С. Количество осадков составляет 480-520 мм в год, основная их часть выпадает в теплый период (май-сентябрь). В холодный период преобладают ветры юго-восточного направления, для летнего периода характерны ветры северо-восточного и северо-западного направлений.
Район относится к слабонаселенным. Плотность населения не превышает одного человека на квадратный километр. Коренное население (ненцы, ханты, манси и селькупы) занимается исключительно оленеводством, пушным и рыбным промыслами. В непосредственной близости от площади работ находится город Лянтор, расположенный на левом берегу реки Пим. Наиболее крупный населенный пункт г. Сургут, центр нефтедобычи Среднего Приобья. Расположен в 80 км по прямой к юго-востоку от Лянторского месторождения.
Введена в действие мощная Сургутская ГРЭС, крупнейшая в Западной Сибири, которая работает на базе утилизации попутного газа нефтяных месторождений Среднего Приобья и обеспечивает электроэнергией нефтяную промышленность района. Проложена железная дорога Тюмень-Тобольск-Сургут, протяженностью 900 км и Сургут-Уренгой, протяженностью 650 км. Райцентр Сургут связан авиалиниями со многими городами Тюменской области (Тюмень, Ханты-Мансийск, Нижневартовск, Тарко-Сале и др.), а также с городами Москва, Сочи, Екатеринбург, Казань, Новосибирск и др.
Ближайшими месторождениями являются: Нижне-Сортымское, Усть-Балыкское, Федоровское, Западно-Сургутское и другие.
1.2 Тектоника
В пределах Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа. Формирование нижнего закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальному этапу развития плиты. Он представлен изверженными, эффузивными и метаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу.
Промежуточный структурно-тектонический этаж соответствует отложениям пермо-триасового возраста. В пределах Лянторского месторождения он представлен эффузивами (туфами и базальтами) и значительно менее дислоцирован. По данным сейсморазведочных работ, в том числе и методом MOB ОГГ, два нижних этажа на территории изучаемого месторождения характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений. Структурная поверхность по отражающему горизонту "А" представляет чередование приподнятых и опущенных блоков различной ориентации, разности абсолютных отметок вдоль разломов достигают более 40 м.
Отложения верхнего структурно-тектонического этажа (осадочного чехла) накапливались в условиях устойчивого прогибания фундамента и представлены терригенными отложениями. Они характеризуются пликаттивными дислокациями.
Согласно тектонической карты мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (гл. редактор Нестеров И.И., 1974 г.) Лянторское месторождение расположено в пределах Хантыйской антиклизы в северо-западной части Сургутского свода. Здесь выделяются две положительные структуры второго порядка: Востокинский и Пимский валы.
Пимский вал по отражающему горизонту "Б" оконтуривается сейсмоизогипсой -2700 м, в пределах которой его размеры составляют 20x190 км. Он имеет субмеридиональное простирание с погружением его оси в южном направлении на 300 м. Вал осложнен рядом локальных поднятий, наиболее северное из которых Лянторское входит в состав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой -2680 м и имеет субмеридиональное простирание. Его амплитуда составляет 90 м.
К северу от Пимского находится Востокинский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Его размеры 20x55 км. Он осложнен поднятиями третьего порядка. Два южных из них, Январское и Востокинское, составляют северную часть месторождения. Востокинская структура является наиболее крупной, оконтуривается по отражающему горизонту "Б" изогипсой -2680 м и имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального простирания с размерами 4x16 км. Ее амплитуда достигает 15 м.
Следует отметить, что объединение в пределах одного месторождения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту "Б", ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки. Представляется достаточно обоснованным выделение здесь Востокинско-Пимского вала как единой структуры.
С востока к Востокинскому поднятию примыкает группа малоамплитудных незначительных по размерам локальных поднятий (Тайбинское, Тутлимское и Таньяунское), также входящих в состав Лянторского месторождения.
В целом для Лянторской группы поднятий, как и для большинства структур Сургутского свода, отмечается унаследованность развития структурных форм, что подтверждается графиками зависимости между глубинами залегания различных горизонтов.
1.3 Характеристика продуктивных горизонтов
Нефтегазоносность Лянторского месторождения связана с отложениями нижнего мела и средней юры.
В подсчете запасов были выделены следующие залежи: газонефтяные - в пластах АС9, АС10, АС11;
нефтяные - в пластах БС81, БС82, БС16-17, БС18, БС19-20, ЮС2.
В ГКЗ РФ запасы нефти были утверждены по пластам АС9, АС10, АС11, БС8, БС18.
По соотношению газо- и нефтенасыщенных частей основных продуктивных пластов АС9-11 Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению - сложнопостроенным. Ниже приводится характеристика основных продуктивных горизонтов Лянторского месторождения.
Песчаный пласт АС11 относится к нижней части эксплуатационного объекта АС9-11 и характеризуется наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.).
Общая толщина пласта АС11 изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 м. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые полосообразные формы, напоминающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам Востокинской, Январской и Лянтор ской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным нарушениям (сочленения Таняунской и Январской, Январской и Лянторской, Январской и Востокинской структур).
Эффективные толщины пласта АС11 также характеризуются широким диапазоном изменения от 2-4 до 28-30 м. Зоны максимальных эффективных толщин достаточно четко укладываются в субмеридиальную (относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельных участках субширотными ответвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС 2,4,5,6). Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному и западному бортам Лянторской структуры.
Две залежи пласта АС11 Лянторской площади приурочена к брахиа-тиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Размеры поднятия составляют 16х4-6 км, высота 40 м.
Проницаемая часть пласта АС11 изучена по 7 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется от 19,3 до 28,6 % и среднем по пласту составляет 24,5 % (25%), по нефтенасыщенной части 23,9 %, по водонасыщенной- 25,8%. Проницаемость изменяется от 2.2*10-3 до 698*10-3 мкм2 при среднем значении 266*10-3 мкм2, по нефтенасыщенной части - 258*10-3 мкм2, по водонасыщенной - 276*10-3 мкм2 . Среднее значения по скважинам существенно не различаются и изменяются от 229*10-3 до 316*10-3 мкм2 .
Коллекторские свойства пласта АС11 определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 26% при среднем значении 24,8 %. Среднее значение проницаемости 536*10-3 мкм2 при вариациях 1*10-3 - 1493*10-3 мкм2 .
Эффективные толщины пласта АС1О в пределах месторождения изменяются от 4-8 до 24 м. В плановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки. На Январском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному погружениям, а на Востокинском - связываются с его присводовой частью и восточным крылом. Зоны уменьшенных и минимальных эффективных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крыла Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС 2,4,1,19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры.
Характер изменения песчанистости пласта АС10, очень близок поведению эффективных толщин. Диапазон изменения коэффициента песчанистости весьма широк и находится в пределах 0,2-1,0.
Газонефтяные залежи пласта АС10 являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения и содержат основные запасы нефти (57,4%).
В подсчете запасов залежи пласта АС10 были выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунской структуре. На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км.
Размеры залежи в пределах основной площади 57х19 км, высотой нефтяной оторочки 15 - 17 м, высотой газовой шапки на Лянторской структуре - 44м, Январской - 35м, Востокинской - 18м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 22м при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4м.
Залежи пласта АС10 отделяются от вышележащего пласта АС9 глинистым экраном толщиной от 2 до 8 м и более, имеющий почти повсеместное распространение.
Проницаемая часть пласта АС10 представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых. Коллекторские свойства пласта АС10 изучены по 88 скважинам.
Открытая пористость изменяется от 14,8 до 29,9% при среднем значении 24,8% (25%). Большая часть пород (бб%) имеет пористость 24-28%. Проницаемость изменяется от 1,3*10-3 - до 2735*10-3 мкм2. По площади месторождения наибольшая часть пород имеет проницаемость от 100*10-3 до 500*10-3 мкм2. Участки с проницаемостью менее 100*10-3 мкм2 тяготеют к погруженным частям структурных осложнений.
Коллекторские свойства пласта АС10 определялись также по данным ГИС. Среднее значение пористости составляет 25% при вариациях от 21 до 26%. Проницаемость изменяется от 1*10-3 до 1493*10-3 мкм2 при среднем значении 590*10-3 мкм2 .
Песчаный пласт АС9 выделяется в составе сангопайской свиты, характеризуется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС7 и АС8, а также типично морскими осадками быстринской пачки глин.
Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянтор ского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Январской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия.
В геоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченности максимальных эффективных толщин пласта АС9 к восточным присклоновым участкам структурных поднятий, за исключением Востокинского поднятия, в пределах которого они образуют достаточно обширную зону, совпадающую в плане с территорией ДНС 10, 13, 14.
Залежи пласта АС9 характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44м.
В подсчете запасов газонефтяные залежи пласта АС9 были выделены в пределах основной площади (Лянторская, Январская и Востокинская структуры), а также в районе Таняунской, Тайбинской (восточная площадь) и Тутлимской структур.
Основная залежь пласта AC9 имеет размеры 72х22 км, высоту нефтяной оторочки 17 м, газовой шапки на Лянторской структуре- 74 м, Январской- 48 м, Востокинской- 43 м.
Проницаемая часть пласта АС9 представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Коллекторские свойства пласта изучались по 129 скважинам.
Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8% при среднем значении 24,3% (24%)
Наибольшая часть пород (80%) имеет пористость 22-26%, у13% пород более 26%.
Проницаемость по пласту в среднем составляет 299*10-3 мкм2 и изменяется от 1,1*10-3 до 1830*10-3 мкм2 . Большая часть образцов (64%) имеет проницаемость 100*10-3 - 500*10-3 мкм2, проницаемостью более 500*10-3 мкм2 характеризуется 16% пород.
По площади пласта коллекторы в большинстве скважин имеют проницаемость от 102*10-3 до 495*10-3 мкм2. Участки с проницаемостью более 500*10-3 мкм2 отмечаются в центральной части месторождения, на восточном и западном крыльях Востокинской структуры и на юге Таняунской площади. Участки развития коллекторов с проницаемостью от 10*10-3 до 100*10-3 мкм2 выделяются на западном и восточном склонах южной части месторождения, в периферийных участках центральной части месторождения и на севере.
Коллекторские свойства по данным промысловой геофизики незначительно отличаются от значений определенных по керну. Среднее значение пористости составляет 24,6% при вариациях от 21 до 26 %, проницаемости - 432*10-3 мкм2.
1.4 Состояние разработки Лянторского месторождения
По состоянию на 1.01.2003 года на месторождении пробурено всего 5765 скважин, что составляет 95,2 % проектного фонда. Отобрано 164632,217 тыс.т. нефти с начала разработки (76,9 % от начальных извлекаемых запасов) при текущей обводненности 92,67 %. За отчетный год добыто 8257,750 тыс. т нефти, что составляет 82,58 % максимального годового уровня добычи нефти, предусмотренного «Технологической схемой разработки Лянторского месторождения». Темп отбора за год от начальных извлекаемых запасов составил 4,1 %. Уровень добычи жидкости за 2002 год составил 113184,276 тыс.т. Фактический средний дебит по нефти одной скважины за год - 6,5 т/сут, по жидкости 88,5 т/сут., при среднегодовой обводненности 92,70 %. Добыча нефти за счет проведения капитального ремонта за текущий год составила 1952,613 тыс.т., ГРП провели в 11 скважинах, дополнительная добыча по ним составила 59,151 тыс.т., ГПП - в 16 скважинах с дополнительной добычей 12,315 тыс.т. Кроме того, провели гидромеханическую щелевую перфорацию в 35 скважинах, дополнительная добыча по которым составила 25,862 тыс.т.
Эксплуатационный фонд добывающих скважин на конец года составил 3836, действующих - 3562, в периодической работе 130, из них 52 скважина со слабым притоком, 1 скважина из-за высокого газового фактора. На 1.01.2002 года на месторождении фонтанный фонд составил всего 1 18 скважин, дающих 43 со средним дебитом нефти на конец года 3.0 т/сут. Добыча нефти по фонтанным скважинам составила 71712 т - 0.9 % от общей добычи по месторождению. Максимальный объем добычи - 97.2 % составляет добыча из скважин, оборудованных ЭЦН (8020314 т). Фонд скважин, оборудованных ЭЦН, на 1.01.2002 года составил 342 скважины со средним дебитом нефти за год 7.0 т/сут. Фонд скважин, оборудованных ШГН, составил 31 скважину со средним дебитом нефти 1.7 т/сут, добыча за год из этих скважин составила 158587 т (1.9 %). Неработающий фонд добывающих скважин на 1.01.2002 года по месторождению составил 368 скважин, добывные возможности которых на конец года составили 1486 т/сут. За 2002 год из консервации выведено 66 скважин, в том числе в работу 46 скважин, пьезометрический фонд - 3 скважины.
Распределение обводненности по площади показывает, что повышенные значения (> 90 %) связаны как с хорошо разрабатываемыми районами: ДНС - 4,2,3,5,6,7 так и с районами с низкой степенью выработки: ДНС - 13, 14,12,10. Наибольший объем накопленной добычи приходится на ДНС - 3, добыча с начала разработки составила 21835,218 тыс. т. нефти, ДНС - 4- 16461,894 тыс.т., ДНС - 6 - 14724,723 тыс.т., ДНС - 5 - 14161.153 тыс.т, что соответственно составляет 14.0 %, 10.5 %, 9.4 %, 9.1 % от накопленной добычи нефти по месторождению. Основные текущие отборы нефти сосредоточены на ДНС - 6 (8.6 % годовой добычи по месторождению), ДНС - 17 (7,3 %), ДНС - 20 (7.2 %), ДНС - 3 (7.1 %), ДНС - 8 (6.7 %). Согласно анализу распределения текущих (остаточных) балансовых запасов нефти отмечается неравномерность выработки запасов нефти по ДНС.
Наибольшая степень выработки наблюдается на ДНС - 4 - 31 %, ДНС - 7 - 24.1 %, ДНС - 11 - 23.6 %, ДНС - 3 - 23 %, наименьша я - в районах ДНС - 13 - 6.6 %, ДНС - 14 - 7.1 %, ДНС - 12 - 9,9 %, ДНС 19 - 8.8 %, ДНС - 16 - 11.6 %. Анализ выработки запасов проводился по результатам исследований методами ГИС по контролю за состоянием разработки, а также по результатам дострелов в газонефтяной и газовой зонах. Отмечено, что продолжается процесс стягивания контуров нефтегазоносности как из-за отборов газа из газовой шапки, так и в результате формирования системы воздействия, при нагнетании воды в подгазовую зону. По данным РК в 2002 году внедрение жидкости в газовую шапку отмечено в 199 скважинах, в том числе подъем ГНК - в 16 скважинах.
Продолжались работы по вовлечению в разработку контактных и перемещенных запасов нефти. Всего за 2002 год произведено дострелов в 119 скважинах. Большая часть дострелов (100 скважин) была направлена на вовлечение в разработку первоначально газонасыщенных интервалов, в процессе разработки замешенных нефтью. Наиболее эффективными являются дострелы, направленные на подключение контактных нефтенасыщенных интервалов совместно с замещенными. Дополнительная добыча нефти от проведения этих мероприятий составила 265.145 тыс. т. Для вовлечения в активную разработку районов со слабо дренируемыми запасами нефти в текущем году восстановлены бурением вторых стволов 53 аварийные и высокообводненные скважины, из которых в 2002 году добыто 98.653 тыс. т нефти, средний дебит на конец 2002 года по ним составил 12.0 т/сут. В 2002 году продолжался эффект от восстановления бурением скважин, пробуренных в 1998 и 1999 годах. Общая добыча по скважинам с пробуренными боковыми стволами за 2002 год составила 225,103 тыс.т нефти при среднем дебите на конец 2002 года - 11.1 т/сут.
В 2002 году было введены в разработку 35 новых добывающих скважин, добыча по которым составила 49.021 тыс. т нефти, средний дебит нефти одной новой скважины за год составил 7.6 т/сут при среднегодовой обводненности - 86.5 %. Основные показатели разработки Лянтор ского месторождения смотри в таблице 1.1.
Для поддержания пластов ого давления в 2002 году было закачено 131876.3 тыс. мЗ воды. Среднесуточная закачка воды составила 361305 мЗ/сут. Всего за 2002 год введено под закачку 21 скважина, эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на конец 2002 года составил 1268, действующий - 1112 скважин, среднегодовая приемистость одной скважины составила 333.7 м3/сут. Компенсация отбора жидкости с учетом добычи прорывного газа закачкой за год по месторождению составила 100,6 %, с начала разработки 109.5 %. По пласту АС-9 пластовое давление стабилизировалось на уровне 203,5 ат., компенсация за год составила 110.8 %. По ДНС - 2, 5, 6, 12 по пласту АС-9 пластовое давление составляет более 203 атм. По ДНС-8,9 16, 19 компенсация за 2002 год составила в пределах 112.4-158.6 %, пластовое давление по ним на конец 2002 года установилось на уровне 201,7 - 202,9 атм. Минимальное пластов ое давление удерживается по ДНС - 17 по пласту АС-9, что связано с отборами большого объема свободного газа. Пластовое давление по ДНС-17 остается на уровне 191.6 атм., хотя за 2002 год произошло увеличение на 7,3 атм., компенсация за год по пласту АС-9 составила 100.3 %. Пластовое давление по пласту АС-10 на конец 2002 года составило 203.6 атм. при годовой компенсации 96.3 %. По всем ДНС, за исключением ДНС-10 (Рпл.-197,9 атм.), 16 (Рпл.- 199,9 атм.) пластовое давление по пласту АС-10 достигло более 200 атм., а по ДНС-2,4,5,6,9,11,17,18 - более 203 атм. По пласту АС-11 пластовое давление на конец 2002 года составило 207,7 атм. при компенсации за год 71,6, с начала разработки 128,7 %.
По пластам АС-9 и АС-10 Лянторского месторождения отмечается дефицит закачки 16057.746 и 15554.672 тыс. M3 соответственно, по пласту АС-11 дефицит закачки отсутствует. Пластовое давление стабилизировалось на уровне 203.5-207.7 атм., но остается меньше первоначального. Закачка воды сопровождается большим оттоком воды за контур нефтеносности и в подошву пласта. Всего с начала разработки отток воды составил 132695.11 тыс.м3. С целью регулирования заводнения, сокращения непроизводительной закачки за 2002 год установлены штуцера в 37 нагнетательных скважинах, в 140 скважинах произвели замену штуцеров. Для защиты эксплуатационной колонны от высокого давления установлены пакера в 82 скважинах. Для регулирования системы заводнения остановлены 35 нагнетательных скважин на зимний период. Сформировано с начала разработки с целью создания барьеров на линии внутреннего контура газоносности во избежание взаимодействия газовой шапки и нефтяной оторочки по пласту АС-9: 5 барьерных рядов (23 нагнетательные скважины), по пласту АС-10: 6 рядов (29 нагнетательных скважин).
За 2002 год по месторождению добыто 5760.910 млн. м3 газа. Динамика отборов газа по площадкам ДНС зависит от преобладания типов геологического строения. В целом по месторождению в разрезе 58 % скважин имеют контактные запасы нефти и газа. Добыча нефти по ДНС-2,13,14 сопровождается большими объемами добычи газа, что составляет по ДНС-2 - 12.0 %, по ДНС-13 - 12 %, по ДНС-14-10,6 %, по ДНС-20-10.2 % от общего добытого газа за год по месторождению. Максимальный общий газовый фактор приходится на ДНС-14 - 2539 м3/т, ДНС-2- 2529 м3/т, ДНС-13- 1518 м3/т при среднем по месторождению 698 м3/т. В целях сокращения непроизводительных отборов газа в 2002 году из числа скважин, работающих с высоким газовым фактором 2 переведены под закачку, 2 - в периодическую эксплуатацию, 23- переведены на ЭЦН, 1- в пьезометрический фонд. По состоянию на 1.01.2003 года работающий фонд скважин с высоким газовым фактором составил 61 скважин, в том числе в периодической эксплуатации 2 скважины.
Охват добывающих скважин замерами пластовых давлений составил 100 %, в т.ч. прямыми замерами - 7.2 %. Всего промыслово-геофизических исследований проведено за 2002 год 1878 при плане 1877 (100.05 %).
Охват промыслово-геофизическими исследованиями за 2002 год составил 25.0 % по добывающим и 88.2 % по нагнетательным скважинам. Ведется контроль за изменением газонасыщенности и газонефтяного контакта. Всего проведено исследований радиоактивными методами в 231 добывающей скважине и 135 нагнетательных скважинах. Кроме того, для оценки выработки запасов и определения коэффициента текущей нефтенасыщенности за 2002 год проведены исследования углерод-кислородным каротажем в 12 скважинах, всего этим методом исследовано 24 скважины. В 2002 году планируемый объем промыслово- гидродинамических исследований по контролю за разработкой месторождений согласно «Регламента по исследованию скважин» составлял 4632 добывающих и нагнетательных скважин, исследовано фактически 4852 скважины. Физико-химические исследования жидкости проведены в 3591 скважине, что составляет 100 % охвата от действующего фонда. Скважины, работающие с высоким газовым фактором, по которым нет возможности замерить дебит жидкости и газа стационарными установками АГЗУ из-за своих технических характеристик, замеряются при помощи передвижной установки «АСМА-Т-03-400». В течении 2002 года всего замерено этой установкой 339 скважин. Исследования по контролю за разработкой ведутся в основном при КРС - 1612 исследований при общем количестве - 1878.
бурение скважина боковой ствол
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 Анализ фонда скважин с боковыми стволами
В настоящее время на 16.05.2004 в НГДУ «Лянторнефть» боковые стволы пробурены в 229 скважинах. Первая скважина в НГДУ «Лянторнефть» с боковым стволом № 3952 куст 433 была запущенна 6 июля 1998 года. Из-за технологических особенностей бурения боковых стволов, а в основном, пока из-за отсутствия надёжного скважинного оборудования для раздельной эксплуатации нескольких стволов бурится только один ствол с ликвидацией забоя старой скважины. В связи с этим бурение боковых стволов проведено только в аварийных, высоко обводненных и низкодебитных скважинах. При этом отрабатываются три технологии проводки скважин по пласту: вертикальная или наклонно-направленная (6 скважин), пологая до 60° (70 скважин ) и горизонтальная (110 скважин).
Ввод в эксплуатацию боковых стволов в большинстве случаев оказал положительное влияние на работу окружающих добывающих скважин из-за увеличения скорости фильтрации флюидов на участке пласта и тем самым вызвал подключение к разработке застойных участков и доотмыв части остаточной нефти.
Таким образом за счет эксплуатации 229 боковых стволов в период январь 1998 года - декабрь 2003 года НГДУ «Лянторнефть» дополнительно добыло 51,415 тыс. тонн нефти.
Динамика показателей эффективности работы скважин со вторыми стволами по НГДУ «Лянтонефть» с января 1998 года по декабрь 2003 года приведены на 1 листе графического раздела дипломного проекта.
2.2 Обоснование профиля скважин с боковыми стволами
С целью вовлечения в активную разработку запасов нефти, блокируемых водными или газовыми конусами, а также создание в межскважинных зонах дополнительных воронок депрессий для создания обратных потоков флюидов, перешедших из нефтяной части в газовую или водяную зоны пласта, предлагается бурение боковых стволов.
Основными требованиями к проходке горизонтальных боковых стволов являются:
-вскрытие кровли пласта в 90-110 м от основного ствола;
-проходка по горизонтали 50-100 м с колебанием по вертикали +/- Зм;
горизонтальная часть ствола должна проходить не менее чем в 2- 4 м от ГНК и ВНК;
качество цементирования заколонного пространства второго ствола в интервале от устья зарезки - 2 м ниже кровли пласта, цементирование горизонтальной части ствола с последующей перфорацией или спуском фильтров решается перед началом бурения;
направление горизонтальной части ствола определяется в процессе проектирования бурения с учетом текущего состояния выработки пласта;
отсечение первого ствола цементным мостом от эксплуатации определяется либо непосредственно перед началом бурения второго ствола, либо после его испытания.
Выбор скважины для забуривания второго ствола определяется состоянием эксплуатации скважины (обводненность продукции, причина обводнения или дебитами по жидкости), остаточными запасами, технологической эффективностью применяемых методов воздействия, текущей нефтенасыщенностью пласта и его строением. При выборе варианта расстановки скважин с ответвляющими стволами исходим из того, чтобы при эксплуатации второго ствола скважины добыча нефти достигла не менее 10-12 тыс. тонн до обводненности продукции 95 %. При таких нижних исходных показателях рентабельность эксплуатации таких скважин соответствует эксплуатации среднепродуктивной (средний дебит по нефти 20 т/сут.) залежи.
Основными критериями выбора скважин со вторыми стволами являются:
-текущая нефтенасыщенность на дату бурения не менее 46,2 %;
-текущая балансовые запасы нефти по неконтактных участках не менее 65 тыс. тонн, на контактных участках не менее 98 тыс. тонн:
нефтенасыщенная, контактная с газом, толщина пласта не менее 7м;
нефтенасыщенная, контактная с водой, толщина пласта не менее бм;
нефтенасыщенная, контактная одновременно с водой и нефтью, толщина не менее 9 м и бесконтактная нефтенасыщенная толщина не менее 4 м.
В данный момент боковые стволы скважин, пробуренные на меторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» имеют различные типы профилей, их классифицируют по следующим признакам:
1)Горизонтальные стволы - максимальный угол превышает 65°,
2)Пологие стволы - максимальный угол в пределах 48°-65°,
3) Наклонно-направленные стволы - менее 48°, пробуренные по заданной траектории с использованием телеметрических систем;
) Не ориентируемые стволы навигационного сопровождения системами.
2.3 Требования к выбору скважин для бурения боковых стволов
Перед тем, как начать работы по зарезке и бурению наклонно-направленных и горизонтальных боковых стволов скважин (БС) с целью интенсификации системы разработки месторождений, увеличения коэффициента извлечения нефти из продуктивных пластов и фондоотдачи капиталовложений разрабатывается регламент.
Все виды работы по строительству БС представляются следующими основными этапами:
-выбор основных стволов для заданных скважин;
-выбор интервала вырезания «окна» в эксплуатационной колонне;
расчет профиля скважины;
вырезание «окна» в эксплуатационной колонне;
бурение бокового ствола;
обсаживание пробуренного ствола эксплуатационной колонны;
работы по освоению скважины.
При выборе скважин для бурения из них боковых стволов, необходимо исходить из текущих характеристик эксплуатации скважины, технического состояния эксплуатационной колонны, качества ее крепления, фактического пространственного положения ствола скважины:
-эксплуатационная колонна должна быть опрессована на 100 атм. в течении 30 минут, падение давление не более 5 атм., эксплуатационная колонна должна быть опрессована снижением уровня;
-необходимо провести гироскопическую инклинометрию;
При этом следует руководствоваться следующими основными требованиями:
-пространственное положение интервала забуривания должно быть оптимальным с точки зрения экономической целесообразности (величина отхода точки забуривания до начала эксплуатационного забоя должна быть минимальной, но не менее величины определяемой допустимой интенсивностью искривления бокового ствола), максимальный отход от точки забуривания до начала эксплуатационного забоя обусловливается техническими характеристиками буровой установки и вероятной глубиной забуривания;
-допустимая величина разности азимутальных направлений основного ствола и бокового стволов не должна превышать величины, определяемой техническими возможностями бурения бокового ствола;
-траектория бокового ствола должна иметь минимальную вероятность пересечения с существующими и проектными стволами соседних скважин;
поиск оптимальных вариантов, отвечающих технико- экономической целесообразности использования обводненных и бездействующих скважин для зарезки боковых стволов, должен осуществляться, как правило, с использованием автоматизированных программ.
На месторождениях НГДУ «Лянторнефть» при бурении боковых стволов все программы для проводки стволов разрабатываются ИТС «УЭБС и КРС».
2.4 Подготовительные работы к бурению боковых стволов
Бурению боковых стволов предшествует пуск гироскопического инклинометра и геофизических приборов для уточнения пространственного положения обсадной колонны и интервала эксплуатационного объекта.
Осуществляется глушение скважины солевым раствором.
Производятся монтаж бурового оборудования (подъемника, циркуляционной системы и обвязки), демонтаж фонтанной арматуры.
Схема расстановки оборудования при бурении боковых стволов приведена на 3 листе графического раздела дипломного проекта.
Монтируется противовыбросовое оборудование согласно схеме оборудования устья и производится опрессовка.
Выполняется подъем внутрискважинного оборудования.
С целью определения технического состояния эксплуатационной колонны, возможных участков сужения проводятся её шаблонирование. Для обеспечения свободного спуска клин-отклонителя и компоновок для фрезерования «окна» осуществляется шаблонирование эксплуатационной колонны шаблоном, имеющим следующие размеры:
Dш = 122мм для ЭК 139 мм; -
Dш = 126 мм для ЭК 146 мм;
Dш = 144 мм для ЭК 168 мм;
Lш=6 м,
Где Dш - диаметр шаблона;
Lш - длина шаблона.
При необходимости обсадная колонна прорабатывается компоновкой фрезов до свободного прохождения, для скважин старше 15 лет проводится ГФФ, СТДТ.
Проводятся геофизические работы по определению глубины забоя с записью локатора муфт (ЛМ) и оценки качества цементирования камня (ОЦК). На основании данных ЛМ и ОЦК, с учетом результатов предварительного профилирования БС, определяется интервал забуривания бокового ствола. При выборе интервала забуривания, место зарезки БС выбирается, по возможности, ближе к забою основного ствола. В случае низкого качества цементного камня за эксплуатационной колонной или его отсутствие проводятся работы по повторному цементированию затрубного пространства эксплуатационной колонны в интервале забуривания с предварительным перфорированием ее для закачки тампонажного раствора. Работы по повторному цементированию могут проводиться после установки клин-отклонителя и вырезания «окна» в эксплуатационной колонне.
Выполняется установка на забое ликвидационного моста. Пордготовка ствола скважины к уставновке ликвидационного моста осуществляется в порядке, установленном руководящими документами. Изоляционные работы проводятся с выполнением действующих правил и инструкций. При экономической целесообразности возможно совмещение установки эзоляционнго и технологического мостов. После установки ликвидационнго моста эксплуатационная колонна опрессовываектся.
Для зарезки бокового ствола с помощью отклоняющего клина (клин - отклонителя) устанавливается технологический цементный мост, который может быть создан закачкой цементного раствора. При этом векрхняя часть моста располагается выше муфты обсадной колонны в соотвествии с инструкцией по эксплуатации клин-отклонителя. Взрывной пакер рекомендуется использовать для повышения надежности цементного моста перед его установкой.
Для установки цементных мостов рекомендуется применение специальных тампонажных составов, обеспечивающих повышения их физико-механических свойств.
Перед спуском взрывпакера эксплуатационная колонна в зоне установки цементного моста очищается скребком, а скважина промывается в течение одного цикла.
После ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) определяется верх цементного моста. При необходимости мост разбуривается до требуемой глубины, эксплуатационная колонна опрессовывается на давление, согласованное с НГДУ. При отрицательных результатах опрессовки эксплуатационной колонны выясняется причина, и принимаются меры к ликвидации негерметичности.
2.5 Технология зарезки боковых стволов
Основной вариант зарезки бокового ствола заключается в вырезании «окна».
В скважину спускается клин-отклонитель диаметром 114 - 115 мм (как отечественного, так и зарубежного производства) с ориентирующим устройством и устанавливается на искусственный забой. Работы по спуску и установке клин-отклонителя производятся в соответствии с технологией фирм производителей.
Технические характеристики клин-отклонителей для 146 мм и 168 мм колонн даны в таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Техническая характеристика клин-отклонителя
Диаметр клина, ммДлина, ммУгол наклона плоскости, градМасса, кгФорма клина115 1364270 60002,5 1,5210 490Плоский Плоский
Спуск компоновки на стальных бурильных трубах (СБТ) производятся с замером длины инструмента со скоростью не более 0,2 м/с.
Установка клин-отклонителя в наклонно-направленных скважинах должна производится ориентировочно в пределах +90 градусов по отношению к азимуту искривления основного ствола в месте установки для предотвращения выпадания клин-отклонителя.
В вертикальных скважинах установка клин-отклонителя должна производиться в направлении проектного азимута зарезки бокового ствола.
Ориентирование клин-отклонителя может осуществляться с помощью телесистемы или гидроскопа. Рекомендуется осуществлять ориентирование клин-отклонителя с помощью гидроскопа и вырезать «окно» в обсадной колонне без дополнительной СПО.
Компоновка низа бурильной колонны для ориентирования клин-отклонителя и вырезания окна за один рейс включает в себя:
-клин-отклонитель;
-оконный фрез;
два арбузных фреза;
патрубок под гидроскоп;
спиральные ТБТ - 4 шт;
бурильные трубы СБТ - 73.
В том случае, если ориентирование клин-отклонителя осуществлялось с помощью телесистемы, то после установки клин- отклонителя компоновка с подвесным устройством и телесистемой поднимается, и спускается компоновка для вырезания «окна».
Для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм компоновка включает:
-стартовый фрез диаметром 124 мм;
-спиральные ТБТ - 4 шт;
бурильные трубы СБТ - 73.
Осуществляется вскрытие «окна» в обсадной колонне ротором. Параметры режима фрезерования следующие:
-нагрузка на фрезер 5 кН;
-частота вращения ротора 60-80 мин
производительность насоса 0,012 - 0,014 м3/с.
В дальнейшем, при необходимости, нагрузку можно увеличить до 8 кН. Фрезерование прекращается после проходки 0,5 - 0,6 м. При этом особое внимание следует уделять фрезерованию проушины, находящейся на наконечнике отклонителя.
После этого требуется проработать про фрезерованный интервал и промыть скважину в течение двух циклов, поднять стартовый фрез из скважины, собрать компоновку:
Спустить в скважину данную компоновку. За 10 м до входа в прорезанное «окно» скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с.
Перед началом фрезерования произвести промывку в течение одного цикла.
Проработать прорезанное «окно». Начать фрезерование при нагрузке не более 5 кН с возможным кратковременным увеличением нагрузки до 30 кН. Фрезеровать на глубину 5 м. При этом следует контролировать величину крутящего момента. При наличии подклинок необходимо приподнять инструмент и проработать данный интервал. После завершения процесса фрезерования проработать пройденный интервал и несколько раз поднять и опустить фрезеры для очистки «окна». Затем извлечь компоновку из скважины.
Собрать компоновку для дальнейшего фрезерования колонны:
-оконный фрез диаметром 124 мм;
-колонный и арбузный фрезер диаметром 124 мм; спиральные ТБТ - 4 шт;
СБТ-73 - до устья.
Оконный и колонный фрезы показаны на 4 листах графического раздела дипломного проекта.
Спустить данную компоновку в скважину. Начать фрезерование в прежнем режиме. Отрыв от забоя производить через каждые 15 минут работы фрезера. Фрезерование прекратить после 2-5 м проходки. Общая длина фрезерование должна составлять не менее 7м (в зависимости от длины клин-отклонителя). Несколько раз проработать пройденный интервал до исчезновения подклинок инструмента.
Промывку произвести в течение двух циклов с выравниванием параметров раствора. Для лучшего выноса металлической стружки прокачать высоковязкую пачку раствора в объеме 500 л при подаче насоса 0,012-0,016 м3/с. В том случае, если фрезерование обсадной колонны осуществлялось на биополимерном растворе, прокачивание высоковязкой пачки раствора не обязательно. После этого извлечь компоновку из скважины. В случае необходимости (зарезка бокового ствола в песчаниках, отсутствие цементного камня за эксплуатационной колонной и др.) производится цементирование клин-отклонителя после второго фрезерования.
Вблизи от схода с клин-отклонителя происходит соскок фрезера с разрушаемой поверхности и выход в открытый ствол. Если при этом жесткость компоновки недостаточна, образуется уступ, препятствующий в дальнейшем свободному входу долота в новый ствол. В таком случае, при калибровке «окна» надо принять меры по увеличению жесткости компоновки фрезерования и своевременному снятию образовавшегося уступа в районе схода с клин-отклонителя.
Второй вариант забуривания бокового ствола рекомендуется осуществлять путем вырезания части эксплуатационной колонны, установки цементного моста на всю длину вырезанной части и забуриванием бокового ствола с цементного моста. Схема клин- отклонителя представлена на 3 листе графического раздела дипломного проекта. Клин-отклонитель рекомендуется типа КОП-115 (для колонны диаметром 146 мм) производства OOO «БИТТехника» или неизвлекаемый отклонитель компании «EVI- WEATHERFORD» типа «Н» диаметром 114,3 мм.
По данным геофизических исследований скважины выбирается расположение зоны фрезерования, по возможности, в плотных устойчивых глинисто-алевролитовых отложениях.
Реальная необходимая длина зоны фрезерования определяется ожидаемой интенсивностью набора кривизны бокового ствола и рассчитывается по формуле:
Lв.з. = ÖR (2D+Dc-Dк) + а
где Lв.з. длина фрезерования колонны;- радиус кривизны ствола скважины, м;
В - диаметр долота для бурения бокового ствола, м;- диаметр бокового ствола, м;к - внешний диаметр эксплуатационной колонны, м;
а - запас длины для безаварийного прохождения технологического инструмента (1,3 - 1,5 м).
абуривания бокового ствола с цементного моста осуществляется двигателем-отклонителем диаметром 106 мм (127 мм).
Расчет длины вырезаемого участка обсадной колонны приложен в таблице 2.2.
Забуривание бокового ствола с применением отклоняющих устройств должно проводится по программе, включающей выбор геометрических размеров КНБК для обеспечения задаваемой интенсивности искривления нового ствола и автоматизированный расчет проходимости компоновки через прямолинейный участок ствола скважины. Вырезание части эксплуатационной колонны можно осуществлять универсальным вырезающим устройством «УВУ», разработкой ВНИИБТ, секционным фрезерным инструментом фирмы «GRANT INTERNATIONAL» и т.п.
Вырезание участка эксплуатационной колонны производится в два этапа:
-прорезание эксплуатационной колонны;
-фрезерование эксплуатационной колонны.
Прорезание эксплуатационной колонны осуществляется при вращении бурильной колонны ротором с частотой 60-70 мин-1, расходе промывочной жидкости 0,01-0,012 м3/с и перепаде давления 4-5 МПа в течение 20-30 мин. Без подачи инструмента, а затем с подачей инструмента при осевой нагрузке на резцы в пределах 5-15 кН.
Фрезерование колонны производится при осевой нагрузке 15- 40 кН, частоте вращения 60-70 мин-1., перепаде давления 14-16 МПа и расходе 0,012-0,014 м3/с. Перед подъемом устройства рекомендуется промыть скважину в течение двух циклов. При необходимости заменить резцы и продолжить фрезерование.
Технические характеристики УВУ приведены в таблице 2.3.
Таблица 2.3 - Технические характеристики УВУ
Диаметр,ммМасса устройства, кгДлина, ммПрисоединительная резьбаОсевая нагрузка на резцы, тКорпусаПо раскрытым резцамУВУ - 1141141751201860 ±103-884УВУ-168-А138212±2,3168±81926±113-884
2.5.1 Профиль проводки боковых стволов
Одним из условий эффективности разработки месторождения БС является качественное проектирование их траектории.
Проектирование профиля заключается в формировании регламентирующих определении комплекса параметров, необходимых для его расчета, построении оптимизационной процедуры расчета выходных параметров траектории БС.
Типы профилей делятся на две группы. К первой относятся профили обычного типа, представляющие кривую линию, расположенную в одной плоскости; ко второй - профили пространственного типа, представляющие пространственную кривую линию.
Основными составляющими элементами профиля наклонно- направленного бокового ствола являются следующие участки: набор, стабилизация, уменьшение зенитного угла. Сочетание трех этих видов интервалов приводит к широкому разнообразию проектных профилей (от двух интервального и более).
Возможен профиль, содержащий участок набора зенитного угла с помощью отклонителя, участок набора зенитного угла с пониженной интенсивностью при помощи неориентируемых компоновок, участок стабилизации зенитного угла и участок регулируемого или естественного снижения зенитного угла.
При отклонениях от основного ствола до 300 м, в зависимости от глубины залегания продуктивного пласта, возможно проектирование бурения боковых стволов по трех интервальному профилю, содержащему вертикальный участок (основной ствол), участок набора зенитного угла и участок естественного снижения угла (или стабилизации).
Все рассмотренные выше виды профиля проектируются в одной плоскости, то есть являются плоскими. При проводке БС в сложных горно-геологических условиях, когда геологические факторы оказывают значительное воздействие на траекторию БС, используют профили пространственного типа, предусматривающие участок с естественно изменяющимся зенитным углом и азимутом. Проектирование такого профиля предполагает расчет координат места зарезки БС относительно координат проектной точки забоя с использованием выявленных закономерностей зенитного угла и азимутного искривления скважины, либо забуривания участка начального искривления отклонителем в азимуте, учитывающим закономерности естественного искривления скважины при дальнейшем бурении.
При определении профиля БС следует руководствоваться возможностью его выполнения, т.е. соответствие современному уровню техники и технологии; оптимальным сочетанием входных и выходных параметров.
При проектирование БС следует учитывать вероятность пересечения соседних стволов, определяемую с помощью автоматизированных расчетов.
Профили проектируются плоскостными пространственными.
Требование к исходным данным, необходимых для проектирования БС:
-достоверность пространственного положения эксплуатационной колонны;
-достоверность положения эксплуатационного объекта;
оценка погрешностей расчета определяемых параметров трассы БС на основе технической точности измерительных систем, статистических расчетов;
достаточная степень свободы варьирования значений входных параметров для сходимости оптимизационной процедуры построения траектории БС. Основные исходные параметры должны быть отражены в техническом задании на составление проектной документации на строительство БС.
Минимальный отход точки входа в пласт от вертикальной проекции точки забуривания ограничивается максимально допустимой интенсивностью искривления и величиной зенитного угла в месте забуривания.
Интенсивность искривления ствола скважины (град/10м) рассчитывается по формуле:
= 573/ R,
где, R - радиус кривизны ствола скважины, м.
2.5.2 Конструкция боковых стволов
БС проектируются к бурению из скважин, обсаженных колоннами с диаметром 146 мм и 168 мм. Для боковых стволов рекомендуются обсадные трубы потайных колонн («хвостовиков») диаметром 88,9 мм, 101,6 мм и 110 мм (114,3мм), соответственно. Размеры обсадных труб приведены в таблице 2.4.
Таблица 2.4 - Размер обсадных труб
Диаметр трубы,ммДиаметр муфты, ммНаружныйВнутреннийНаружныйВнутренний88,9 101,6 110 114,376 88,6 97 99,6107 110 117 12776 90 98,5 101,1
Боковой ствол может быть представлен тремя вариантами конструкции эксплуатационного забоя:
-открытого типа со спуском фильтров для горизонтальных скважин (ФГС);
-открытого типа с комплексом регулируемого разобщения интервалов горизонтального забоя (многопакерной системой);
закрытого типа со сплошным цементированием «хвостовика», включая интервал горизонтального участка.
Конструкция открытого типа предусматривает установку пакера (ПДМ) или пакера-манжеты и манжетное цементирование. При конструкции эксплуатационного забоя закрытого типа осуществляется сплошное цементирования «хвостовика» в одну ступень.
Заканчивание БС предусматривает обсаживание пробуренного ствола «хвостовиком» с подвеской его в эксплуатационной колонне основного ствола на специальном клиновом устройстве с пакером. Вверх «хвостовика» должен находится в эксплуатационной колонне основного ствола выше зоны фрезирования.
В случае открытого эксплуатационного забоя «хвостовик» включает:
-посадочный адаптер;
-подвеску «хвостовика»,
-обсадные трубы;
пакер с муфтой манжетного цементирования или пакер- манжету;
фильтры (ФГС) или комплекс регулируемого разобщения (многопакерную систему);
центраторы;
башмак.
В случае закрытого эксплуатационного забоя конструкция «хвостовика» следующая:
-посадочный адаптер;
-подвесное устройство;
обсадные трубы;
центраторы;
стоп-кольцо;
обратный клапан;
перфорированный патрубок;
башмак.
После проработки ствола скважины и сборки «хвостовика» вместе с посадочным устройством и разъединителем производится спуск колонны на бурильных трубах.
При достижении башмаком «хвостовика» интервала забуривания осуществляется промежуточная промывка.
При достижении требуемой глубины (забоя) осуществляются подвеска и разгрузка «хвостовика» в эксплуатационной колонне с помощью клинового устройства. Разгрузкой и натяжкой на вес «хвостовика» проверяется фиксация его клиновой подвеской.
Затем производится рассоединение бурильной колонны с «хвостовиком» путем её вращения. При необходимости эту операцию можно выполнять после окончания цементирования.
После отсоединения установочного инструмента от «хвостовика» осуществляются закачка и затвердение расчетного количества цементного раствора.
Перед тампонажным раствором закачивается буферная жидкость. В качестве буферной жидкости рекомендуется использовать техническую воду с добавкой 0,2% НТФ, а также ПАВ в количестве 0,6%.
«Хвостовик» крепится цементным раствором с плотностью не менее 1800 кг/м или материалом, соответствующим ему по всем з параметрам качества. Тампонажный раствор рекомендуется обрабатывать реагентом "Tylose Е-29651" из расчета 0,25 - 0,3 % реагента от массы сухого цемента или другими понизителями водоотдачи. При приготовлении цементного раствора обязательно применять осреднительную емкость. В качестве перспективных тампонажных растворов для крепления рекомендуется составы на базе направляющих добавок.
Процесс цементирования осуществляется с использованием компонентов продавочных пробок, обеспечивающих качество и надежность технологического процесса крепления и раскрытия пакерующих элементов в случае эксплуатационного забоя БГС открытого типа (ПДМ, многопакерная система и т.п.), в соответствии с инструкциями применяемых технических средств и технологий.
После окончания цементирования посадочный инструмент поднимается до выхода из сальникового узла и скважина промывается выше верха «хвостовика».
После промывки скважины, от цементного раствора приводится в действие пакерующий элемент подвески «хвостовика».
Ниже рассчитано крепление хвостовика скважины 2182 куст 371 с использованием разъединителя ТГС-101,3 «УДОЛ».
Исходные данные:
Диаметр эксплуатационной
колонны D экс. колонны 168 мм;
Толщина стенок 8,94*7,32*10,6 мм;
Диаметр хвостовика 101,6 мм;
Толщина стенки 6,5 мм;
Диаметр СБТ 73 мм;
Длина СБТ 2020 м;
Толщина стенки 9,19 мм;
Текущий забой 2326 м;
Длина открытого ствола 256 м;
Длина хвостовика 306 м;
Диаметр открытого ствола 123,8 м;
Длина цементируемой части
хвостовика267 м;
) Спустить в скважину компоновку низа хвостовика, собранную в следующей последовательности:
-башмак ТГС-106,1;
-обсадная труба 101,6 ОТТО-1шт. - 11 м
перфорированный фильтр диаметром 101,б мм, длиной 30-33 м с отверстиями 8 мм, расположенными по спирали(3 шт);
перевернутый обратный клапан «УДОЛ»;
манжетный переводник МП-102 в интервале 2290-2285 м;
перфорированный патрубок диаметром 101,6 мм и длиной 0,5 м;
обратный клапан «УДОЛ»;
стоп - кольцо.
) Спустить компоновку низа в скважину и посадить на клинья.
) Начать спуск обсадной колоны диаметром 101,6 мм. Долив произвести после установки обратных клапанов через 200 м колонны и всех труб. Все резьбы герметизируются лентой ФУМ.
) Пружинный фонарь установить над манжетой и под разъединителем.
) Собрать в голове хвостовика разъединительное устройство «УДОЛ». При завороте устройства запрещается вращать лево- правый переводник. Залить воронку отработанным маслом.
) Начать спуск хвостовика на СБТ. Скорость спуска не более 0,5 м/с.
) В процессе спуска хвостовика необходимо производить долив через каждые 250 м спущенных СБТ.
) За два часа до начала цементной заливки произвести расстановку и обвязку цементировочной техники.
) Спуск прекратить, не доходя до забоя 5 м, определится с замером труб. Заметить и записать вес инструмента при ходе вверх и вниз.
) Посадить компоновку на текущий забой с промывкой (посадка 30 кН). Определится с мерой инструмента, используя подгоночные патрубки, добиться захода муфты квадрата в ротор при разгрузке хвостовика на забой - не более 1 м.
) Промыть скважину в течении 1 цикла.
) Разгрузив хвостовик на забой на вес хвостовика.
) Начать отворот в левом переводнике. Число оборотов не менее 25 с учетом пружины инструмента.
) Приподнять инструмент не более чем на 3 м, убедится в потере веса хвостовика.
) Посадить СБТ на клинья.
) Отвернуть квадрат.
) Установить в цементировочную головку верхнюю продавочную пробку.
) Навернуть цементировочную головку, предварительно проверив её исправность.
) Смонтировать шарнирную линию общей длиной не менее 6 м.
) Присоединить к головке линию цементирования.
) Опрессовать линию цементирования на 18 МПа.
) Приготовить цементировочный раствор в расчетном количестве с добавлением замедлителя схватывания.
) Закачать буферную жидкость 3 м3 - раствор плотностью 1020 кг/м3 с 0,1% ПАВа.
) Закачать расчетный объём цементного раствора.
) Закрыть кран линии цементирования на цементировочной головке.
) Сразу же открыть центральный кран цементировочной головки и отпустить верхнюю цементировочную пробку вслед за цементом.
) Незамедлительно начать прокачку продавочной жидкости с максимально возможным расходом, догоняя цемент.
) Прокачав 90 % расчетного объёма первой порции продавочной жидкости снизить производительность агрегата и на пониженной скорости прокачать до появления роста давления.
) Повышением давления добиться срезки штифтов нижней цементировочной пробки.
) Прокачать вторую расчетную порцию продавочной жидкости. Последние 200 литров прокачать на пониженной скорости, ловя «СТОП». Запрещается повышать расчетное количество второй порции продавки более чем на 100 л.
) При возрастании давления на 5 МПа выше текущего, остановить продавку. Отсутствие падения давления, укажет на герметичность стоп - кольца и обсадной колонны.
) Сбросить давление, добиваясь закрытия обратных клапанов. Отсутствие перетока из гусака агрегата укажет на герметичность клапонов.
) Повысить давление в трубах до 6 МПа. Поднять инструмент до выхода пакера из воронки. Падение давления укажет на отсоединение от хвостовика.
) Общее время работы с пункта 22 по пункт 33 включительно не должно превышать 75 % от времени схватывания цементного раствора.
) Начать вымыв излишков цементного раствора из скважины с производительностью не менее 8 л/с.
) По окончанию вымыва цемента поднять 5 свечей ОЗЦ.
2.5.3 Бурение боковых стволов
Выбор породоразрушающего инструмента и гидравлического забойного двигателя осуществляется с учетом физико-механических свойств горных пород.
Тип долота выбирается в зависимости от твердости и абразивности разбуриваемых пород. Горные-породы Западной Сибири, в том числе района нефтяных залежей ОАО «Сургутнефтегаз», представлены чередованием глин, аргиллитов, алевролитов и песчаников. В табл.2.5 приведены сводные результаты испытаний горных пород на твердость методом вдавливания штампа на одноосное сжатие и абразивности в интервале глубин 691-3087 м.
Таблица 2.5 - Сводные результаты испытаний горных пород в интервале глубин 691 - 3087 м.
Горная породаТвердость, МПаПредел текучести, МПаПоказатель абразивностимг/минКласс абразивностиГлина-0.6 - 2.42-10I-IIАргиллиты4.4-21.03.0-18.22-18I-IIIАлевролиты2,9-18.22.1-16.42-30I-IVПесчаники1.4-23.40.9-21.310-165111-VIII
В табл.2.6 представлены категории твердости пород.
Таблица 2.6 - Твердость горных пород
Наименование горных породКатегория твердости породАргиллитыVПесчаники и алевролиты с карбонатно- глинистым цементомVIПесчаники и алевролиты с глинистым цементомVАлевритовые глиныIV
В табл.2.7 приведены рекомендуемые области применения породоразрушающего инструмента по категориям твердости и абразивности.
Таблица 2.7 - Область применения породоразрушающего инструмента по твердости и абразивности
Тип долотаКатегория твердости породКатегория абразивности породМЗ111-IVIV - VМСIII -IV111 - IVМСЗIV-VV-VIСIII - IVIV-VСЗIV-VV-VI
Разбивка геологического разреза месторождений на характерные интервалы буримости приведена в табл. 2.8.
Таблица 2.8 - Интервалы буримости
Характерные интервалы буримостиНомер интервалаIIIIIIИнтервал,м400-11601160-20202020-2800Категория породы по промысловой классификацииМ.МСМС. СССтратиграфи-ческий разрез, от-доЛюлинворская - верхнепокурскаянижнепокурская-вартовскаямегионская-юменская
С целью обеспечения условий качественного крепления «хвостовика» и, прежде всего в интервале залегания водогазоносных пластов, рекомендуется, в случае необходимости, перед спуском «хвостовика» производить расширение бокового ствола гидравлическим раздвижным расширителем РРГ-114/146 (Уфимское НПП «Азимут») или осуществлять бурение с одновременным расширением бокового ствола скважины бицентричным долотом У-120х142 SR -544 (У-144х160 SR- 544).
Выбор типоразмера гидравлического забойного двигателя осуществляется, исходя из физико-механических свойств разбуриваемых пород и требуемого момента на валу для их разрушения. Характеристики рекомендуемых гидравлических забойных двигателей приведены в таблице 2.9.
Диаметр СБТ выбираются 73 мм и 89 мм, а УБТ (гладкостенных или спиральных) равными 89 мм и 108 мм, соответственно, для скважин с обсадными колоннами диаметром 146 мм и 168 мм.
Таблица 2.10 - Размеры бурильных труб с высаженными концами с приваренными замками
Типоразмер замкаНаружный диаметр трубыТолщина стенки, ммТип высадкиЗП-105-54 ЗП-121-6873 88,99,19 9,35наружный наружный
Таблица 2.11 - Размеры утяжеленных бурильных труб
Типоразмер соединенияДиаметр, ммВес 1 п.м, кгнаружныйвнутреннийI вариантДля обсадной колонны диаметром 146 ммNC-26 (2 3/8IF)*88,944,436Для обсадной колонны диаметром 168 ммNC-31 (2 7/8IF)*10850,856II вариантДля обсадной колонны диаметром 146 ммNC-26 (2 3/8IF)*88,938,140Зс-7388,93836,7Для обсадной колонны диаметром 168 ммNC-26 (2 3/8IF)*9538,1; 44,447; 43NC-31 (2 7/8IF)*104,838,1;44,4;50,858; 55; 5138,1;44,4;50,863; 59; 56Зс-861085056,1З-881083863
Компоновки низа бурильной колонны (КНБК) выбираются из условия обеспечения реализации проектного профиля бокового ствола с учетом беспрепятственного прохождения их в различных интервалах ствола скважины. Типовые схемы компоновок низа бурильной колонны представлены в Приложение А.
С целью снижения вероятности возникновения осложнения в процессе бурения в связи с проворачиванием компоновки ротором, с учетом опыта бурения горизонтальных скважин диаметром 215,9 мм на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» ТБТ предлагается устанавливать согласно расчетам программы PLANIT. При бурении горизонтального участка ТБТ ставить вслед за забойным двигателем нецелесообразно.
Для скважин с обсадной колонной диаметром 146 мм рекомендуется следующие компоновки:
-при выходе из колонны, бурении интервалов набора параметров кривизны, бурении горизонтального участка- долото Ш 124 C3-ЦАУ В.204, винтовой забойный двигатель Д0-10б, безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ - 73 - остальное;
-при бурении интервала стабилизации: долото III 124 СЗ-ЦАУ R 204, винтовой забойный двигатель ДО-106 со стабилизирующим элементом безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ - 73, ТБТ общей длиной 50-100 м, СБТ-73 - остальное;
при проработке БГС - райбер диаметром 118 мм, калибратор диаметром 123,8 мм, расчетное количество СБТ - 73, ТБТ общей длиной 50-100 м, СБТ - 73 - остальное.
Для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм рекомендуются следующие компоновки:
-при выходе из колонны, бурении интервалов набора параметров кривизны, бурении горизонтального участка- долото Ш 144 C3 ГАУ R203, винтовой забойный двигатель Д0-106, безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ - 89, ТБТ общей длиной 25 - 50 м, СБТ-89 - остальное;
-при бурении интервала стабилизации - долото Ш 144 C3 ГАУ R203, винтовой забойный двигатель ДО-106 со стабилизирующим элементом, безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ - 89, ТБТ общей длиной 25 - 50 м, СБТ-89 - остальное;
при проработке БС - райбер диаметром 130 мм, калибратор диаметром 144 мм, расчетное количество СБТ - 89, ТБТ общей длиной 25 50 м, СБТ-89 - остальное.
Режимы и технология бурения наклонно-направленного и горизонтального участков ствола скважины рекомендуются следующие:
-расход бурового раствора выбирается из условий качественной очистки ствола скважины, а также в зависимости от энергетической характеристики гидравлического забойного двигателя (таблица 2.12).
Таблица 2.12 Рекомендуемый расход бурового раствора
Расход бурового раствора, л/с.Диаметр колонны, ммТип забойного двигателя146168Диаметр стальных бурильных труб,мм7389Скорость восходящего потока, м/с.мини-мальнаярасчетнаяминимальнаярасчетная6-100.91.10.90.9ДО-10615.0--0.91.3Д1-127
Минимально необходимая (критическая)скорость восходящего потока определена в соответствии с рекомендациями.
Осевая нагрузка на долото должна обеспечивать получение максимальной механической скорости и не превышать максимально допустимую величину для данных типоразмеров долот, таблица 2.13.
Таблица 2.13 - Рекомендуемые типоразмеры долот
Диаметр обсадной колонны, ммТипоразмер долотаДопустимая нагрузка, тнаружныйвнутренний146126-132III 120,6 СЗ-ЦАУ R-173 III 124 СЗ-ЦАУ R-204 У-120х142 SR-544 III-123,8 SRТ-20 III-123,8 SRТ-19 11 8 11 8,5168150-154III 144 СЗ-ГАУ R 203 У-120х142 SR-544 У-144х160 SR-54414 8 9,5
НЦ-3 производства Волгоградского завода оснащенную буровым насосом НБТ 235/40). Техническая характеристика насосных систем фирмы «Гарднер Денвер» приведены в таблице 2.15.
Таблица 2.15 Насосная система установки Карвелл («Гарднер Денвер»)
Диаметр цилиндровых втулок, ммЧисло двойных ходов в минутуДопустимое давление, МПаПроизводи-тельность м3/с10250 100 150 17528,1 24,3 16,2 14,10,004117 0,00822 0,01233 0,0143812750 100 150 17528,1 15,6 10,4 8,90,006433 0,01287 0,0193 0,0225215250 100 150 17527,1 10,8 7,2 6,20,00926 0,01853 0,02779 0,03242В качестве очистного оборудования предлагается использовать вибросито, илоотделитель или импортные ситогидроциклонные установки.
Технология бурения интервала набора параметров кривизны и горизонтального участков БС рекомендуется следующая:
-спустить компоновку, предназначенную для выхода из колонны, на 5-10 м ниже прорезанного интервала и восстановить циркуляцию промывочной жидкости при малой подаче насоса.
-в процессе промывки скважины сделать замер параметров бурового раствора и в случае их отклонения от проектных значений, произвести обработку химическими реагентами.
при прохождении «окна» с целью недопущения заклинки бурильного инструмента следить за его посадками.
произвести ориентирование двигателя-отклонителя с помощью телеметрической системы.
приработать долото в течение 5-15 минут с нагрузкой 5 кН и продолжить дальнейшее углубление скважины на режимах, приведенных в таблице 2.14.
После отхода от основного ствола скважины на 3-4 м перед каждым очередным наращиванием бурильного инструмента для устранения возможных осложнений, уступов, посадок и затяжек провести проработку пробуренного интервала с вращением ротора. Если фактическая интенсивность набора параметров кривизны превышает проектную, необходимо чередование ориентировочного и неориентировочного (с вращением ротора 50-60 мин-1) режимов бурения. При этом угол перекоса забойного двигателя не должен превышать 1 град. 40 минут.
Допускается бурение участков стабилизации и горизонтального забойным двигателем с углом перекоса 1 град. 40 минут (с вращением ротора 50-80 мин-1). При этом в случае необходимости, корректируются параметры кривизны.
Это позволяет сформировать плавную траекторию ствола скважины, а также улучшить вымывание шлама и снизить вероятность возникновения осложнений.
При завершении долбления ствол скважины промывается в течение одного цикла с одновременным расхаживанием бурильного инструмента на длину ведущей трубы и выравниванием параметров бурового раствора до проектных значений.
После достижения проектного забоя скважины прорабатывается от интервала забуривания до забоя компоновкой, включающей райбер диаметром 118 мм, калибратор диаметром 123,8 мм, расчетное количество СБТ -73, ТБТ-89, СБТ-73 остальное с одновременным вращением ротора со скоростью не более 80 мин-1.
В случае необходимости при проработке бокового ствола допускается установка в КНБК двух калибраторов.
С целью недопущения забуривания нового ствола при проработке инструмент подается непрерывно с равномерной нагрузкой 20-30 кН. Скорость проработки устанавливается в зависимости от сложности прорабатываемого интервала. Перед спуском бурильного инструмента проверяется качество сборки забойного двигателя согласно правилам его эксплуатации.
При каждой смене долота производится его тщательный осмотр. Проверяются шаблонами наружные диаметры калибрирующих и стабилизирующих элементов КНБК. При необходимости производят смену с последующей проработкой интервала последнего долбления.
В процессе углубления скважины постоянно ведется наблюдение за количеством выносимого шлама. В случае прекращения выноса шлама или уменьшения его количества углубление забоя необходимо прекратить, а скважину промыть в течение одного цикла с расхаживанием инструмента.
В случае появления посадок или затяжек бурильного инструмента при проведении спускоподъемных операций (СПО) необходимо проработать зоны сужения до их полного устранения. Особое внимание уделять прохождению компоновкой низа бурильной колонны интервала забуривания.
Запрещается оставлять бурильный инструмент в скважине без движения и циркуляции более 5 мин.
Перед спуском «хвостовика», после проработки ствола, скважину промыть в течение двух циклов с выравниванием параметров бурового раствора до проектного значения.
2.6 Промывочные жидкости
При бурении БС к технологии промывки предъявляются следующие требования:
-способность промывочной жидкости к выносу на поверхность металлических опилок (стружки) во время фрезерования секции («окна») в обсадной колонне;
-сохранение устойчивости ствола скважины;
обеспечения выноса шлама и недопущение прихвата бурильного инструмента;
создание крутящего момента ГЗД;
сохранение коллекторских свойств при вскрытии и бурении продуктивного пласта;
экологическая безопасность применяемых растворов и химреагентов.
Промывка при строительстве БС разделяется на несколько этапов, включающих:
-глушение скважины солевым раствором;
-вырезание секции («окна») в обсадной колонне на солевом растворе;
забуривание и бурение бокового ствола до горизонтального участка;
бурение эксплуатационного горизонтального участка.
При вырезании секции колонны расход промывочной жидкости должен составлять 10-15 м3/с. В процессе вырезания с целью выноса металлических опилок (стружки) фрезерования колонны рекомендуется приостанавливать через каждые 1-1,5 м. Для качественной очистки промывочной жидкости в компоновку бурильного инструмента необходимо включать металлошламоуловитель. В циркуляционной системе обязательно устанавливать магнитный уловитель металлических стружек.
При смене КНБК перед подъемом инструмента, а также после завершения вырезания секции («окна»), рекомендуется производить промывку скважины в течение 2 циклов. Для полной очистки забоя от обломков цемента, металлических опилок и выбуренной породу предлагается прокачивать 0,5 м пачки промывочной жидкости с уловной вязкостью 80-90 с. Высоковязкая пачка раствора приготавливается из КМЦ и полиакриламида.
Для нейтрализации действия цемента жидкость обрабатывается кальцинированной содой в количестве 0,2 % от объема раствора.
Очистка скважины от шлама определяется в основном, двумя факторами: скоростью восходящего потока и динамическим напряжением сдвига бурового раствора. Длительные промысловые наблюдения позволили установить, что для удовлетворительного гидротранспорта шлама из скважины на дневную поверхность ламинарным потоком в поверхностной системе, достаточно иметь динамическое напряжение сдвига не приводящее к заметному улучшению очистки скважины от шлама. Погрешность в оценке диаметра скважины и размера шлама может приводить к серьезным ошибкам при оценке выносящей способности раствора и достаточности его структурно- механических показателей.
Общими рекомендациями по поддержанию ламинарности потока в интервалах наклонного участка скважины можно считать:
-относительно высокое начальное статическое сопротивление сдвигу, обеспечивающее суспензирование шлама в статических условиях;
-высокие реологические свойства при низкой скорости сдвига, обусловливающие качественную очистку кольцевого пространства ствола скважины.
При забуривание и бурении бокового ствола до продуктивного пласта могут быть рекомендованы рецептуры буровых растворов на основе:
-солевого раствора;
-КМЦ+ГКЖ+ смазочная добавка (СИБ-ЭСТ);
акриловых полимеров Poly-Кеm-D+КМЦ+НТФ.
Приготовление бурового раствора на основе КМЦ+ГКЖ.:
Свойства раствора:
-плотность, кг/м3 1000-1240
-условная вязкость, с 25-30
водоотдача, см3/30мин 5-8
CHC 1/10, дПа 12-бО/27-90
рH8-9
Приготовление рецептуры бурового раствора с использованием акриловых полимеров.
Свойства раствора:
-плотность, кг/м3100-1140
-условная вязкость, с25-27
водоотдача, см3 /30мин< 6
CHC 1/10, дПа 10-15/15-20
При необходимости плотность бурового раствора повышается путем ввода утяжелителя (карбонатного наполнителя, мела и т.п.) либо увеличением концентрации солей.
Для вскрытия и бурения продуктивных горизонтальных участков рекомендуется растворы на основе биополимерных систем (например, IKF, FLО-PRO и т.п.)
Биополимерная система ИКАРБ, имеющая в своем составе ХВ полимер, обеспечивает высокий уровень сохранения коллекторских свойств. Компоненты системы подобраны особым образом, что позволяет получить растворы с минимальной фильтрацией и уникальными реологическими свойствами. При высоких градиентах сдвига (истечение из насадок долота, движение в гидроциклонах и т.д.) эффективная вязкость остается минимальной. Подобные реологические свойства позволяют раствору полностью выносить выбуренный шлам из наклонной и горизонтальной частей ствола скважины.
Соли щелочноземельных металлов, входящие в состав раствора, придают ему ингибирующие свойства. Концентрация и тип соли подбирается таким образом, чтобы обеспечить нужную ингибирующую способность фильтрата.
Применение в данной системе мраморной крошки (фракционный состав подбирается с учетом коллекторских свойств пласта) в сочетании с высокомолекулярными полимерами способствует созданию на стенках скважины тонкой малопроницаемой фильтрационной корки, препятствующей проникновению фильтрата раствора на большую глубину.
Состав системы (кг/м3):
-ХВ - полимер 2,5
-PAC ХL/R 3,5
-ИКР 8
Икбиосайд 11л 0,5
Карбонатный утяжелитель 100
Каустическая сода 1
ИКЛУБ 2,5
ИКФАК 1
Показатели бурового раствора:
-плотность, кг/м31080-1120
-условная вязкость, с25-35
водоотдача, см3 /30мин4-6
пластическая вязкость, сПз10-15
Динамическое напряжение сдвига, дПа 50-80
рH8,5-10,5
В качестве дополнительного варианта рекомендуется ингибирующая полимерная система ЭКО ФЛЮИД, имеющая в основе реагенты ИКДЖЕЛЬ, ИКР-Н в сочетании с хлористым камнем.
Состав:кг/м3
-ИКДЖЕЛЬ20
-ИКР-Н20
ИККАРБ 50/7575
KCI50
ИКРОС3
Каустик4
Показатели бурового раствора:
-плотность, кг/м31050
-ДНС, дПа80
СНС, дПа40/60
водоотдача, см3 /30мин4
рН9
Для получения достаточной и достоверной геофизической информации бурения интервала входа в коридор допуска и наклонного участка БС осуществляется с применением буровых ингибированных (в том числе и минерализованных) растворов, обеспечивающих надежную работу электрических методов геофизических исследований.
Очистка бурового раствора осуществляется оборудованием, входящим в состав циркуляционных систем, например, НЦ-1, НЦ- 2, НЦ-3 и др., а также импортных.
2.7 Расчет проводки бокового ствола с телеметрическим сопровождением, скважина № 3569, куст № 420
Проектные данные:
Глубина пласта по вертикали:2092,16 м;