ОВЫШЕНИЕ ФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ ОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
в.г. долгов
Сургутское УБР
A.B. волков
Центр горизонтального бурения ДООО «Бургаз»
B.M. ШЕНБЕРГЕР, В.П. ОВЧИННИКОВ ТюмГНГУ
Табл.1. Расчетные параметры профилей ГС
Разработка нефтяных месторождений с использованием горизонтальных скважин (ГС) — одно из приоритетных направлений в ОАО «Сургутнефтегаз» по вовлечению в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти из неоднородных низкопроницаемых пластов с водонефтяными и газонефтяными зонами, разработка которых наклонно направленными скважинами затруднена из-за подтягивания конуса воды и прорыва газа из газовой шапки. Основной объем горизонтального бурения выполняется на нефтяную оторочку залежи пласта АС4-8 Федоровского месторождения (более 500 скважин на начало 2003 г.) и пласт БС10 Конит-лорского месторождения, глубина залегания которого составляет 2465 — 2475 м по вертикали, неф-тенасыщенная толщина И = 8 — 11 м, проницаемость коллектора — (8 — 40)-10"3 мкм2. Начиная с 2002 г. ведутся опытно-промышленные работы при бурении ГС еще на пяти новых месторождениях. После освоения технологии бурения ГС (1996 г.), конструкция их не отличается от конструкции обычной нагнетательной скважины: кондуктор диа-
метром 245 мм на глубину 750 м с цементированием его до устья; эксплуатационная колонна диаметром 146 мм с фильтровой частью в горизонтальном участке — до забоя.
За период массового внедрения горизонтального бурения на Федоровском месторождении (с 1996 г.) разработан и внедрен комплекс технико-технологических решений, направленных на повышение эффективности бурения ГС: оптимизация их конструкции; применение телеметрических систем контроля параметров траектории профиля DWD-650 и бескабельного комплекса «Амак-обь»; заканчива-ние ГС открытым забоем с технологической оснасткой, включающей фильтры ФГС-146, и манжетным цементированием эксплуатационной колонны выше фильтровой части, технологические приемы по очистке ствола скважины от шлама, биополимерные системы буровых растворов для промывки ствола скважины и др.
Перечисленные мероприятия позволили достигнуть следующих показателей строительства ГС:
Интервал по вертикали, м Зенитный угол, град. Зенитный угол, град Горизонтальное отклонение, м Длина по стволу, м Интервал профиля
от до начальный конечный за интервалом общее за интервалом общая
Обычный проектный профиль ГС (1996-2002 гг.)
0 1200 1200 0 0 0 0 1200 1200 Верти-кальный
1200 1391 191 0 30 51 51 200 1400 Набор кривизны
1391 1478 87 30 30 50 101 100 1500 Стабилизация кривизны
1478 1572 94 30 48,2 77 178 122 1622 Набор кривизны
1572 1793 221 48,2 48,2 248 426 332 1954 Стабилизация кривизны
1743 1890 97 48,2 90,0 254 680 278 2232 Набор кривизны
1890 1890 0 90,0 90,0 550 1230 550 2782 Горизонтальный участок
Оптимальный профиль ГС (с 2002 г.)
0 110 110 0,0 0,0 0 0 110 110 Вертикальный участок
110 189,6 79,6 0,0 12 8,4 8,4 80 190 Набор кривизны
189,6 1587,7 1398,1 12 12 298 306,4 1430 1620 Стабилизация кривизны
1587,7 1890 302,3 12 90,0 373,6 680 524 2144 Набор кривизны
1890 1890 0 90,0 90,0 550 1230 550 2694 Горизонтальный участок
9/2003
4
опыт Л«
Показатели строительства ГС Длина вертикального участка профиля ГС, м Эффективность, + - Экономия затрат,
1200 (проектный) 110 (оптимальный) тыс. руб.
Длина ствола, м 2781 2606 -75 32,95
Время работы телесистемы, ч 114,6 68,8 -45,8 92,7
Расход долот, шт. 2 1 -1 34,3
Время работы буровой бригады, ч 178,3 148,2 -30,1 98,6
Расход цемента 53,5 50,2 -3,32 1,9
■ время строительства ГС снижено с 35 сут. в 1996 г. до 19,8 сут. в 2001 г.;
■ соотношение стоимости горизонтальных и наклонно-направленных скважин составляет 1,3 в 2001 г. против 2,5 в 1996 г.;
■ дебиты ГС в 2,3 — 2,4 раза выше дебитов наклонно направленных скважин.
Однако анализ показателей бурения и эксплуатации ГС на Федоровском месторождении показал необходимость совершенствования их профилей в направлении минимизации зенитного угла и пространственной интенсивности искривления в интервалах работы внутрискважинного оборудования, приближенного к глубине залегания продуктивного горизонта и уменьшения глубины вертикального участка ствола скважины. Указанные требования в первую очередь обусловлены необходимостью увеличения глубины спуска скважинных насосов и более эффективного использования имеющихся технических средств для строительства ГС. Уменьшение глубины вертикального участка (оптимизация профиля) позволит сократить длину ствола ГС и, соответственно, ее стоимость.
Результаты расчета параметров проектных профилей ГС, пробуренных на Федоровском месторождении за период 1996-2002 гг., и предлагаемого варианта оптимизации профиля за счет набора параметров кривизны с глубины 100 — 110 м при бурении под кондуктор представлены в табл. 1.
В табл. 2 приведены показатели эффективности оптимизации профиля ГС на Федоровском месторождении за счет уменьшения длины вертикального участка и набора параметров кривизны под кондуктор.
Анализ данных табл. 2 показывает, что бурение ГС по оптимальному профилю за период 2001 — 2002 гг. позволяет:
■ сократить длину ствола до начала его горизонтального участка в среднем на 75 м;
■ начать контроль параметров траектории ГС телесистемой с глубины 1491 м вместо 1200 м по проектным профилям;
■ проводить бурение интервала 1500 м до при-вязочного каротажа одним долблением вместо двух;
■ уменьшить расстояние между устьями скважины до 5 м, что дает возможность сократить размеры кустовой площадки.
Однако при применении оптимального профиля появляется необходимость стабилизации кривизны ствола на участке длиной более чем 1400 м, что проблематично при использовании стандартных КНБК с одним опорно-центрирующим элементом. Решение этой проблемы требует разработки для конкретных геолого-технических условий бурения ГС устойчивых стабилизирующих КНБК с оптимальными размерами и методики оперативного их расчета для технологов на бурящейся скважине.
Табл. 2. Показатели эффективности оптимизации профиля ГС
ВНИМАНИЕ, НОВИНКА !!!
для инженерно-технических работников, занятых строительством нефтегазовых скважин вышел в свет
Справочник по буровому оборудованию
Абубакиров В.Ф., Буримов Ю.Г., Гноевых А.Н., Межлумов А.О., Близнюков В.Ю. - Буровое оборудование: Справочник:: В 2-х т. Т. 2 Буровой инструмент.- М.: ОАО "Издательство "Недра", 2003. - 494 с.: илл.
В Справочнике даны описания и технические характеристики различного типа долот, инструментов для отбора керна; гидравлических забойных двигателей и телеметрических систем; труб бурильных, обсадных, насосно-копрессорных и применяющихся смазок; опорно-центрирующих инстументов для бурения вертикальных, наклонно направленных и горизональных скважин; элементов оснастки обсадных колонн и "хвостовиков"; буровых рукавов; пакеров и якорей; инструмента для ликвидации аварий; средств и материалов для изоляции зон поглощений буровых растворов.
ПО ВОПРОСАМ ПРИОБРЕТЕНИЯ ОБРАЩАТЬСЯ В РЕДАКЦИЮ ЖУРНАЛА.
ТЕЛ. 109-13-33; ТЕЛ./ФАКС 113-93-17
9/2003
5
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.