опыт
В.А. КАЗАКОВ
генеральный директор ОАО «Верхнечонскнефтегаз»
М.Х. ИСМАГИЛОВ. В.А. ШАЛАЕВ
ОАО Компания «РУСИА Петролеум» (г. Иркутск)
Решение о бурении горизонтальных скважин было принято после тщательного анализа геологической характеристики месторождения, наличия технических средств и квалифицированных специалистов, экономической эффективности разработки месторождения при заданных значениях годовой добычи газа и конечной газоотдачи месторождения, а также после сравнения вариантов разработки залежи вертикальными скважинами.
Ковыктинское газоконденсатное месторождение расположено в 450 км северо-восточнее г. Иркутска в непосредственной близости от Байкало-Амурской магистрали. Месторождение открыто в 1987 году.
В пределах лицензионной части месторождения запасы газа по категории С1+С2 составляют в пределах 1,9 трлн м3, что позволяет его рассматривать как газовый объект мирового уровня.
СКВАЖИНА №1011
Скважина №1011 (наклонно-горизонтальная) до глубины 3150 м бурилась вертикально.
Бурение скважины производилось по следующей конструкции и технологии:
— направление 0426 мм спущено на глубину 32 м с целью перекрытия рыхлых и поглощающих промывочную жидкость пород четвертичных отложений и вывода бурового раствора в циркуляционную систему буровой установки;
— кондуктор 0324 мм спущен на глубину 388 м для перекрытия потенциально поглощающих отложений ордовика и обеспечения противофонтанной безопасности;
— бурение под направление и кондуктор производилось на пресном бентонитовом растворе, обработанном кальцинированной содой. Параметры раствора:
На месторождении промышленно-продуктивными являются песчаниковые коллекторы парфеновского горизонта, мощность которого изменяется от 32 до 78 м. По литологическим признакам горизонт разделен на верхний (П-1) и нижний (П-2) пласты. Песчаники пласта П-1 имеют газонасыщение только в южной части месторождения, в остальной части они плотные (не коллектор). Пласт П-2 имеет удовлетворитеьные показатели: пористость — 16 — 19%, газопроницаемость достигает 290 — 990 мД. Он рассматривается как основной объект подготовки промышленных запасов газа.
Пласт П-2 залегает на глубине до 3450 м, его мощность равна от 26 до 45 м, на 66 — 94% он сложен различными песчаниками: от разнозернистых до грубозернистых. Эффективная мощность пород-коллекторов варьируется от 3,8 до 29,2 м.
Условиями, способствующими применению горизонтальных скважин, наряду с низкой проницаемостью пород-коллекторов и большой площадью месторождения, явилось отсутствие подошвенной воды и достаточно большая толщина продуктивного интервала. Это позволяет осуществлять проводку скважин без высокой точности.
В настоящее время ОАО Компания «РУСИА Петролеум» пробурены три первые горизонтальные скважины №№1011, 1021, 1071.
плотность — 1120 — 1160 кг/м3, вязкость — от 35 с до «не течет», водоотдача — 10 — 16 см3/30 мин, СНС — 30/50 кПа, рН — 8 — 9. Для кольматации зон ухода бурового раствора вводили наполнители (опилки, асбест).
— промежуточная колонна 0245 мм спущена с целью перекрытия поглощающих интервалов верхолен-ской, литвинцевской, ангарской свит и газоносных ангарских отложений с установкой башмака в булайские твердые породы на глубину 1800 м.
Из-под башмака кондуктора и до кровли литвинцев-ской свиты (1135 м) бурение осуществлялось на бентонитовом пресном растворе, обработанном для снижения фильтрации полимерами (КМЦ, ЭКР и др.) с добавками наполнителей. Параметры раствора: плотность — 1120 — 1160 кг/м3, вязкость — 25 — 35 с, водоотдача — 6 — 8 см3/30 мин, СНС — 35/50 кПа, рН — 9 — 10.
Бурение интервала от литвинцевской свиты до спуска эксплуатационной колонны осуществлялось на полимерно-солевом растворе с добавками глинопорош-ка. Для снижения липкости корки раствор обрабатывался солестойкими полимерами (крахмал, КМЦ) и смазывающей добавкой ФК-2000+. При появлении поглощения в промывочную жидкость вводили наполнители плотностью до 20 — 30 кг/м3 (опилки, асбест). Параметры раствора: плотность — 1220 — 1260 кг/м3, вязкость — 25 — 35 с, водоотдача — 4 — 6 см3/30 мин, СНС — 6/10 кПа, рН — 9 — 10.
В интервале 3150 — 3393 м был произведен набор зенитного угла до 590 со средним радиусом 230 м в доломитах мотской свиты. Набор кривизны производился с использованием винтовых двигателей-отклони-телей ДО-172 с углом перекоса 1,5 — 2°. Контроль параметров траектории скважины осуществлялся с помощью забойной телеметрической системы Radius. Эксплуатационная колонна 0168 мм была спущена в пласт П-1 на глубину 3390 м и зацементирована. Набор кривизны и бурение наклонного участка производились долотами 215,9 «СЗ-ГАУ» отечественного производства и «EHP62ALK» фирмы Reed.
Два года скважина находилась во временной консервации в ожидании результатов бурения и испытания горизонтальных скважин №№1021, 1071. Положительные результаты, полученные при их бурении и испытании, позволили внести значительные изменения в проект бурения скважины № 1011. Было принято решение продуктивный пласт вначале вскрыть наклонным стволом с падением зенитного угла, испытать его и после цементирования пробурить основной горизонтальный ствол сложного профиля, согласно которому основная часть горизонтальных участков ствола должна проходить по пачкам песчаников с наилучшими фильт-рационно-емкостными свойствами. Из-под башмака эксплуатационной колонны с глубины 3393 м (зенитный угол — 590) бурение было продолжено забойным двигателем IM2-120,6 мм, долотом 139,7 мм наклонно-направленным стволом с падением зенитного угла в парфеновском горизонте.
Окончательный забой наклонно-направленного ствола составил 3517 м, зенитный угол — 53°. Длина ствола по П-2 составила 60 м. Испытание отложений парфеновского горизонта проводилось открытым забоем. Вызов притока газа из пласта осуществлялся путем замены бурового раствора на стабильный газовый конденсат. При испытании отложений парфеновского горизонта в наклонном стволе установлено увеличение продуктивности скважины в 2 раза по отношению к вертикальному стволу соседней разведочной скважины №14, расположенной в 30 м от скважины №1011.
После испытания наклонно-направленного ствола и установки в нем цементного моста были произведены зарезка с глубины 3425 м и бурение горизонтального ствола по продуктивным интервалам парфеновского горизонта с наилучшими фильтрационными свойствами. Окончательный забой горизонтального ствола составил 4036 м.
Продуктивный пласт П-2 парфеновского горизонта вскрыт в интервале 3450 — 4026 м, его общая длина составила 565 м. Общий отход скважины от вертикали
— 720 м. При бурении наклонного и горизонтального стволов применяли трехшарошечные долота 139,7 EHP 73К фирмы Reed и удмуртские долота У139,7 ST 3/4 7. Контроль за траекторией наклонного и горизонтального стволов осуществлялся с помощью телеметрической системы Radius.
При бурении наклонного и горизонтального стволов в интервале парфеновского горизонта использовали качественный калиевый полимер-эмульсионный инги-бированный буровой раствор (ПЭИБР), обработанный КМЦ, ЭКР, ФК-200+, с параметрами: плотность — 1040
— 1050 кг/м3, условная вязкость — 22 — 24 с, водоотдача — 4 — 5 см3/30 мин, pH — 8 — 9. Технологические показатели бурового раствора и качественная его очистка с помощью системы фирмы SWACO позволили вести бурение без осложнений и аварий.
опыт Л«
При испытании в горизонтальном стволе было получено увеличение продуктивности скважины в 2,5 раза по отношению к наклонному стволу.
СКВАЖИНА №1021
Скважина бурилась по технологии и конструкции, аналогичной скважине №1011.
Конструкция скважины:
— направление 0426 мм — 28 м;
— кондуктор 0324 мм — 304 м;
— промежуточная колонна 0245 мм — 1261 м;
— эксплуатационная колонна 0168 мм — 3303 м.
До глубины 3050 м скважина бурилась вертикально.
В интервале 3050 — 3303 м был осуществлен набор зенитного угла до 580. При достижении глубины 3303 м кровли продуктивного пласта была спущена и зацементирована 168 мм эксплуатационная колонна.
Дальнейшее бурение из-под башмака эксплуатационной колонны было продолжено с набором зенитного угла долотами 0139,7 мм. Набор кривизны осуществлялся винтовыми двигателями-отклонителями Д1-106 с углом перекоса 1,50, а бурение горизонтального участка — прямой компоновкой с забойными двигателями Д-105. В процессе бурения параметры траектории контролировали забойной телеметрической системой СТТ-108. В интервале 3610 — 3743 м зенитный угол постепенно уменьшили от 90 до 750, и ствол скважины достиг подошвы пласта П-2.
Продуктивный пласт был вскрыт на полную толщину 32 м, длина горизонтального участка по пласту П-2 составила 365 м. Длина скважины по стволу — 3743 м при глубине по вертикали 3327 м. Отход от вертикали — 551 м. Скважина была закончена спуском фильтра-хвостовика 0102 мм в интервале 3084 — 3742 м.
9/2003
7
опыт
Для бурения горизонтального участка был применен полимерный ингибированный раствор на основе рапы (хлор-кальций-магниевого типа), разбавленный до плотности 1050 — 1060 кг/м3 и обработанный полимерами (КМЦ, сульфацелл) с введением смазывающей добавки ФК-2000+, что позволило вести бурение без осложнений. Основные его показатели при вскрытии продуктивного пласта находились в следующих пределах: плотность — 1070 кг/м3, условная вязкость
— 30 — 32 с, фильтрация — 3 — 5 см3/30 мин, рН
— 8 — 9.
На первом этапе освоения дебит скважины №1021 более чем в 2 раза превысил дебит соседней вертикальной скважины.
СКВАЖИНА №1071
Конструкция скважины:
— направление 0426 мм — 30 м;
— кондуктор 0324 мм — 305 м;
— промежуточная колонна 0245 мм — 1865 м;
— эксплуатационная колонна 0168 мм — 3329 м.
Глубина вертикального ствола — 3064 м. В интервале 3064 — 3329 м был произведен набор зенитного угла до 630. Набор кривизны производился винтовыми забойными двигателями-отклонителями ДО-172 и ДГ-172 с углами перекоса 1,5 — 2,50. Бурение плотного ок-варцованного песчаника горизонта П-1 парфеновского горизонта производилось долотом 0215,9 мм, глубина спуска эксплуатационной колонны 0168 мм была изменена и спущена на глубину 3329 м в кровлю продуктивного гори
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.