опыт
ПЯТЬДЕСЯТ ЛЕТ НАЗАД НА КАРТАШЕВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ПРОБУРЕНА ПЕРВАЯ В МИРЕ МНОГОЗАБОЙНАЯ ГОРИЗОНТАЛЬНАЯ СКВАЖИНА. ИНИЦИАТОРОМ СТРОИТЕЛЬСТВА СТАЛ ПИОНЕР ГОРИЗОНТАЛЬНОГО БУРЕНИЯ АЛЕКСАНДР МИХАЙЛОВИЧ ГРИГОРЯН СТРОИТЕЛЬСТВОМ ПЕРВОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ В АКВАТОРИИ ТАЗОВСКОЙ ГУБЫ НАЧАЛСЯ НОВЫЙ ЭТАПОСВОЕНИЯ ЮРХАРОВСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
И.Ю. ЛЕОНТЬЕВ
ОАО «НОВАТЭК»
A.A. КУДРИН, Р.Ш. ЗАРИПОВ, Н.Б. БЛИНОВ
ООО «Юрхаровнефтегаз»
В.В. КУЛЬЧИЦКИЙ
ОАО «НИПЦ Газонефтяных технологий»
И.Г. СЯКАЕВ
ОАО «ЯмалГеоСервис»
Главной особенностью Юр-харовского месторождения является то, что 90% ресурсов углеводородов расположено под Тазовской губой. Их освоение возможно только скважинами с забоем, удаленным на 5 — 7 км (рис. 1).
Залежь содержит 13 продуктивных пластов: один газовый горизонт ПК1-2 сеномана; 9 газо-конденсатных ПК18, АУ7, БУ1-2, БУз, БУ4, БУ05, БУ15, БУ08, БУ-9 валанжина — апта; 3 нефтега-зоконденсатных БУ18, БУ28, БУ38 валанжина. Разбуривать предстояло в многолетнемерзлых породах резкоконтинентального климата Заполярья. Был проанализирован мировой опыт строительства наклонно-направленных скважин с пологим и горизонтальным окончанием ство-
ла. Определить их технологические принципы в значительной степени помогли итоги освоения Восточно-Таркосалинского месторождения [1, 2]. Технологии строительства с пологим и горизонтальным окончанием ствола на Юрхаровском НГКМ включают:
1. Оптимальное вскрытие проектного пласта, повышающее эксплуатационные качества скважины как объекта неф-тегаздобычи.
1.1. Предохранение коллектора продуктивного пласта в око-лоскважинном пространстве от гидродинамического воздействия столба цементного раствора.
1.2. Предотвращение вскрытия водонефтегазового контакта зумпфом, позволяющее кратно
Рис. 1. Схема кустования Юрхаровского НГКМ
увеличить безводный период эксплуатации, снизить пескопро-явление с сопутствующими песчаными пробками и эрозию скважинного и наземного оборудования.
1.3. Вторичное вскрытие продуктивного пласта без перфорации.
1.4. Первичное вскрытие продуктивного пласта со специальными жидкостями, не снижающими его коллекторские свойства.
2. Безамбарное бурение скважин в водоохранной зоне.
2.1. Очистное оборудование фирмы SWACO.
2.2. Безглинистый высоко-ингибирующий силикатный раствор SILDRIL компании «M-I DRILLING FLUIDS».
3. Оптимизацию траектории ствола скважин.
3.1. Выбор профилей в зависимости от отклонений забоя от вертикали.
3.2. Управление траекторией ствола скважины турборо-торным способом с использованием забойных телеметрических систем с электромагнитным каналом связи ЗТС-172 и ЗТС-195 и гидравлических двигателей.
4. Скоростное бурение скважин.
4.1. Выбор высокопроизводительных долот в сочетании с турбороторным способом бурения.
4.2. Использование винтовых двигателей ДРУ-240 и ДРУ-172 и долот с герметизированными маслонаполненными опорами МС-ГАУ 295,3, МЗ-ГАУ 215,9, L841-B4MX и EHP43AKPR.
5. Информационную систему технико-технологического над-
опыт Ж
Основные параметры Скважины
210 208 207 206 211 212
Глубина кровли проектного пласта по вертикали, м 2361 2335 2359 2370 2346 2333
Глубина спуска технической колонны диаметром 244,5 мм, м 1163 1261 1150 1240 1245 1247
Глубина скважины по стволу до кровли проектного пласта, м 2510 2636 2478 2473 2611 2789
Глубина скважины по стволу, м 2582 2720 2547 2536 2687 3040
Глубина вертикального участка, м 610 180 490 1600 500 650
Смещение забоя от вертикали до проектного пласта (проект/факт), м 630 645 1125 1085 340 355 410 359 930 955 1220 1235
Общее смещение ствола скважины, м 682 1112 393 415 1011 1486
Отклонение забоя от центра круга допуска, м 38 71 16 53 31 25
Максимальный зенитный угол / глубина по стволу, град/м 33,8 2400 39,8 2660 38,0 2510 69,4 2536 47,8 2650 86 3001
Максимальная интенсивность пространственного угла / глубина по стволу, град/10м 15 2340 2,5 370 18 2460 3,2 2480 2,5 700 2,8 2719
Длина ствола скважины в продуктивном пласте, м 72 84 69 63 76 251
Толщина вскрытия продуктивного пласта, м 62 65 54 31 52 30,0
зора за качеством строительства скважин.
5.1. Индивидуальные проекты с использованием САПР-бурение
5.2. Автоматизированные рабочие места супервайзеров на буровых кустах, объединенных Центром управления бурением (ЦУБ) для обработки данных, мониторинга и управления в реальном масштабе времени.
5.3. Создание и использование банка данных скважины для анализа и принятия решений по оптимизации процессов бурения и эксплуатации скважины.
5.4. Автоматизация принятия решений по оперативному управлению на уровне комплексной корректировки проекта на строительство скважин с использованием САПР-бурение.
Выработка рекомендаций по корректировке задания на проектирование строительства последующих скважин, в том числе для повышения их эксплуатационных качеств.
Стратегия строительства первой горизонтальной скважины №212 на газоконденсатный пласт БУ1-2 предусматривала
следующие этапы выполнения работ:
1. Уточнение геологической и гидродинамической структуры объекта.
2. Определение точки входа в продуктивный пласт и протяженности горизонтального ствола.
3. Выбор технических средств и сервисных фирм.
4. Профессиональная подготовка персонала для ведения специальных работ.
5. Обоснование основных проектных решений (конструкции скважины, бурового раствора, первичного метода вскрытия
10/ 2003
37
Jb опыт
Рис. 2. Вертикальная проекция горизонтального ствола
Рис. 3. Диаграмма КС, полученная в процессе бурения
СКВАЖИНА 212
2600 2650 2700 2750 2800 2850 2900 2950 3000 3050 3100 Точка замера
Rrmact RrinacT
Rrmact Rrmacrr ~~
RnnacT RnnacT
продуктивного пласта БУ1-2, способа бурения, геофизики и геонавигации).
6. Проектирование горизонтальной скважины по принципу «качество-цена» с максимальным использованием информации по уже построенным и находящимся в эксплуатации наклонно-направленным и пологим скважинам.
В таблице сведены результаты строительства трех наклонно-направленных, двух пологих и горизонтальной скважин под акваторию Тазовской губы.
Горизонтальная скважина №212 построена для выявления добывных возможностей пласта БУ1-2 при горизонтальном его вскрытии, определения технико-технологических и горно-геологических условий проводки пологого и горизонтального стволов.
Управление траекторией ствола скважины с точки зарез-ки наклонного ствола 650 м до
3040 м осуществлялось отклоняющей компоновкой. В ее состав включена забойная телеметрическая система ЗТС-172КС (разработчик и изготовитель НПП «Самарские горизонты»). ЗТС-172КС оснащена навигационным (параметры: зенитный угол, магнитный азимут, угол установки отклонителя) и геофизическим (параметр: кажущееся удельное сопротивление) модулями [3]. Информация передавалась по электромагнитному каналу связи на частотах 2 — 10 Гц.
На рис. 2 приведена вертикальная проекция фактического профиля горизонтального ствола. Согласно проекту, вскрыты первый, второй и частично третий продуктивные пропластки. Кровля продуктивного пласта вскрыта на глубине 2333,3 м по вертикали под зенитным углом 78,50 при смещении забоя от вертикали 1235 м. Вскрыли 30 м продуктивного пласта стволом длиной 251
м, в том числе 190 м — газокон-денсатоносный песчаник.
Разведочное бурение вертикальных скважин проводилось на суше. Малоизученность залежи, расположенной под акваторией Тазовской губы, требовало проведения электрического каротажа в процессе бурения [3]. Кривая сопротивления (КС), полученная в процессе бурения, хорошо согласуется по всем интервалам высокого сопротивления. Это обеспечило выполнение траектории горизонтального ствола в пласте БУ1-2 в соответствии с заданным проектом.
Технико-технологический надзор за качеством строительства скважин (ТТН) на кустах №2 и №3 Юрхаровского НГКМ осуществляется научно-исследовательским и проектным центром газонефтяных технологий Российского государственного университета нефти и газа им. И.М.Губкина [4]. Инспекторы ТТН в рамках юридически корректно определенных прав, полномочий и обязанностей — как представители заказчика на строящейся скважине — круглосуточно контролируют соответствие фактических решений проектным и выдают рекомендации по оптимизации процессов строительства скважин.
Полученная информация по результатам строительства и эксплуатации ГС №212 легла в основу проектно-сметной документации (ПСД) на строительство скважины №205 с эксплуатационной колонной большого диаметра — 244,5 мм.
Литература
1. Кульчицкий В.В. Геонавигационные технологии проводки наклонно-направленных и горизонтальных скважин. — М., ВНИИОЭНГ, 2000, с. 350.
2. Гиря В.И., Леонтьев И.Ю., Кульчицкий В.В. Геонавигация при разработке газовых залежей сложного геологического строения // Газовая промышленность. 2002, № 11, с. 30 — 33.
3. Кульчицкий В.В., Григашкин Г.А. Способ электрического каротажа в процессе бурения и устройство для его осуществления. Патент на изобретение № 2193655 от 01.12.2000, БИ №33 от 27.11.2002.
4. Комм Э.Л., Бронзов А.С., Кульчицкий В.В., Ларионов А.С. ИС-ТЭН// Информационная система технико-технологического надзора строительства и эксплуатации скважин. Специальное приложение к журналу «Нефть и капитал», 2002, № 7, с. 34 — 37.
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.