Что такое субгоризонтальная скважина
Обновлено: 07.07.2024
Ограничение водопритока в субгоризонтальных газовых скважинах без глушения
В настоящее время значительное число газовых месторождений находятся в стадии «падающей» добычи. На этом фоне на многих скважинах происходит снижение пластового давления и подъем газоводяного контакта (ГВК). Это приводит к интенсивному внедрению пластовой воды в газонасыщенную часть залежи. В течение ряда лет проводятся ремонтно-изоляционные работы по ограничению поступления пластовой воды в скважину с помощью различных материалов. При этом технологии в принципе используют следующие технические приемы: применение подъемных установок, установка цементных мостов, глушение скважин и т.д. Все технологии ремонта и освоения требуют значительного времени. Успешность работ не всегда высокая.
С учетом актуальности проблемы повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ РИР в газовых скважинах учеными Института проблем нефти и газа РАН и специалистами ООО «Газпром добыча Уренгой» было предложено альтернативное решение – технология ограничения водопритоков газовых скважин без их глушения с применением колтюбинговой техники. Технология предназначена для ограничения притока воды и водоизоляции газовых скважин путем закачки в пласт специальной полимерно-гелиевой системы (ПГС) без глушения газовых скважин и без использования подъемников. Это приводит к образованию внутрипластового экрана, изолирующего скважину от подошвенной воды и притока воды во время эксплуатации.
В настоящей статье приводятся данные по результатам опытно-промышленных работ на субгоризонтальной газовой скважине ОАО «Газпром» месторождения Большой Уренгой с целью ограничения водопритоков.
Полную версию статьи можно скачать здесь.
10. Понятие скважина. Типы скважин
Скважина буровая - горная выработка круглого сечения глубиной свыше 5м и диаметром обычно 75 - 300 мм, проводимая с помощью буровой установки. С. проходят с поверхности земли и из подземных горных выработок под любым углом к горизонту. Различают начало скважины (устье), дно (забой) и стенки скважины (ствол). Глубины скважин составляют от нескольких метров до 9 и более километров. При бурении разведочных скважин на твёрдые полезные ископаемые их диаметр обычно 59 и 76 мм, на нефть и газ 100 - 400 мм.
При проектировании конструкции нефтяной скважины исходят из следующих основных требований:
- конструкция скважины должна обеспечивать свободный доступ к забою глубинного оборудования и геофизических приборов;
- конструкция скважины должна предотвращать обрушение стенок скважины;
- конструкция скважины должна обеспечивать надежное разобщение всех пластов друг от друга, то есть она должна предотвращать перетекание флюидов из одного пласта в другой;
- кроме того, она должна обеспечивать возможность герметизации устья скважины при необходимости.
Давайте разберем, как строят скважины и какова их типовая конструкция на примере нефтяных скважин, которые бурят на месторождениях Удмуртии.
Сначала бурят ствол большого диаметра глубиной порядка 30 метров. Спускают металлическую трубу диаметром 324 мм, которая называется направление, и цементируют пространство между стенками трубы и стенками горной породы. Направление нам необходимо для того, чтобы верхний слой почвы не размывался при дальнейшем бурении. Далее продолжают бурение ствола меньшим диаметром до глубины примерно 500-800 м. Снова спускают колонну труб диаметром 168 мм и также цементируют пространство между колонной труб и стенками породы по всей длине. Это у нас кондуктор. Далее бурение возобновляют и бурят скважину уже до целевой глубины. Снова спускают колонну труб диаметром 146 мм, которая называется эксплуатационной колонной. Пространство между стенками труб и горной породой опять же цементируется от забоя скважины и вплоть до устья.
Зачем нам нужен кондуктор? До глубины порядка 500 метров расположена зона пресных вод с активным водообменном. Ниже глубины 500 м (глубина может быть различна для разных регионов) идет зона затрудненного водообмена с солеными водами, а также другими флюидами (нефтью, газами). Кондуктор нам необходим в качестве дополнительной защиты, предотвращающей возможность засолонения пресных вод и попадания в них вредных веществ с нижележащих пластов.
Между кондуктором и эксплуатационной колонной в некоторых случаях (например, при большой глубине скважины) спускают промежуточную (техническую) колонну.
В зависимости от геологических условий нефтяного месторождения бурят различные типы скважин. Нефтяная скважина может быть пробурена как:
- вертикальная;
- наклонно-направленная;
- горизонтальная;
- многоствольная или многозабойная
Вертикальная скважина – это скважина, у которой угол отклонения ствола от вертикали не превышает 5°.
Если угол отклонения от вертикали больше 5°, то это уже наклонно-направленная скважина.
Горизонтальной скважиной (или горизонтальным стволом скважины) называют скважину, у которой угол отклонения ствола от вертикали составляет 80-90°. Но здесь есть один нюанс. Так как «в природе нет прямых линий» и продуктивные нефтенасыщенные пласты залегают в недрах земли, как правило, с некоторым наклоном, а часто с довольно крутым наклоном, то на практике получается, что нет никакого смысла бурить горизонтальную скважину под углом приблизительно равным 90°. Логичнее пробурить ствол скважины вдоль пласта по наиболее оптимальной траектории. Поэтому в более широком смысле, под горизонтальной скважиной понимают скважину, имеющую протяженную фильтровую зону - ствол, пробуренный преимущественно вдоль напластования целевого пласта в определенном азимутальном направлении.
Скважины с двумя и более стволами называют многоствольными (многозабойными).
Чем отличается многоствольная скважина от многозабойной?
Многоствольные скважины, также как и многозабойные, имеют основной ствол и один или несколько дополнительных. Ключевым отличием является расположение точки разветвления стволов. Если точка находится выше продуктивного горизонта, на который пробурена скважина, то скважину называют многоствольной (МСС). Если же точка разветвления стволов находится в пределах продуктивного горизонта, то скважину называют многозабойной (МЗС).
Другими словами, если основной ствол скважины пробурен вплоть до продуктивного горизонта и уже в самом продуктивном горизонте из него пробурен один или несколько дополнительных стволов, то это многозабойная скважина (МЗС). В этом случае скважина пересекает верхнюю границу продуктивного горизонта только в одной точке.
Если же дополнительные стволы скважины забурены из основного ствола выше продуктивного горизонта и, таким образом, скважина имеет больше одной точки пересечения с продуктивным горизонтом или, как вариант, дополнительные стволы пробурены на разные горизонты, то это многоствольная скважина (МСС).
Категории скважин
По своему назначению скважины подразделяются на следующие категории:
- поисковые;
- разведочные;
- эксплуатационные.
Поисковые скважины – это скважины, которые бурят с целью поиска новых залежей (месторождений) нефти и газа.
Разведочные скважины бурят на площадях с уже установленной нефтегазоносностью для уточнения запасов нефти и газа, а также для сбора и уточнения исходных данных, необходимых для составления проекта (технологической схемы) разработки месторождения.
При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:
- основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;
- резервный фонд скважин;
- контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины;
- оценочные скважины;
- специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;
- скважины-дублеры.
Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, газоконденсата и других сопутствующих компонентов. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.
Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины.
Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.
Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т. д.
Контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины предназначаются:
- наблюдательные - для периодического наблюдения за изменением положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;
- пьезометрические - для систематического измерения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта. Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.
Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А+В+С1.
Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов. К специальным относятся водозаборные, поглощающие скважины:
- водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки.
- поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.
Скважины-дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации) добывающих и нагнетательных скважин.
1. Норман Дж. Хайн. Геология, разведка, бурение и добыча нефти. М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2008г. – 752 стр.
2. Грей Форест. Добыча нефти. Переведено с английского М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2001г. – 416 стр.: ил. – (Серия «Для профессионалов и неспециалистов»).
Подготовил: Легковский А.А.
Статья создана исключительно в информационно-познавательных целях и может быть удалена по просьбе автора или правообладателя входящих в нее материалов.
Наклонно-направленное бурение
Наклонно-направленное бурение - бурение скважин c отклонением от вертикали по заранее заданному направлению.
- более 2º при колонковом бурении,
- более 6º - при глубоком бурении скважин.
- естественное - обусловливается рядом причин (геологических, технических, технологических), зная которые, можно управлять положением скважины в пространстве,
- искусственное - любое принудительное их искривление.
Наклонно-направленное бурение (ННБ) эффективно применяется при бурении скважин на нефть и природный газ:
- при разработке месторождений:
- в акваториях,
- в болотистых или сильно пересеченных местностях,
- когда строительство буровых установок (БУ) может нарушить условия охраны окружающей среды.
- профили скважин могут изменяться,
- при этом верхний интервал ствола наклонной скважины должен быть вертикальным, c последующим отклонением в запроектированном азимуте.
- прерывистый процесс проводки скважин c использованием роторного бурения:
- с забояскважины долотом меньшего диаметра, чем Ø ствола скважин, забуривается углубление под углом к оси скважины на длину бурильной трубы c помощью съемного или несъемного клинового либо шарнирного устройства,
- направление углубляется и расширяется,
- дальнейшее бурение ведется долотом нормального Ø c сохранением направления c помощью компоновки низа бурильной колонны, оснащенной стабилизаторами.
- непрерывный процесс проводки скважины с использованием турбобура (или другого забойного двигателя):
- для набора искривления используется такая компоновка низа бурильной колонны, при которой на долото в процессе бурения действует сила, перпендикулярная его оси (отклоняющая сила),
- техпроцесс ННБ сводится к управлению отклоняющей силой в нужном азимуте с использованием над турбобуром переводника c перекошенными резьбами, либо искривленную бурильную трубу.
Бурение таких скважин отличается тем, что вначале они имеют прямолинейное направление, заданное шпинделем бурового станка, a затем в силу анизотропии разбуриваемых пород отклоняются от прямолинейного направления.
Рост объемов ННБ скважин с углами отклонения ствола скважин от вертикали более 50° обусловили ограничения по применению традиционных методов исследований с помощью аппаратуры, спускаемой в скважину на кабеле, и вызвали необходимость разработки специальных технологий доставки скважинных приборов в интервал исследований.
Решение этой проблемы возможно с помощью бескабельных измерительных систем, доставляемых на забой с помощью бурового инструмента.
Горизонтально направленное бурение является частным случаем наклонного бурения.
Наклонно направленные скважины подразделяют на одно- и многозабойные.
При многозабойном бурении из основного, вертикального или наклонного ствола проходится дополнительно один или несколько стволов.Искусственное отклонение скважин широко применяется при бурении скважин на нефть и газ.
Искусственное отклонение скважин делится на:
- наклонное, горизонтальное бурение,
- многозабойное (разветвленно-наклонное, разветвленно-горизонтальное)
- многоствольное (кустовое) бурение.
- ускоряет освоение новых нефтяных и газовых месторождений, у
- величивает нефтегазоотдачу пластов,
- снижает капиталовложения,
- уменьшает затраты дорогостоящих материалов.
Искусственное отклонение вплоть до горизонтального применяется в следующих случаях:
1) при вскрытии нефтяных и газовых пластов, залегающих под пологим сбросом или между 2 я параллельными сбросами;
2) при отклонении ствола от сбросовой зоны (зоны разрыва) в направлении продуктивного горизонта;
3) при проходке стволов на нефтеносные горизонты, залегающие под соляными куполами, в связи с трудностью бурения через них;
4) при необходимости обхода зон обвалов и катастрофических поглощений промывочной жидкости;
5) горизонтальное бурение незаменимо при вскрытии продуктивных пластов, залегающих под дном океанов, морей, рек, озер, каналов и болот, под жилыми или промышленными застройками, в пределах территории населенных пунктов
6) при проходке нескольких скважин на продуктивные пласты с отдельных буровых оснований и эстакад, расположенных в море или озере;
7) при проходке скважин на продуктивные пласты, расположенные под участками земли с сильно пересеченным рельефом местности (овраги, холмы, горы);
8) при необходимости ухода в сторону новым стволом, если невозможно ликвидировать аварию в скважине;
9) при забуривании 2 го ствола для взятия керна из продуктивного горизонта;
10) при необходимости бурения стволов в процессе тушения горящих фонтанов и ликвидации открытых выбросов;
11) при необходимости перебуривания нижней части ствола в эксплуатационной скважине;
12) при необходимости вскрытия продуктивного пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа, а также в процессе многозабойного вскрытия пластов;
13) при кустовом бурении на равнинных площадях с целью снижения капитальных затрат на обустройство промысла и уменьшения сроков разбуривания месторождения;
14) при бурении с целью дегазификации строго по угольному пласту, с целью подземного выщелачивания, например, калийных солей и др.
Искусственное отклонение скважин в нефтяном бурении в основном осуществляют забойными двигателями (турбобуром, винтовым двигателем и реже электробуром) и при роторном бурении.
Основные способы искусственного отклонения скважин.
-Использование закономерностей естественного искривления на данном месторождении (способ типовых трасс).
В этом случае бурение проектируют и осуществляют на основе типовых трасс (профилей), построенных по фактическим данным естественного искривления уже пробуренных скважин.
Способ типовых трасс применим только на хорошо изученных месторождениях, при этом кривизной скважин не управляют, а лишь приспосабливаются к их естественному искривлению.
Недостаток указанного способа - удорожание стоимости скважин вследствие увеличения объема бурения.
Необходимо также для каждого месторождения по ранее пробуренным скважинам определять зоны повышенной интенсивности искривления и учитывать это при составлении проектного профиля.
- Управление отклонением скважин посредством применения различных компоновок бурильного инструмента.
В этом случае, изменяя режим бурения и применяя различные компоновки бурильного инструмента, можно, с известным приближением, управлять направлением ствола скважины.
Этот способ позволяет проходить скважины в заданном направлении, не прибегая к специальным отклонителям, но в то же время значительно ограничивает возможности форсированных режимов бурения.
- Направленное отклонение скважин, основанное на применении искусственных отклонителей: кривых переводников, эксцентричных ниппелей, отклоняющих клиньев и специальных устройств.
Перечисленные отклоняющие приспособления используются в зависимости от конкретных условий месторождения и технико-технологических условий.
К наклонным скважинам при турбинном и роторном бурении на нефть и газ относятся в основном скважины, забуриваемые с поверхности вертикально с последующим отклонением в требуемом направлении, вплоть до горизонтального, т.е. под углом в 90 градусов.
Получив широкое распространение, одноствольное наклонное бурение не исчерпало своих резервов.
Возможность горизонтального смещения забоя относительно вертикали (проекции устья скважины на пласт) позволила создать вначале кустовой, а затем многозабойные методы бурения.
Техническое усовершенствование наклонного бурения явилось базой для расширения многозабойного и кустового бурения.
Под кустовым бурением понимается способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а конечные забои находятся в точках, соответствующих проектам разработки месторождения.
Горизонтальное и разветвленное горизонтальное бурение применяются для увеличения нефте- и газоотдачи продуктивных горизонтов при первичном освоении месторождений с плохими коллекторами и при восстановлении малодебитного и бездействующего фонда скважин.
Если при бурении наклонной скважины главным является достижение заданной области продуктивного пласта и его поперечное пересечение под углом, величина которого, как правило, жестко не устанавливается, то основная цель бурения горизонтальной скважины - пересечение продуктивного пласта в продольном направлении.
При этом протяженность завершающего участка скважины, расположенного в продуктивном пласте (горизонтального участка), может превышать 1000 м.
К разновидностям кустового бурения можно отнести 2-ствольное последовательное, 2-ствольное параллельное и 3-ствольное бурение.
Кусты скважин приближенно можно представить в виде конуса или пирамиды, вершинами которых являются кустовые площадки, а основаниями - окружность или многоугольник, размеры которых определяются величиной сетки разработки и возможностью смещения забоев от вертикали при бурении наклонных скважин.
![]()
Двуствольное бурение - технология кустового бурения, при котором одновременно (иногда поочередно) бурятся 2 наклонные скважины, устья которых расположены рядом, около 1 5 м друг от друга, а конечные забои запроектированы на существенном расстоянии - в интервале 100 - 400 м и более.
Преимущества параллельного 2-ствольного бурения скважин:
- возможность совмещения отдельных операций: подъем бурильного инструмента из одной скважины со спуском его в другую;
- промывка, выравнивание раствора и механическое бурение в одной скважине с геофизическим исследованием в другой.
- с одним комплектом бурильных труб и с одного подвышечного постамента осуществляют одновременную проходку 2 х наклонных или 1 й вертикальной и 2 й наклонной скважин.
При этом вместо обычного ротора применяют спаренные роторы типа РМБ-560, перемещающийся крон-блок типа К.
Один из прогрессивных методов повышения технико-экономической эффективности проходки скважин - многозабойное бурение. Сущность этого способа бурения состоит в том, что из основного ствола скважины с некоторой глубины проводят один или несколько стволов, т.е. основной ствол используется многократно. Полезная же протяженность скважин в продуктивном пласте и, следовательно, зона дренирования (поверхность фильтрации) возрастают, поэтому значительно сокращается объем бурения по верхним непродуктивным горизонтам.
Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение
Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) -открыто в 1965 году.
Расположено в южной части Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО), в 80 км восточнее Уренгойского месторождения и в 85 км южнее поселка Тазовский.
Общие запасы газа составляют более 3,3 трлн м³.Верхняя сеноманская залежь - примерно 2,6 трлн м³ газа, валанжинские горизонты - около 735 млрд м³ газа.
По запасам газа в международном рейтинге газовых месторождений Заполярное НГКМ занимает 5-е место.
В сравнении с другими крупными НГКМ отличается компактностью.
Площадь Заполярного - 8745 га, длина 50 км, ширина 30 км.
Лицензия на разработку месторождения принадлежит дочернему предприятию Газпрома-Газпром добыча Ямбург.Объём вложений в разработку месторождения с 1994 г составил около 140 млрд руб. (без транспортной инфраструктуры); ежегодная добыча - около 105 млрд м³/год.
Добыча газа из сеноманских залежей началась 30 сентября 2001 г.
В 2004 г Заполярное НГКМ выведено на проектную мощность - 100 млрд м3/год газа.
В апреле 2011 г. начата добыча газа и конденсата из валанжинских залежей Заполярного НГКМ.
УКПГ мощностью 35 млрд м³, построенная на Заполяном НГКМ - крупнейшая в мире.
В 2009 г был утверждён проект разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек Заполярного, подготовленный ТюменНИИгипрогазом.
В сравнении с предыдущим проектом, разработанным в 1990 г, количество скважин было сокращено с 260 до 150, расстояния между ними возросли до 1,5-2 км - впервые по нижнему мелу. Все скважины будут иметь субгоризонтальные окончания
Предполагается, что после строительства скважин и новой УКПГ суммарная добыча на Заполярном месторождении достигнет 130 млрд м3/ год газа, газового конденсата - 3 млн т/год.
Совершенствование конструкций скважин на ачимовские залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»
Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Корякин А.Ю., Жариков М.Г., Яскин И.А., Скрылев С.А., Гресько Р.П.
В статье проанализирован геологический разрез месторождения и рассмотрены базовые по тяжелой конструкции наклонно-направленные скважины с S-образным профилем и скважины с горизонтальным окончанием ствола на ачимовские залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). Рассмотрен опыт реализации предложенных оптимальных облегченных конструкций с различными вариантами заканчивания скважин, представлены требования к траекториям скважин и технологические решения, позволяющие уменьшить сроки строительства скважин , обеспечить дебиты, а также снизить на одну скважину металлоемкость на 36 % (145 т) и увеличить коммерческую скорость бурения на 33 % (421 м/ст.-мес).
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — Корякин А.Ю., Жариков М.Г., Яскин И.А., Скрылев С.А., Гресько Р.П.
Технико-экономическая оценка применения гидроразрыва пласта и строительства скважин с облегченной конструкцией на ачимовских отложениях Уренгойского НГКМ Интенсификация притока продукции в скважинах, эксплуатирующих низкопроницаемые коллекторы ачимовских отложений Особенности эксплуатации газоконденсатных скважин с пологим окончанием в условиях АВПД и низких ФЕС (на примере ачимовских отложений Уренгойского НГКМ) Анализ мирового опыта проведения ГТМ, применимых на ачимовских отложениях Уренгойского НГКМ Исследование методов моделирования работы газоконденсатной скважины с МГРП в условиях ачимовских залежей i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы. i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.Improving the well design of the Achimovsk deposit of the Urengoy oil and gas condensate field
The article analyzes the geological cross-section of the field and reviews the basic heavy-duty controlled directional wells with S-shape well profile and horizontal sidetrack wells at the Achimovsk deposits of the Urengoy oil and gas condensate field (UOGCF). The article reviews the experience of implementing the proposed optimum reduced-weight structures with various well finishing and presents the requirements to the well paths and technological solutions which allow decreasing well construction periods and providing for the debits and decreasing the metal intensity for one well by 36 % (145 tons) and increasing the commercial drilling speed by 33 % (421 m/rig per month).
Текст научной работы на тему «Совершенствование конструкций скважин на ачимовские залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения»
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОНСТРУКЦИЙ СКВАЖИН НА АЧИМОВСКИЕ ЗАЛЕЖИ УРЕНГОЙСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
А.Ю. Корякин, ООО «Газпром добыча Уренгой» (Новый Уренгой, РФ)
М.Г. Жариков, к. т. н., ООО «Газпром добыча Уренгой»,
И.А. Яскин, ООО «Газпром добыча Уренгой»,
С.А. Скрылев, ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, РФ),
В статье проанализирован геологический разрез месторождения и рассмотрены базовые по тяжелой конструкции наклонно-направленные скважины с Б-образным профилем и скважины с горизонтальным окончанием ствола на ачимовские залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ).
Рассмотрен опыт реализации предложенных оптимальных облегченных конструкций с различными вариантами заканчивания скважин, представлены требования к траекториям скважин и технологические решения, позволяющие уменьшить сроки строительства скважин, обеспечить дебиты, а также снизить на одну скважину металлоемкость на 36 % (145 т) и увеличить коммерческую скорость бурения на 33 % (421 м/ст.-мес).
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН, АЧИМОВСКИЕ ЗАЛЕЖИ, УРЕНГОЙСКОЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН, НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫЕ СКВАЖИНЫ.
Нефтегазоносность ачимовских залежей связана с нижней частью сортымской свиты, представляющей собой сложнопостроенные клиноформенные песчаные тела и содержащей преимущественно газоконденсатные залежи. Глубина залегания ачимовской толщи - от 3470 до 3850 м. Толщина пластов изменяется от 5 до 40 м.
Геологический разрез Уренгойского НГКМ отличается сложными горно-геологическими условиями, обусловленными наличием:
• зоны многолетнемерзлых пород (ММП) в верхней части разреза;
• газовой залежи мощностью до 250 м с коэффициентом аномальности 1,0-0,4, приуроченной к кровле покурской свиты сено-манского яруса;
• газоконденсатных залежей, приуроченных к пластам от ПК18 до БУ6 с нормальными пластовыми давлениями;
• интервала «шоколадных» глин (средняя глубина залегания - 2680-2700 м) с аномально высоким поровым давлением с коэффициентом аномальности до 1,30;
• газоконденсатных пластов от БУ8 до БУ14 с коэффициентами аномальности 1,00-0,30 и газо-конденсатного пласта БУ16 с коэффициентом аномальности 1,13;
• аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в ачимовских отложениях со средним коэффициентом аномальности 1,65.
С учетом сложных геологических условий разреза месторождения, неоднородности
литологического состава и филь-трационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных объектов технологическая схема освоения ачимовских отложений предусматривала пилотную фазу.
Базовая конструкция скважин пилотной фазы бурения для этапа опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) в соответствии с проектом включала:
• кондуктор диаметром 426 мм, перекрывающий неустойчивые четвертичные отложения и интервал ММП;
• промежуточную колонну диаметром 324 мм, перекрывающую газовый горизонт сеноманского яруса с аномально низким пластовым давлением (АНПД);
• эксплуатационную колонну диаметром 245 мм, перекрыва-
Koryakin A.Yu., Gazprom dobycha Urengoy (New Urengoy, RF)
Improving the well design of the Achimovsk deposit of the Urengoy oil and gas condensate field
The article analyzes the geological cross-section of the field and reviews the basic heavy-duty controlled directional wells with S-shape well profile and horizontal sidetrack wells at the Achimovsk deposits of the Urengoy oil and gas condensate field (UOGCF).
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.The article reviews the experience of implementing the proposed optimum reduced-weight structures with various well finishing and presents the requirements to the well paths and technological solutions which allow decreasing well construction periods and providing for the debits and decreasing the metal intensity for one well by 36 % (145 tons) and increasing the commercial drilling speed by 33 % (421 m/rig per month).
KEY WORDS: WELL DESIGN, ACHIMOVSK DEPOSITS, URENGOY OIL AND GAS CONDENSATE FIELD, WELL CONSTRUCTION, CONTROLLED DIRECTIONAL WELLS.
Отклонение от устья, м
Рис. 1. Конструкция наклонно-направленной скважины с S-образным профилем, цементируемым забойным окончанием и интенсификацией притока методом ГРП
ющую газоконденсатные пласты с нормальными и аномально низкими давлениями и интервал «шоколадных» глин с АВПД, с установкой башмака колонны на 20 м выше продуктивного пласта;
• хвостовик (или хвостовик-фильтр) диаметром 178 мм, спускаемый в интервал продуктивных пластов;
• лифтовую колонну диаметром 89 мм, включающую комплекс подземного оборудования (КПО) в составе эксплуатационного па-кера, забойных датчиков давления и температуры, приустьевого управляемого клапана-отсека-теля.
В связи с содержанием в пластовом флюиде углекислого газа 0,56 % исполнение хвостовика, лифтовой колонны и КПО предусмотрено из сталей с содержанием Ш3.
Исходя из задачи выбора оптимальных технологий строительства скважин и конструкций забойных окончаний скважин на стадии пилотного этапа были ре -ализованы следующие варианты конструкций скважин:
• вертикальные с цементируемым забойным окончанием и интенсификацией притока методом гидроразрыва пласта (ГРП);
• наклонно-направленные по S-образному профилю с верти-
кальным вскрытием продуктивного пласта, с цементируемым забойным окончанием и интенсификацией притока методом ГРП. Конструкция и профиль скважины приведены на рис. 1;
• субгоризонтальные по трехин-тервальному профилю с началом набора угла в интервале ниже «шоколадных» глин по варианту с цементируемым хвостовиком диаметром 178 мм, с проведением ГРП и по варианту с хвостови -ком-фильтром в открытом стволе продуктивных пластов. Конструкция и профиль скважины представлены на рис. 2.
Необходимость реализации строительства скважин по вариантам вертикального и субгоризонтального вскрытия продуктивных объектов и вариантам заканчивания хвостовиком-фильтром и цементируемым хвостовиком под ГРП обусловлена выбором оптимальной конструкции скважин с учетом:
• отсутствия опыта бурения суб -горизонтальных стволов по продуктивным объектам ачимовских отложений;
• отсутствия опыта и результатов проведения ГРП продуктивных объектов ачимовских отложений;
700 1400 2100 2000 3500
Кондуктор-426 мм, верт. гл. 500,0 м
Промежуточная - 323,9 мм, верт. гл. 1350,0 м
Эксплуатационная - 244,5 мм, верт. гл. 3590,0 м
Хвостовик -177,8» верт. гл. 3740,0 м
-2800 -2100 -1400 -700 0 700 1400 2100 2800 3500 4200
Отклонение от устья, м
Рис. 2. Конструкция субгоризонтальной скважины (для скважин с цементируемым забойным окончанием и скважин с хвостовиком-фильтром в открытом стволе продуктивных пластов)
• неоднозначности показателей продуктивности скважин по результатам освоения ранее пробуренных вертикальных разведочных скважин.
Анализ результатов строительства первых скважин пилотных этапов на первом и втором участках месторождения выявил, что:
• при строительстве субгоризонтальных скважин бурение ствола под эксплуатационную колонну диаметром 245 мм по трехинтервальному профилю в интервале от БУ16 до Ач3-4 происходило с поглощениями бурового раствора, посадками, затяжками и прихватами инструмента, а на двух скважинах привело к слому инструмента и перебурке ствола;
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.• бурение интервала от БУ16 до Ач34 вертикальных и наклонно-направленных скважин с вертикальным входом в продуктивный пласт происходило без технологических осложнений вследствие проведения профилактических мероприятий: ввода в буровой раствор кольматантов различных фракций и повышения плотности бурового раствора в интервале глин и покрышки ачи-мовской залежи;
• профилактические мероприятия для недопущения осложне -ний в проблемном интервале при строительстве субгоризонтальных скважин не привели к положительному результату, при этом интенсивность и время начала
проявления осложнений зависели от значений зенитного угла траектории ствола и продолжительности бурения.
Для установления причин, приводящих к потере устойчивости пород в интервале бурения между пластами БУ16 и Ач3-4, были проведены исследования, включающие обработку геофизических материалов скважин для определения в проблемном интервале фактических поровых давлений и гидродинамических давлений в процессе бурения.
Величины поровых и гидродинамических давлений,определенные по вертикальной скв. 209.3 и пологой скв. 209.1, приведенные к вертикальной глубине,представ-лены на рис. 3.
Исследования показали, что:
• интервал от подошвы пласта БУ16 до кровли пласта Ач3-4 характеризуется переменным поровым давлением с коэффициентами аномальности от 1,16 до 1,65;
• бурение в этом интервале про -исходит с изменяющимися условиями от репрессии до депрессии;
• равновесное состояние давлений «скважина - пласт» соответствует глубине 3350-3370 м;
• при депрессии на стенки скважины более 10-15 % скелетных напряжений происходит потеря устойчивости горных пород, приводящая к их обрушению, при этом и интенсивность обрушения пород в интервале между пластами БУ16 и Ач3-4 увеличивается с увеличением зенитного угла ствола и времени бурения интервала.
На основе выполненных исследований и выявленных особенностей геологического разреза месторождения к проектной документации для строительства скважин были разработаны дополнения, предусматривающие установку башмака эксплуатационной колонны в интервале, расположенном между последним пластом валанжинского яруса (БУ16) и кровлей ачимовских отложений на глубине, соответ-
V \ \\ 40 V. \\ Л 45 50 55 Давление, МПа \ \ 60 \ , 1 1 | 70
ствующей допустимой депрессии на стенки скважины в пределах 10-15 % эффективных скелетных напряжений.
Также с учетом специфических условий разреза дополнениями к проектным документам на строительство скважин были определены требования к траекториям скважин:
а) для предупреждения осложнений в интервалах расположения «шоколадных» глин и покрышки ачимовской залежи, характеризующихся АВПД, зенитный угол в интервале спуска эксплуатационной колонны ограничен 50 град.;
б) при отклонении от вертикали точек входа в пласт более 1500 м начальное искривление ствола скважины производить в интервале бурения под промежуточную колонну, а при меньших значениях - в интервале бурения под эксплуатационную колонну;
в) нижнюю отметку глубины по вертикали участка при корректировке траектории ствола (снижение или увеличение зенитного угла) располагать выше отметки подошвы пласта БУ16;
г) в пологих скважинах увеличе -ние зенитного угла до проектного значения производить в интервале продуктивного пласта;
д) ограничить интенсивность искривления ствола скважины:
• в интервале бурения под техническую колонну - от 0,50 до 0,75 град. на 10 м проходки;
• в интервале бурения под эксплуатационную колонну до глубины 2900 м по вертикали - 0,51,0 град. на 10 м проходки;
• в интервале продуктивного пласта (субгоризонтальные скважины) - от 1,0 до 3,5 град. на 10 м проходки.
Строительство последующих субгоризонтальных скважин с измененной глубиной спуска эксплуатационной колонны диаметром 245 мм и по пятиинтер-вальному профилю проходило без осложнений в переходной зоне, что обеспечило достижение проектной продолжительности строительства скважин.
Таким образом, по результатам строительства и ОПЭ скважин пилотных этапов первого и второго участков Уренгойского НГКМ представилось возможным констатировать:
• проектные дебиты скважин как с вертикальным, так и с пологим вскрытием продуктивных объектов были достигнуты только интенсификацией притока методом ГРП;
• заканчивание скважин хвостовиками большого диаметра (178 мм) не приводит к улучшению продуктивных характеристик скважин относительно заканчи-вания скважин хвостовиком диаметром 114 мм, но позволило
на двух аварийных скважинах пробурить боковые стволы под хвостовик диаметром 114 мм и с проведением ГРП ввести скважины в эксплуатацию с проектными дебитами.
Исходя из задачи снижения сто -имости строительства скважин и обеспечения проектных дебитов с учетом специфических условий построения и ФЕС продуктивных объектов ачимовских отложений разработана облегченная конструкция скважин, предусматривающая проектными документами варианты заканчивания скважин:
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.• цементируемым хвостовиком диаметром 114 мм для проведения двухстадийного ГРП;
• нецементируемым хвостовиком диаметром 114 мм для проведения многостадийного ГРП в стволе длиной по продуктивным объектам 800-1150 м.
Заканчивание скважин хвостовиком диаметром 114 мм предопределило уменьшение на один типоразмер диаметров эксплуатационной колонны, промежуточной колонны и кондуктора и обусловило возможность применения серийной оснастки и технологии проведения ГРП.
Реализация проектной документации на строительство скважин по облегченной конструкции обеспечила относительно скважины по тяжелой конструкции снижение на одну скважину металлоемкости на 36 % (145 т) и увеличение коммер -ческой скорости бурения на 33 % (421 м/ст.-мес). ■
1. Групповой рабочий проект № 127/05-119-Э строительства субгоризонтальных эксплуатационных скважин на ачимовские отложения УНГКМ (1-й опытный участок). Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2005.
2. Пути повышения скоростей бурения и сокращения сроков строительства скважин // Мат-лы Науч.-техн. совета ОАО «Газпром». М.: ИРЦ Газпром, 2005.
3. Совершенствование технологии строительства скважин в сложных горно-геологических условиях // Мат-лы Науч.-техн. совета ОАО «Газпром». М.: Газпром экспо, 2010.
1. Group Well Design No. 127/05-119-E of the Construction of Sub-Horizontal Operating Wells of the Achimovsk Deposits of the UOGCF (1st Test Site). Tyumen, TyumenNIIgiprogaz LLC, 2005. (In Russian)
2. Methods of Increasing Drilling Speeds and Decreasing Well Construction Periods. In: Materials of the Research and Technology Council of Gazprom OJSC. Moscow, Gazprom Information and Advertising Center, 2005. (In Russian)
3. Improving the Well Construction Technologies in Complex Mining and Geological Conditions. In: Materials of the Research and Technology Council of Gazprom OJSC. Moscow, Gazprom Expo, 2010. (In Russian)
«Газпром» — Южно-Русское месторождение (фоторепортаж)
Чтобы узнать, как добывают газ в суровых условиях тундры, я отправился в пресс-тур на Южно-Русское месторождение, организованный для российских и иностранных журналистов двумя компаниями, входящими в Группу «Газпром», — ОАО «Севернефтегазпромом» и Nord Stream AG. В программе поездки было запланировано посещение производственных объектов, а также визит на стойбище оленеводов. В этом репортаже я расскажу о самом месторождении, а про оленеводов будет отдельный пост.
Если вам не терпится увидеть все и сразу, то на сайте «Газпрома» вы можете найти итоговый материал по поездке — Южно-Русское месторождение — энергия природы на благо людям , но у себя в блоге я традиционно представлю немного иную версию. А пост про оленеводов будет отличаться весьма значительно.
Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Северо-Восточной части Западной Сибири, в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, и является одним из крупнейших в России по объемам запасов. На сегодняшний день они превышают 1 трлн куб. м газа и 40 млн тонн нефти и газового конденсата.
Первые исследования этого региона проводились еще в конце 60-х годов прошлого века. 17 ноября 1969 года Уренгойская нефтегазоразведочная экспедиция во время испытания разведочной скважины № 6 получила фонтан газа из сеноманских отложений (глубина залегания — от 900 до 1700 метров) — так было открыто это месторождение. Осваивать его начали уже в этом столетии: в январе 2006 года начались работы по его обустройству, а в октябре 2007 года пусковой комплекс месторождения был введен в эксплуатацию. В 2009 году — с опережением на один год — Южно-Русское месторождение было выведено на проектную мощность добычи — 25 млрд куб. м газа в год.
В июне 2010 года стартовал новый этап в жизни «Южно-Русского» — впервые в России началось освоение туронской газовой залежи месторождения (глубина залегания — около 800 м), и уже в мае 2011 года был получен первый газ из экспериментальной скважины, а 5 декабря 2011 года туронский газ стал поступать в Единую систему газоснабжения (ЕСГ).
Месторождение является сырьевой базой для газопровода «Северный поток», по которому наш газ поступает в Германию. Никто и никогда не сможет точно измерить, сколько именно газа поступает отсюда в газопровод. Его просто берут из ЕСГ, но известно, что основная масса газа в трубах, которые подводятся к объектам «Северного Потока» — это газ с Южно-Русского месторождения.
Читайте также:
