книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах

—переход на промывку высококачественными полимерными, биополимерными растворами и растворами на нефтяной основе;

—использование верхнего привода на буровых установках [23, 24].

В конце 80-х годов в Западной Сибири сложилась тенденция к дальней­ шему ухудшению качества запасов нефти, в нарастающих объемах стали вводиться в разработку месторождения с так называемыми трудноизлекаемыми запасами, характеризующимися низкопроницаемыми коллекторами, сложнопостроенными залежами и т. д. Очевидно, что в данной ситуации эффективность разработки необходимо было повышать только за счет ос­ воения принципиально новых, нетрадиционных для Западной Сибири тех­ нологий.

Одним из таких направлений в развитии техники и технологии добычи нефти стало освоение технологии строительства горизонтальных скважин в Западной Сибири.

1.2. Опыт строительства ГС на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»

Разработка нефтяных месторождений с использованием горизонтальных скважин и вовлечением в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти в настоящее время является одним из приоритетных направлений в деятель­ ности ОАО «Сургутнефтегаз» [24, 26].

Первые горизонтальные скважины с длиной горизонтального участка 200 и 324 м здесь были пробурены в 1991 г. Их основной целью была оцен­ ка технической возможности строительства ГС с использованием импорт­ ного навигационного оборудования и отечественных технических средств и технологий.

Наиболее массово этот метод применяется при разбуривании объекта АС4_8 на Федоровском месторождении, который представляет собой сложнопостроенную газонефтеводяную залежь. При этом возможность избира­ тельного вскрытия нефтенасыщенной толщи пласта исключает быстрый прорыв в скважину газа или воды и позволяет получить значительный эко­ номический эффект [12, 24, 25].

Общий фонд пробуренных горизонтальных скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» на 1.01.2005 г. составил более 1000 скважин. Дина­ мика их количества показана на рис. 1.1: в 1996 г. — 35 скважин, в 1997 г. — 56, в 2000 г. — 106 скважин, 2002 г. — 133 и 2004 г. — 233.

Особенности геологического строения продуктивного горизонта каждо­ го месторождения и меры по предотвращению опасного сближения стволов скважин определяют сложность и разнообразие индивидуальных проект­ ных профилей ГС [27, 28].

Первые ГС бурились с привлечением зарубежных и отечественных под­ рядчиков, а сегодня весь объем их строительства в ОАО «Сургутнефтегаз» осуществляется собственными силами. В составе инженерно-телеметриче­ ской службы работает 18 телеметрических партий, укомплектованных вы­ сококвалифицированными специалистами, прошедшими обучение за рубе­ жом и использующими в работе телеметрические системы MWD/LWD-650 и MWD/LWD-350 компании Sperry-Sun [29].

Бульшая часть горизонтальных скважин пробурена на Федоровском га­ зонефтяном месторождении. Технологической схемой разработки пласта АС4_8 Федоровского месторождения предусмотрено бурение более 950 го­ ризонтальных скважин с пространственным искривлением ствола. При средней проницаемости продуктивного пласта до 0,5 мкм2 (500 мД) трудно-

Рис. 1.2. Сроки строительства горизонтальных скважин на Федоровском месторож­ дении.

мм до кровли продуктивного пласта; горизонтальный участок обсаживается «хвостовиком»-фильтром диаметром 114 или 102 мм без цементирования. Длина горизонтального участка на таких скважинах варьируется от 200 до 600 м (рис. 1.3, 1.4).

С 2000 г. началось внедрение технологии вскрытия продуктивных гори­ зонтов с промывкой безглинистыми буровыми растворами, не загрязняю­ щими пласты. Это биополимерные системы различного состава. В ОАО «Сургутнефтегаз» используются две системы: солевой биополимерный рас­ твор (СВР), разработанный отделом технологии строительства и эксплуата­ ции скважин института СургутНИПИнефть и биополимерная система ИКАРБ волгоградской фирмы ИКФ [29, 30]. В состав рецептур входят хим­ реагенты импортного и отечественного производства. Первые тестовые ис­ пытания этих систем в промысловых условиях доказали их высокую эф­ фективность. Удельные коэффициенты продуктивности по наклонно на­ правленным скважинам оказались выше в 1,5—2 раза, а на горизонтальных увеличились от 2,5 до 8 раз по сравнению со скважинами, пробуренными по традиционной технологии. С помощью биополимерных буровых раство­ ров и различных их типов построено более 350 скважин.

Благодаря своей способности предохранять продуктивные пласты от за­ грязнения твердой фазой и фильтратом, а также уникальным реологиче­ ским свойствам и относительно невысокой цене биополимерные системы успешно применяются для строительства горизонтальных участков сква­ жин (особенно для пластов с низкими ФЕС). Поэтому с 2003 года горизон­ тальные скважины практически на всех месторождениях, за исключением Федоровского и Лянторского, бурятся с промывкой биополимерными рас­ творами при проводке горизонтальной части ствола. Начиная с 2004 года, в ОАО «Сургутнефтегаз» систематически проводятся сравнительные промы-

еловые испытания биополимерных систем ведущих зарубежных сервисных компаний (FLO-PRO, BAROID и др.).

Для бурения ГС в основном используется породоразрушающий инстру­ мент отечественного производства: шарошечные долота ОАО «Волгабурмаш» и ООО НПП «Буринтех». Импортные долота прежде составляли не более 3 % из числа применяемого породоразрушающего инструмента, а с 2003 года они практически не используются. Это стало возможным благо­ даря созданию отечественными предприятиями высокоэффективных долот, не уступающих зарубежным аналогам, а иногда и превосходящих их.

С учетом опыта применения импортных долот PDC и отечественных бурголовок БИТ 000 НПП «Буринтех» при участии специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» были разработаны долота для сплошного бурения серии БИТ 214,3 с поликристаллическими алмазными пластинами. С 2001 года используется несколько модификаций долот серии БИТ 214,3 (МС, С, МС2, С2, М, М4, М5). Для проводки наклонно направленных скважин раз­ работано и изготовлено долото БИТ2—214,3 МС. Промысловые испытания проведены на четырех скважинах Северо-Юрьевского и Федоровского ме­ сторождений [30]. Бурение велось с использованием винтового забойного двигателя типа ДРУ-172РС.

Результаты испытания подтвердили назначение данного долота — про­ ектные данные по профилю (по интервалу шел набор зенитного угла с 30° до 80° и с 209° до 297° по азимуту) совпали с полученными результатами с попаданием в круг допуска. В процессе испытаний было установлено, что наряду с управляемостью долото может работать с «гладкими» компоновка­ ми как обычное PDC-долото, не уступая ему по показателям в данных ин­ тервалах (рис. 1.4). В общей сложности проходка на долото БИТ2—214,3 МС № 1441 в интервалах бурения 2165—3225 м составила 1648 м при сред­ ней механической скорости 15,2 м/ч.

Средняя проходка на долота БИТ за два года выросла с 200 до 1600 м, а механическая скорость увеличилась с 12 до 18 м/ч.

По показателю цена/качество долота серии БИТ успешно конкурируют

случшими импортными образцами и даже превосходят их.

ВОАО «Сургутнефтегаз» находит применение комплекс ГТИ «Разрез-2», который позволяет получать информацию как в графическом, так и цифро­ вом формате, и при этом контролировать следующие параметры:

— вес на крюке;

— нагрузку на долото;

— давление нагнетания;

— положение талевого блока;

— крутящий момент на роторе и ключах КНБО;

— расход промывочной жидкости;

— удельный вес промывочной жидкости;

— температуру промывочной жидкости;

— глубину скважины;

— положение долота;

— механическую скорость бурения;

— осуществлять детально-механический каротаж;

— использовать данные газового каротажа (масс-спектральный анализ) и другие параметры.

Вся информация, получаемая со станции ГТИ, при комплексном ис­ пользовании дает возможность оптимизировать режим бурения и повысить эффективность применяемого бурового оборудования.

Кроме того, следует отметить важность использования информации, по­

лучаемой от станций ГТИ при бурении горизонтальных скважин с приме­ нением телеметрических систем. Формат и качество получаемой информа­ ции позволяют с высокой точностью контролировать и анализировать раз­ личные специфические параметры процесса бурения скважины.

Однако в процессе работы станций ГТИ были выявлены определенные недостатки. Датчики для измерения параметров промывочной жидкости работают нестабильно, зачастую возникают проблемы с их настройкой и тарировкой. Остро стоит проблема снабжения роторов моментомерами на разных типах буровых установок. Отсутствуют датчики числа ходов насосов и количества оборотов ротора.

На основании полученного опыта применения станций ГТИ «Разрез-2» намечено дальнейшее аппаратурно-методическое развитие направления ис­ следования параметров промывочной жидкости, развитие в области кон­ троля и мониторинга процесса крепления скважин, взаимной унификации и адаптирования считывающих устройств (датчиков) и программного обес­ печения станций ГТИ и применяемых телеметрических систем.

Для обслуживания телеметрических систем и инженерного сопровожде­ ния бурения горизонтальных скважин в ООО «Бургаз» был создан центр горизонтального бурения (г. Оренбург, г. Новый Уренгой), в ОАО «Сургут­ нефтегаз» — инженерно-телеметрическая служба, специалисты которых прошли обучение в зарубежных центрах (США, Франция, Канада). Навига­ ционное обеспечение строительства ГС выполняется в ООО «Бургаз» с ис­ пользованием оборудования фирм НПО «Бурение» (ВНИИБТ), Харьков­ ское НПО «Потенциал», ЗАО «Самарские Горизонты», ГНПП «Пилот», «Anadrill», телеметрические системы 1200 MWD, 650 MWD, Slimhole, Superslim с кабельным, индуктивным и гидравлическим каналами связи, в ОАО «Сургутнефтегаз» применяются телеметрические системы MWD-650/ 350 и LWD-650/350 с гидравлическим каналом связи.

Бурение первых горизонтальных скважин началось на Федоровском ме­ сторождении на группу пластов АС4_8, отличающихся малым этажом неф­ теносности (12 м). Была необходима большая точность проводки горизон­ тальных стволов, чтобы сохранить коридор, дающий возможность беспре­ пятственно добывать нефть без прорыва газа из газовой шапки и быть на достаточном расстоянии от водонефтяного контакта. Поначалу эти вопро­ сы решались с использованием телесистем MWD-650 только с одним инклинометрическим зондом. Геонавйгация в стволе производилась с помо­ щью геофизического комплекса АМАК «Обь», а в зависимости от геологи­ ческого строения района бурения проводились промежуточные каротажи.

В 2002 г. начато бурение горизонтальных скважин с хвостовиками на пласты БС,о, БС)6 и юрские отложения на Конитлорском, Тончинском и Северо-Юрьевском месторождениях. Проектные глубины скважин соста­ вили 3000—3450 м. Однако бурение глубоких горизонтальных скважин со­ пряжено с большими затратами времени как на проводку ствола, так и про­ ведение привязочных каротажей на реперные горизонты, что кратно повы­ шает вероятность аварий. Все это привело к необходимости приобретения новых телесистем MWD-350, в которые, кроме инклинометрического зон­ да, встроен гамма-датчик. Его работа основана на регистрации естествен­ ного радиоактивного фона горных пород, регистрируемого стинцилляционными трубками. Использование телесистем MWD-350 на первых же сква­ жинах показало ее высокую эффективность за счет сокращения, а затем и полного отказа от промежуточных каротажей.

Следует подчеркнуть, что применение малогабаритных телесистем MWD-350 дает возможность сократить время на производство промежуточ-

ных каротажей до 3—4 суток (в зависимости от глубины залегания репер­ ных и проектных пластов), что существенно сказывается на сроках строи­ тельства скважины. К недостаткам применения телесистем следует отнести отсутствие возможности определения насыщения углеводородами коллек­ торов, так как гамма-методы позволяют уточнить лишь стратиграфическое расчленение разрезов.

При бурении ГС на площадках, где ведется выработка запасов нефти на­ клонно направленными скважинами старого фонда, велика вероятность попадания значительных участков горизонтальных стволов в промытые зо­ ны. Возникла необходимость в приобретении телесистем с зондами резистивиметрии.

Поэтому с 2004 г. начато бурение горизонтальных скважин на пласты группы АС4_8 Федоровского месторождения с использованием телесистем LWD 650, снабженных зондами резистивиметрии. Работа зонда основана на замерах естественной радиоактивности горных пород. Зонд резистиви­ метрии представляет собой конструкцию из четырех антенн и двух прием­ ников, посылающих электромагнитный сигнал частотой 1 и 2 МГц, кото­ рый принимают антенны. Глубина исследования зондов — от 15,2 см до 1,6 м. В процессе бурения можно получать информацию от четырех зондов, но это приводит к резкому снижению скорости проходки. Поэтому во всем мире принимают информацию только с двух зондов. Необходимо отметить, что зонд резистивиметрии имеет свой блок резервной памяти.

По результатам эксплуатации телесистем установлено:

—при бурении возникают проблемы с определением ГНК в тех зонах, где он четко не выделяется; для его уточнения необходимо произво­ дить промежуточный каротаж после бурения первых 50—100 м от точ­ ки входа в горизонт с целью использования материалов АМАК «Обь» и LWD-650;

—использование зондов системы LWD-650 позволяет отказаться от 2—3 промежуточных каротажей, а при наличии дополнительных датчиков со временем можно вообще отказаться от каротажей; это дает возмож­ ность сократить время строительства горизонтальной скважины на 2— 5 суток;

—преимущество телесистем нового поколения — это возможность опе­ ративно корректировать траекторию горизонтальной части ствола в зависимости от характера насыщения коллекторов;

—опыт проводки горизонтальных скважин на Федоровском месторож­ дении дает основание утверждать, что наиболее оптимальная траекто­ рия бурения — волнообразная, с колебаниями вертикальных отметок в пределах 3—6 м. Вместе с тем необходимо отметить сложности при бурении с LWD-650: достаточно трудно удержать ствол в пределах проектных вертикальных коридоров с допуском ± 1 м, так как рас­ стояние от инклинометрического датчика до долота составляет 18 м и невозможно спрогнозировать зенитный угол на забое. Проблема раз­ решима при включении в компоновку датчиков зенитного угла, рас­ полагаемых на забойном двигателе.

_наличие планов работ (проектов), утвержденных в установленном по­ рядке;

—проверка готовности трассы передвижения агрегатов (установок) и на­ личие согласования с соответствующими организациями условий пе­ ресечения линий электропередач, железнодорожных магистралей, ма­ гистральных трубопроводов ит. п.;

—заключение договоров на производство работ с подрядчиками (суб­

подрядчиками).

На всех этапах работ, связанных с ремонтом скважин, бурением новых стволов, должно быть обеспечено наличие и функционирование необходи­ мых приборов и систем контроля, предусмотренных планами работ, инст­ рукциями по эксплуатации оборудования, требованиями ПБ 08—624—03.

Освоение и пуск в работу отремонтированной (реконструированной) скважины производится в порядке, установленным разделом 2 9 ПБ 08—

624-03.

2.1.1.Целесообразность и возможность использования бездействующего фонда скважин, а также ранее ликвидированных скважин путем их рекон­

струкции, устанавливается компетентной комиссией, создаваемой недро­ пользователем в установленном порядке.

2.1.2.Основанием для принятия решения являются результаты предва­ рительного исследования состояния скважины и оценки^нале™сти^используемои части ее крепи в процессе дальнейшей э к с п ^ а т а ^ Г

2.1.3.Окончательное решение о оеконсттл'т.т,., ксплУатации-

сти и исследовательских работ, устье скважитл С„твола' а ПРИ необходимона давление, превышающее на 10 % максима ДОЛЖно быть опрессовано

давление во вскрытом стратиграфическом развезе™ возможное пластовое 2.1.5. Расконсервация, ремонтно-восстановитепм,^ «

новых стволов в законсервированных и л и ^ о в а н Х с ^ а ^ а Н Г изводится в соответствии с документацией пя™ ва™ . - скважинах ПР°;

Иутвержденной в порядке, установленном законодате^ьНством°ГЛаС° ВаННОИ

2.1.6.Выбор оборудования, уровень его комвдеЙаиии техническими

средствами, оснащенность КИП устанавливается п р о е е т Т п ^ м е н и т е ^ о к характеру и вида планируемых ремонтно-восстанбвительных работ и операций с учетом обеспечения безопасности в процессе проходки нового ствола.

2.1.7. К работам по восстановлению бездействующего и ликвидирован­