская верхняя подсвита (глинистая с прослоями алевролита) в скважинах цемент за колонной отсутствует (26,17%), плохое сцепление цементного камня с колонной (16,41%);

— Кузнецовская свита (глинистая) в скважинах цемент за колонной отсутствует (6,98%), плохое сцепление цементного камня с колонной (34,83%), хорошее сцепление цементного камня с колонной (34,65%);

— Отложения сеноманского продуктивного яруса (песчано-алевралито-глинистые) в скважинах цемент за колонной отсутствует (4,22%), плохое сцепление цементного камня с колонной (22,03%), хорошее сцепление цементного камня с колонной (42,34%) и т.д.

В обзорной информации отмечается, что главной причиной возникновения межколонных давлений и перетоков флюидов на скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения (ГКМ) является качество цементирования обсадных и эксплуатационных колонн. Из всего анализируемого в обзоре фонда скважинАстраханского ГКМ (505шт.) в 423 скважинах имеются межколонные давления (84% скважин).

По данным «Филиала Северная военизированная часть», особенно большое число скважин с межколонными давлениями имеется на 01.01.2006г. в следующих предприятиях ОАО «Газпром»:

• ООО «Ямбурггаздобыча»
• Ямбургское ГКМ (валанжин) – 85 скважин
• Ямбургское ГКМ (сеноман) – 51 скважина
• Заполярное НГКМ (сеноман) – 115 скважин
• ООО «Уренгойгазпром»
• Песцовое ГМ – 47 скважин
• ООО «Надымгазпром»
• Ямсовейское ГКМ – 42 скважины
• Юбилейное ГМ – 19 скважин

В качестве главной причины низкого качества крепления скважин на суше и на море, авторы монографии отмечают, что «… в существующих руководящих документах и инструктивных материалах (по креплению скважин) не предусмотрены ни расчеты напряженно-деформированного состояния и условий разрушения тампонажного камня, ни оценки упрочнения и повышения жесткости и устойчивости обсадной колонны за счет влияния цементного кольца, хотя за последние три десятилетия проведены обширные исследования и имеется много публикаций по вопросам влияния механических свойств тампонажного камня на разобщающую способность крепи скважин.

Однако результаты проведенных работ не нашли сколько-нибудь заметного отражения в практике крепления скважин. Наряду с известной косностью в вопросе о применении расчетных методик решающую роль здесь сыграли принципиальные недостатки.».

Можно так же согласиться с мнением авторов монографии, что «… работа тампонажного камня изучалась бессистемно в условиях отсутствия единой концепции проблемы и общей методики её решения».

Низкое качество цементирования обсадных колонн скважин на всех нефтяных и газовых месторождениях Российской Федерации можно объяснить естественным «старением» этих сооружений.

Значительная часть добывающих скважин пробурена 20-30 лет назад. За это время изменились термобарические условия внутри скважины (уменьшились пластовые давления в 2-3 раза, изменилась температура пластовой воды и горной породы).

Изменение термобарических условий, естественно, повлияло на напряженно-деформированное состояние обсадных колонн, появились значительные зазоры между стенками скважины и трубами.

Произошло естественное старение цементного камня, находящегося в агрессивной и коррозионной среде и т.д.

Все высказанное выше требует разработки новых материалов и технологий цементирования обсадных колонн скважин применительно к реальным условиям настоящего состояния нефтегазовых месторождений.

В этом направлении можно использовать фундаментальные результаты, ранее выполненных исследований в МИНХ и ГП им. акад. И.М. Губкина (ныне РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), ВНИИКРнефть и ВНИИБТ и др.

В последнее время получены патенты Российской Федерации на новые материалы и усовершенствованную технологию цементирования колонн.

Сущность «Комплексной технологии цементирования скважин» заключается в том, что на основании анализа исходной геолого-технической информации конкретной скважины определяются интервалы в заколонном пространстве, которые необходимо заполнить тампонажным раствором с повышенной изолирующей способностью (РПИС), формирующим герметичное цементное кольцо, исключающее возникновение заколонных флюидопроявлений и межпластовых перетоков.

Остальные интервалы заполняют газонаполненными тампонажными системами (ГТС).

Рецептуру каждой порции определяют исходя из значений непрерывно изменяющихся по глубине геолого-технических и технологических параметров конкретной скважины (кольцевой зазор, зенитный угол, температура, градиенты давления поглощения, градиенты пластовых и межпластовых давлений каждого пласта в открытом стволе).

Для получения РПИС используются высокомолекулярные водорастворимые полимеры типа КМЦ, гипан, телоза, финфикс и т.п. и ускорители сроков схватывания типа CaCl2, Na2CO3, NaOH и т.п.

Для приготовления ГТС используются следующие химреагенты:

Газблок-М, НМН-200, НТФ, НМН-ПЕН.

В качестве буферных жидкостей используются двухфазные и трехфазные газонаполненные системы, обладающие повышенной эрозионной и выносной способностями.

Результаты опытно-промышленных работ при цементировании обсадных колонн на скважинах Харвутинской площади Ямбургского ГКМ.

За период с 01.12.2005 г. по 01.04.2006 г. зацементировано 15 кондукторов и 11 эксплуатационных колонн.

После проведения цементирования обсадных колонн на Харвутинской площади специалисты ПФ «Севергазгеофизика» выполнили стандартные промыслово-геофизические исследования с выдачей соответствующих «Заключений о качестве цементирования».

Интерпретация данных промыслово-геофизических исследований проведена с помощью стандартного пакета обработки ПФ «Севергазгеофизика».

В таблицах 4 и 5 представлены результаты геолого-физических исследований некоторых показателей качества цементирования кондукторов (табл. 4) и эксплуатационных колонн (табл. 5) по новой технологии (на основе заключений АКЦ ПФ «Севергазгеофизика»).

В последних строках таблиц 4 и 5 указаны средние значения контакта цементного камня с колонной и горной породы в процентах.

Таблица 4. Основные показатели качества цементирования кондукторов

Источник: magazine.neftegaz.ru

Бурение нефтяных и газовых скважин Садуакасов Данабек Институт нефти и газа 1. Производственный процесс строительства скважин. — презентация

Презентация на тему: » Бурение нефтяных и газовых скважин Садуакасов Данабек Институт нефти и газа 1. Производственный процесс строительства скважин.» — Транскрипт:

1 Бурение нефтяных и газовых скважин Садуакасов Данабек Институт нефти и газа 1. Производственный процесс строительства скважин

2 Литература Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов. — 2-е изд. — М.: Недра, (или 1-е изд, 1974). Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов. — 2-е изд. — М.: Недра, (или 1-е изд, 1974). Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А.

Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ: Учебник для вузов. — М.: Недра, Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ: Учебник для вузов. — М.: Недра, Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов. — М.: Недра, Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.

Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов. — М.: Недра, Попов А.Н., Спивак А.И. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов. — М.: Недра, Попов А.Н., Спивак А.И. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов. — М.: Недра, 2003.

3 1. Производственный процесс строительства скважин Скважина Скважина (well, hole) — горнотехническое сооружение в недрах, осевая протяженность которого значительно превышает поперечные размеры (диаметр), построенное без доступа в него человека. Скважины предназначены для использования полезных свойств недр Общие сведения о скважине

4 Общие сведения о скважине Недра Недра — часть земной коры, расположенная ниже почвенного слоя, а при его отсутствии – ниже земной поверхности и дна водоемов и водотоков, простирающаяся до глубин, доступных для геологического изучения и освоения. (преамбула Закона «О недрах»)

5 Скважина — горнотехническое сооружение (система) Горная подсистема Горная подсистема — массив пород вокруг ствола скважины, свойства которого в результате бурения изменились по сравнению с исходными (техногенный массив). Техническая подсистема Техническая подсистема — подземное и наземное оснащение скважины.

6 Элементы горной подсистемы скважины

7 устье скважины устье скважины (mouth) – место пересечения контура скважины с поверхностью, с которой началось ее бурение; ось скважины ось скважины (axis) – воображаемая линия, проходящая через условные центры поперечных сечений скважины. В проектных документах ось скважины имитирует траекторию ее ствола. Ось скважины имеет сложную пространственную форму.

8 Элементы горной подсистемы скважины стенка скважины стенка скважины (wall) – боковая поверхность скважины по отношению к ее оси; забой забой – поверхность, по которой происходит разрушение горной породы рабочим инструментом в процессе углубления скважины (дно скважины); ствол скважины ствол скважины – пространство в массиве горных пород, ограниченное контурами скважины, т.е. ее устьем, стенками и забоем. Имеет условно цилиндрическую форму.

9 Элементы технической подсистемы скважины

10 обсадная колонна обсадная колонна (ОК) – колонна труб, спущенных в скважину, имеющая постоянную или временную связь (сцепление) с ее стенками; цементное кольцо цементное кольцо — цементный камень, заполняющий пространство между стенкой ствола скважины и ОК (кольцевое пространство); башмак башмак — элемент низа ОК; крепь скважины крепь скважины — система последовательно спущенных в скважину и зацементированных ОК.

11 Скважина — горнотехническое сооружение

12 обсаженный интервал обсаженный интервал (обсаженная часть ствола скважины) – интервал вдоль оси скважины, в котором ее стенки закреплены (перекрыты) ОК; не обсаженный интервал не обсаженный интервал (открытый ствол) – интервал по оси скважины, где нет ОК; выход из под башмака выход [ствола скважины] из под башмака — расстояние от башмака (низа ОК) до забоя скважины;

13 Скважина — горнотехническое сооружение глубина скважины глубина скважины — расстояние от устья до забоя, измеренное по вертикали. Иногда для удобства отсчет глубины ведут от принятой нулевой отметки на поверхности над устьем; протяженность (длина) ствола скважины протяженность (длина) ствола скважины — расстояние от устья до забоя, измеренное по оси скважины; альтитуда устья скважины альтитуда (абсолютная высота) устья скважины — расстояние от точки земной поверхности до уровня поверхности, принятой в геодезической сети за исходную.

14 1.2. Конструкция скважины В процессе бурения возникает необходимость закрепления стенок скважины в интервалах неустойчивых пород, предотвращения межпластовых перетоков флюидов и т.д. интервалами с несовместимыми условиями бурения. Если углубление следующего участка ствола скважины без крепления предыдущего интервала обсадной колонной становится невозможным, то эти участки ствола скважины называют интервалами с несовместимыми условиями бурения.

15 Конструкция скважины Конструкция скважины Конструкция скважины — состав и взаимное расположение ее частей: глубина (протяженность) скважины; количество ОК, спускаемых в скважину, глубина их спуска, длина (протяженность), номинальный диаметр ОК и интервалы их цементирования; диаметр ствола скважины под каждую ОК.

16 1.3. Классификация скважин В соответствии с «Временной классификацией скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей)», утвержденной приказом МПР России от 7 февраля 2001 года 126, все скважины подразделяются на следующие категории: опорные, параметрические, структурные, поисково-оценочные, разведочные, эксплуатационные, специальные.

17 Классификация скважин по назначению Опорные скважины Опорные скважины бурят для изучения геологического строения крупных геоструктурных элементов земной коры, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления, с целью выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.

18 Классификация скважин по назначению Параметрические скважины Параметрические скважины бурят для изучения геологического строения, геолого-геофизических характеристик разреза и оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, выявления наиболее перспективных районов для поисковых работ. Структурные скважины Структурные скважины бурят в ряде районов для выявления и подготовки к поисковому бурению перспективных площадей.

19 Классификация скважин по назначению Поисково-оценочные скважины Поисково-оценочные скважины бурят на площадях, подготовленных к поисковым работам, с целью открытия новых месторождений нефти и газа или новых залежей на ранее открытых месторождениях и оценки их промышленной значимости. Разведочные скважины Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для уточнения запасов и сбора исходных данных для составления технологической схемы разработки (проекта опытно-промышленной эксплуатации) залежи.

20 Классификация скважин по назначению Эксплуатационные скважины Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуатации залежей нефти и газа. В эту категорию входят скважины: опережающие эксплуатационные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные (контрольные, пьезометрические).

21 Классификация скважин по назначению Опережающие эксплуатационные скважины бурят на разрабатываемую или подготовленную к опытной эксплуатации залежь нефти с целью уточнения параметров и режима работы пласта, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, а также оценки выработки отдельных участков залежи для дополнительного обоснования рациональной разработки и эксплуатации залежи.

22 Классификация скважин по назначению Эксплуатационные скважины бурят для извлечения нефти и газа из залежи. Нагнетательные скважины бурят для проведения воздействия на эксплуатируемый пласт с помощью закачки воды, газа и других агентов. Наблюдательные скважины бурят для осуществления систематического наблюдения за изменением давления, положения межфлюидных контактов и других параметров в процессе эксплуатации пласта.

23 Классификация скважин по назначению Специальные скважины бурят для: — проведения специальных исследований; — сброса промысловых вод; — ликвидации открытых фонтанов нефти и газа; — подготовки подземных хранилищ углеводородов и закачки в них газа и жидких углеводородов (номенклатуру скважин определяют в соответствии с действующими нормативным документами); — строительства установок для захоронения промышленных стоков (нагнетательные, контрольные, наблюдательные; — разведки и добычи технических вод.

24 Классификация скважин по форме оси По форме оси скважины подразделяются на вертикальные, наклонно направленные и горизонтальные. Вертикальной называют скважину, отклонение оси которой от вертикали, проходящей через ее устье, находится в допустимых пределах.

25 Классификация скважин по форме оси Наклонно направленная — скважина, которая целенаправленно бурится по заданной траектории с отклонением забоя от вертикали, проходящей через устье скважины. Горизонтальная — наклонно направленная скважина, конечный интервал которой проходит по простиранию полого падающего или горизонтального пласта или с незначительным отклонением от горизонтали.

26 Классификация скважин по глубине Международной программой континентального научного бурения предложена классификация, относящая к сверхглубоким скважины глубиной более 8 км. В мире насчитывается только 7 таких скважин: Россия (СССР) — Кольская СГ-3 (12262 м), Азербайджан — Саатлинская ( м); США — Берта-Роджерс (9590 м), Баден-1 и Юниверсити; Австрия — Цистендорф, Германия — Мирроу. Скважин глубиной более 6 км пробурено свыше 1,5 тыс.

27 1.4. Производственный цикл строительства скважины Процесс производственный — процесс производства продукта труда с начала выполнения работ до выдачи готовой продукции Процесс технологический — часть производственного процесса, содержащая однородное действие по изменению состояния предмета производства Технология — совокупность методов обработки, изготовления, изменения состояния, свойств, формы сырья, материала или полуфабриката, осуществляемых в процессе производства продукции

28 Производственный цикл строительства скважины Операция технологическая — часть технологического процесса, представляющая собой совокупность рабочих действий (приемов) Характеризуется однородностью технологического содержания, единством (неизменностью) предмета труда, оборудования и рабочих приспособлений Весь комплекс работ, связанных со строительством скважины, образует «цикл строительства скважины»

29 Структура производственного цикла строительства скважины

30 1.5. Строительно-монтажные и подготовительные работы к бурению скважины Горный отвод — статус участка недр (геометризированный блок недр), предоставленного пользователю в соответствии с лицензией на пользование недрами для добычи полезных ископаемых, строительства и эксплуатации подземных сооружений … Землеустроительные работы

31 Земельный отвод — участок земли, предоставляемый для размещения зданий, сооружений, объектов транспорта, связи и т.п., организации работ и услуг. Размеры и площадь земельного отвода, как правило, не совпадают с границами горного отвода.

32 Землеустроительные работы Землеотвод выделяется во временное краткосрочное (на период строительства скважины) и временное долгосрочное (на период эксплуатации скважины) пользование. Норма землеотвода зависит от назначения скважины (разведочная или эксплуатационная), грузоподъемности (75-80 тс, тс, более 200 тс) буровой установки и типа ее привода (дизельный или электрический), высоты вышки (41 или 53 м).

34 Инженерное обустройство земельного участка Инженерное обустройство земельного участка заключается в его подготовке к сооружению оснований и фундаментов, монтажу БУ, вспомогательных сооружений, инженерных коммуникаций, а также выполнению природоохранных мероприятий.

35 Подготовительные работы к бурению скважины опробование смонтированного оборудования; доставка инструмента и материалов; подготовка бурового инструмента к работе; приготовление или доставка промывочной жидкости; оснастка талевой системы; проверка работоспособности КИП; строительство шахтового направления. По окончании этих работ составляется Акт приемки буровой Госгортехнадзором и проводится пусковая конференция.

36 1.6. Бурение скважины Бурение — процесс создания и крепления ствола скважины. Создают ствол скважины путем разрушения горных пород и удаления обломков пород (выбуренной породы) из скважины ( углубление ). Пробуренные интервалы ствола скважины закрепляют с целью предотвращения разрушения и разобщения пластов путем спуска и цементирования обсадных колонн ( крепление и цементирование ).

37 Способы бурения скважин Способ бурения характеризуется спецификой процесса разрушения горной породы и подвода энергии к породоразрушающему инструменту. Классификация способов бурения

38 Стенки скважины Буровой раствор Бурильные трубы Движение раствора Долото Вращение долота Выбуренная порода (шлам) Принципиальная схема вращательного бурения

39 Классификация способов вращательного бурения

40 Углубление скважины Углубление (проходка ствола) скважины ствола скважины осуществляется путем реализации двух технологических процессов: основного — разрушение горной породы (РГП) на забое скважины; вспомогательного — удаление обломков породы с забоя и из скважины. Разрушение горной породы на забое скважины осуществляется породоразрушающим инструментом — долотом.

41 Углубление скважины Забуривание скважины начинают ведущей трубой, к нижнему концу которой присоединено долото. Ведущая труба имеет четырехгранное поперечное сечение для облегчения передачи ей вращающего момента от ротора. Долото Ротор Ведущая труба Превенторы Разъемный желоб Вертлюг Крюк Талевый блок

42 Углубление скважины По мере углубления скважины ведущая труба опускается вниз. При заглублении ведущей трубы на всю длину осуществляют наращивание, то есть присоединение бурильной трубы: первый раз первый раз между ведущей трубой и долотом, каждый последующий раз каждый последующий раз — между ведущей трубой и предыдущей бурильной трубой. Наращивание осуществляют всякий раз, когда верх ведущей трубы спускается до уровня ротора. Полученная таким образом непрерывная система бурильных труб называется бурильной колонной (бурильный инструмент).

43 Углубление скважины Углубление скважины осуществляется до износа долота (об этом судят по падению механической скорости бурения). Для замены долота бурильную колонну извлекают из скважины (поднимают бурильную колонну), заменяют износившееся долото новым и спускают его в скважину. Для сокращения продолжительности спускоподъемных операций (СПО) бурильную колонну поднимают и опускают в скважину не отдельными бурильными трубами, а свечами. Свеча — неразборный комплект из двух-четырех бурильных труб.

44 Крепление скважины обсадной колонной Заключается в спуске обсадной колонны. Включает технологические операции: подготовка ствола, обсадных труб и оборудования к спуску ОК, спуск ОК.

45 Цементирование скважины (разобщение пластов) Включает технологические операции: цементирование ОК, проверка качества цементирования и герметичности ОК.

46 1.7. Заканчивание скважины первичное вскрытие вторичное вскрытие Заканчивание скважины включает следующие основные виды работ: первичное вскрытие продуктивного пласта, конструктивное оформление ствола скважины в интервале продуктивного пласта и изоляция его от соседних интервалов с водоносными и проницаемыми пластами; вторичное вскрытие продуктивного пласта (создание гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной); исследование продуктивных пластов, освоение продуктивных пластов с промышленными запасами, специальные работы в скважине.

47 1.8. Заключительные работы по окончании бурения и заканчивания скважины Демонтаж буровой установки, вспомогательных сооружений и инженерных коммуникаций Демонтаж бурового оборудования, вышки и привышечных сооружений и подготовка их к транспортированию на новую точку. Отправка демонтированного оборудования и имущества на новую точку.

48 Утилизация и захоронение производственных отходов, рекультивация земельного участка Параллельно с демонтажем БУ проводят очистку территории от металлолома и строительного мусора, выполняют работы по охране окружающей среды — утилизацию и захоронение производственных отходов, рекультивацию земельного участка (восстановление нарушенного слоя почвы). Скважину по акту передают на баланс заказчика (недропользователя), который несет ответственность за ее техническое состояние, в том числе после ликвидации скважины.

Источник: www.myshared.ru

Сооружение многоствольных (многозабойных) скважин с горизонтальным окончанием

BAKIROV D.L.1,2, OVCHINNIKOV V.P.2, FATTAKHOV M.M.1, OVCHINNIKOV P.V.3, ROZHKOVA O.V.2, BABUSHKIN E.V.1
1 Branch of LLC «LUKOIL-Engineering» «KogalymNIPIneft» in town Tyumen
Tyumen, 625000, Russian Federation
2 Federal State Budget Educational Institution of Higher Education «Industrial University of Tyumen»
Tyumen, 625027, Russian Federation
3 FSBEI HE «Russian State Geological Prospecting University named after Sergo Ordzhonikidze», MGRI
Tyumen, 625038, Russian Federation

В статье показано, что для обеспечения полноты нефтеизвлечения из низкопроницаемых коллекторов более эффективно использование многозабойных/многоствольных скважин с горизонтальным окончанием. Сделан анализ технических схем их осуществления, и на примере условий ряда месторождений Западной Сибири рекомендованы технико-технологические решения для их бурения.

The article shows that to ensure the completeness of oil recovery from low-permeability reservoirs, it is more efficient to use multi-bottle / multilateral wells with horizontal ends. An analysis of the technical schemes for their implementation is made, and on the example of the conditions of a number of fields in Western Siberia, technical and technological solutions for their drilling are recommended.

Разработка новых технологий в целях эффективного и более полного извлечения трудноизвлекаемых, низкорентабельных запасов углеводородов является одной из актуальных задач на современном этапе развития нефтегазовой отрасли.
Одним из перспективных решений в данном направлении является строительство многозабойных скважин (МЗС) по 1–2 уровням сложности, согласно международной классификации TAML (Technology Advancement for Multi–Laterals) [1]. Их сооружение на текущем уровне развития техники и технологии является доступным технологическим решением, может быть реализовано с использованием стандартного бурильного инструмента и компоновок низа бурильной колонны (КНБК) [2–4]: позволяет повысить степень охвата пласта дренированием, обеспечить меньшую депрессию в системе «скважина-пласт» и обводненность (рис. 1) при дебитах, сопоставимых с дебитами скважин с горизонтальным окончанием (ГС) [5, 6]. Технология их бурения позволяет также вовлекать в разработку пласты с нефтенасыщенными толщинами от 2–3 м, многократно пересекая пропластки, что наиболее соответствует условиям разработки нефтяных месторождений Западной Сибири.

Одним из перспективных решений в данном направлении является строительство многозабойных скважин (МЗС) по 1–2 уровням сложности, согласно международной классификации TAML (Technology Advancement for Multi–Laterals).

Анализ результатов сооружения и применения МЗС [7, 8] свидетельствует, что наиболее широкое применение находят МЗС с одним ответвлением от основного горизонтального ствола, обычно расположенным на разных абсолютных отметках (пропластках). Данные типы профилей являются наиболее технологичными. Отмечается технологическая сложность бурения ряда месторождений МЗС с четырьмя и более забоями, а опыт их бурения сопряжен с технологическими рисками, обусловливающими высокие непроизводительные затраты времени и ресурсов [9]. К настоящему времени имеется положительный опыт бурения МЗС с 7–10 ответвлениями, что подразумевает перспективность развития указанной технологии.
Анализ применявшихся на практике видов профилей свидетельствует, что наиболее сложным с технологической точки зрения является процесс зарезки ответвлений в горизонтальном участке, а наиболее сложным типом профилей для зарезки ответвлений – профили разветвленных МЗС [10].
Следует выделить следующие технологические схемы [4, 7, 8, 10, 11]:
1. Формирование МЗС путем бурения боковых необсаживаемых стволов из материнской колонны путем фрезерования окна – данный метод применим в наклонно-направленных МЗС, в основном в массивных рифовых залежах. В случае вырезаний окна в горизонтальном участке, риски «зацепления» инструментом за «окно» кратно возрастают ввиду прилегания инструмента к нижней части материнской колонны – в таком случае ориентирование окна вверх (GTF = 0°, Gravity Tool Face – угол между верхней точкой ствола и корпусом отклонителя КНБК) и использование отклоняющей компоновки, предотвращающей сближение бурильной КНБК с материнской колонной, может незначительно снизить риски обрыва инструмента. Но даже при этом данный вид работ остается достаточно рискованным и не технологичным. В связи с этим рассматриваемая технология может преимущественно применяться в наклонно-направленных МЗС, не вскрывающих в процессе бурения боковых ответвлений водонасыщенных пропластков. Поэтому данный метод в условиях месторождений Западной Сибири не применяется.

Анализ применявшихся на практике видов профилей свидетельствует, что наиболее сложным с технологической точки зрения является процесс зарезки ответвлений в горизонтальном участке, а наиболее сложным типом профилей для зарезки ответвлений – профили разветвленных МЗС.

2. Бурение основного ствола долотом большего диаметра, чем в боковых ответвлениях, обусловлено необходимостью спуска хвостовика в основной горизонтальный ствол МЗС. Задача, несомненно, актуальна, но технология подразумевает необходимость многократных спускоподъемных операций (СПО) по смене долота для бурения каждого интервала (не менее двух СПО на одно ответвление). Как следствие, длительные сроки бурения скважины, что несет убытки при использовании контрактов с буровыми подрядчиками по суточной ставке, и подразумевает более поздние сроки ввода скважин куста, планируемых к бурению в последующие периоды.
3. Строительство МЗС с расширением в основном (необсаженном) стволе определенного интервала для последующей зарезки в нем ответвления. Данное решение позволяет наработать уступ в месте окончания расширенного интервала, что с технологической точки зрения облегчает процесс срезки, однако также требует выполнения не менее двух СПО на каждое ответвление (рейсы на расширение и на зарезку ответвления). В последнее время в условиях слабосцементированных коллекторов (сеноманские отложения) имеется опыт расширения интервала планируемой зарезки ответвления без подъема– с использованием компоновок с роторно-управляемыми системами (РУС). Для этого в планируемом интервале зарезки дистанционно в РУС выставляется максимально возможный угол отклонения вала относительно оси скважины, с последующим вращением роторной компоновки производится разрушение по периметру слабосцементированного коллектора и нарабатывается уступ в породе для последующей зарезки ответвления. Данный метод может использоваться в условиях слабосцементированных коллекторов, склонных к осыпанию (в скважинах, характеризующихся интенсивным выносом песка в период эксплуатации).
4. Использование ярусно-разветвленного типа профиля с расположением ответвления на верхней части пласта (верхнем пропластке), а основного горизонтального ствола – в нижней части пласта (нижнем пропластке). Данное решение достаточно технологично, так как зарезка основного ствола из ответвления производится в субгоризонтальном участке.

Способ может быть применен в массивных залежах, либо в случае отсутствия водонасыщенных интервалов между верхним и нижним пропластками. Также следует отметить, что большинство месторождений моногопластовые, зачастую с подошвенной водой по большинству пластов. Нефтенасыщенные интервалы (пласты) имеют ограниченную мощность. Данный способ имеет ограниченный характер применения.
5. Строительство МЗС с использованием специализированного оборудования для формирования многоствольных стыков по 3–6 уровням классификации TAML [1]. Данное оборудование и технологии их реализации являются высокотехнологичными и подразумевают кратное увеличение стоимости скважин в условиях месторождений Западной Сибири. В связи с этим они применимы на морских и шельфовых проектах, где затраты по ним будут составлять незначительную долю от общих затрат на строительство скважины.
6. Известные технологии подразумевают либо существенное увеличение стоимости, либо выполнение множества СПО для минимизации рисков при строительстве МЗС. Альтернативным данным вариантам методом является бурение МЗС одним долблением, подразумевающим использование специальных профилей в МЗС, а именно формирование «бугра» («полки») в профиле МЗС с последующей наработкой желоба перед данным интервалом и дальнейшим зарезанием нового ствола со сформированного уступа в профиле. Оптимально зенитный угол в точке зарезки составляет не более 86–87°, а ниже по стволу имеется участок с «бугром» в профиле (с зенитным углом 90–93°), поскольку в таком случае облегчается процесс наработки желоба и последующей зарезки нового ствола (рис. 2) [4].

Зарезку ответвлений предпочтительно осуществлять в мягких породах, определяемых, в том числе, по косвенным признакам (механическая скорость бурения, пористость, шламограмма и др.), с применением долот с короткой и более агрессивной калибрующей частью, компоновок низа бурильной колонны меньшей «жесткости», с винтовыми забойными двигателями (ВЗД) с максимальным углом перекоса, при котором возможно вращение КНБК ротором.

По данному способу наработка желоба осуществляется «снизу-вверх» в следующей последовательности: долото устанавливается на 1 м выше над предполагаемым местом уступа, отклонитель ориентируется в секторе 150–210° относительно верхней точки ствола (GTF), спуск компоновки до предполагаемого уступа осуществляется со скоростью 4 м/ч. Далее компоновка поднимается на 2 м над предполагаемым уступом и спускается со скоростью 4 м/ч. В дальнейшем действия повторяются с увеличением каждый раз расстояния до уступа на 1м. Для наработки желоба по такой схеме перед началом зарезки над стволом ротора должно находиться не менее 9 м ведущей трубы (запас для зарезки ответвления).
7. В МЗС с более простым профилем также могут применяться другие методы зарезки ответвлений в необсаженном горизонтальном участке (ГУ):
– метод забуривания по времени («time drilling»), при котором долото устанавливается на глубине забуривания ответвления с ориентированием отклонителя в секторе 150–210° GTF и последующим углублением на 1м со скоростью 0,3 м/ч. Далее производится углубление на 2 м со скоростью 0,6 м/ч, затем на 6 м со скоростью 1,2 м/ч. Метод забуривания по времени применяется при «идеальных» условиях (минимальном риске прихвата КНБК и стабильном доведении нагрузки на долото);
– метод наработки желоба «сверху вниз», при котором долото устанавливается на глубине забуривания ответвления с последующим углублением на 1 м со скоростью 8 м/ч и стоянкой на забое 2 мин. Далее компоновка повторно спускается на 1 м и 5 см со скоростью 8 м/ч. Последующие шаги повторяются с увеличением каждый раз интервала спуска на 5 см. Метод наработки желоба «сверху вниз» применяется при рисках получения прихвата компоновки под действием дифференциального перепада давления в системе «скважина-пласт» или наличии осложнений ствола.

8. Зарезку ответвлений предпочтительно осуществлять в мягких породах, определяемых, в том числе, по косвенным признакам (механическая скорость бурения, пористость, шламограмма и др.), с применением долот с короткой и более агрессивной калибрующей частью, компоновок низа бурильной колонны меньшей «жесткости», с винтовыми забойными двигателями (ВЗД) с максимальным углом перекоса, при котором возможно вращение КНБК ротором. Независимо от способа формирования уступа в профиле (наработки желоба) нагрузка на долото должна быть меньше, чем в процессе бурения, и долото должно приближаться к точке предполагаемого уступа с низкой скоростью во избежание срыва инструмента с уступа [4, 11].

Опыт работ по месторождениям Западной Сибири свидетельствует о достаточно широком применении технологии многозабойного бурения, в том числе при реализации сложных проектов, таких как бурение скважин с большим отходом в морских и шельфовых проектах. Перспективным направлением развития является адаптация технологии бурения МЗС для условий низкопроницаемых коллекторов и трудноизвлекаемых запасов углеводородов.

1. MacKenzie А. Multilateral classification system with example applications / А. MacKenzie, C. Hogg // World Oil. 1999. № 1. С. 55–61.
2. Исмаков Р.А., Фаттахов М.М., Бакиров Д.Л., Бондаренко Л.С., Ахметшин И.К. Многозабойные скважины: области эффективного применения, технология работ и задачи планирования // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2013. № 9. С. 25–26.
3. Фаттахов М.М., Бакиров Д.Л., Подкуйко П.П., Ахметшин И.К. Обоснование и внедрение технологии строительства скважин с разветвленно-горизонтальным окончанием на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2013. № 9. С. 27–29.
4. Фаттахов М.М., Бакиров Д.Л., Бондаренко Л.С., Малютин Д.В., Витязь А.В. Технико-технологические решения для повышения эффективности бурения многозабойных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2017. № 9. С. 58–63.
5. Фаттахов М.М., Бакиров Д.Л., Бондаренко Л.С., Малютин Д.В., Багаев П.А. Эффективность внедрения технологии строительства многозабойных скважин с горизонтальным окончанием на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2014. № 10. С. 42–45.
6. Фаттахов М.М., Бакиров Д.Л., Бурдыга В.А., Бабушкин Э.В., Сенцов А.Ю., Соколов И.С., Ярмоленко О.А., Ковалев В.Н. Развитие технологий заканчивания скважин с горизонтальным и многозабойным окончанием в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» // Нефтяное хозяйство. 2016. № 8. С. 25–27.
7. Бакиров Д.Л., Фаттахов М.М. Многозабойные скважины: практический опыт Западной Сибири (монография). Тюмень: ОАО «Тюменский дом печати», 2015. 232 с.
8. Овчинников В.П., Фаттахов М.М., Бакиров Д.Л., Хафизов А.Р., Исмаков Р.А., Ковалев В.Н., Хатмуллин М.М. Сооружение боковых отводов при строительстве многозабойных скважин: уч. пос. Тюмень: ТИУ, 2017. 130 с.
9. Билинчук А.В., Говзич А.Н., Ситников А.Н., Садецкий Г.Д., Корябин В.В. Комплексный подход к сопровождению бурения скважин в группе компаний «Газпром нефть» // Нефтяное хозяйство. 2014. № 12. С. 48–51.
10. Фаттахов М.М. Классификатор многозабойных и многоствольных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2015. № 4. С. 22–24.
11. Дубровин А.И., Абалтусов Н.В. Анализ проведения зарезок в открытом стволе при бурении многоствольных скважин // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. 2014. № 3. С. 8–14.
12. Бакиров Д.Л., Бабушкин Э.В., Фаттахов М.М., Малютин Д.В. Применение буровых растворов пониженной плотности для повышения качества вскрытия продуктивных пластов с АНПД // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2014. № 10. С. 39–42.
13. Бакиров Д.Л., Бабушкин Э.В., Фаттахов М.М., Малютин Д.В. Повышение эффективности бурения многозабойных скважин за счет применения растворов на углеводородной основе // Нефтяное хозяйство. 2016. № 8. С. 28–30.
14. Бакиров Д.Л., Фаттахов М.М., Ахметшин И.К., Бабушкин Э.В., Чертенков М.В., Ковалев В.Н. Планирование и строительство многозабойных скважин с большим отходом по вертикали // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2015. № 9. С. 41–50.
15. Мимс М., Крепп Т., Вильямс Х. Проектирование и ведение бурения для скважин с большим отклонением от вертикали и сложных скважин // КM Teknolodzhi Grup, LLK: Kh’yuston, Tekhas, 1999, 227 p. (In Russian).
16. Fattakhov M.M., Akhmetshin I.K. Optimizatsiya profiley skvazhin s bol’shoy protyazhennost’yu gorizontal’nogo uchastka [Optimization of well profiles with a long horizontal section]. Burenie i neft’ [Drilling and oil], 2012, no. 8, pp. 42–44. (In Russian).
17. Bakirov D.L., Burdyga V.A., Dobrochasov A.I., Fattakhov M.M., Fatikhov V.V. Snizheniye iznosa buril’nykh trub v skvazhinakh so slozhnym profilem [Reduced wear on drill pipes in complex wells]. Stroitel’stvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more [Construction of oil and gas wells onshore and offshore], 2018, no. 10, pp. 33–38. (In Russian).
18. Bakirov D.L., Fattakhov M.M., Malyutin D.V., Babushkin E.V. K voprosu o zakanchivanii gorizontal’nykh skvazhin s otkrytym zaboyem v terrigennykh kollektorakh Zapadnoy Sibiri [On the issue of completing horizontal wells with an open bottom in the terrigenous reservoirs of Western Siberia]. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy [Geology, geophysics and development of oil and gas fields], 2015, no. 9, pp. 56–64. (In Russian).
19. Bakirov D.L., Fattakhov M.M., Burdyga V.A., Babushkin E.V., Volokitin D.N., Kovalev V.N., Shurupov A.M., Fatikhov V.V., Galeev N.R., Yunusov R.R. Sovremennyy opyt zakanchivaniya oblegchennykh konstruktsiy gorizontal’nykh skvazhin [Modern experience in completing lightweight horizontal wells]. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy [Geology, geophysics and development of oil and gas fields], 2016, no. 11, pp. 48–53. (In Russian).

Источник: burneft.ru