УДК 622.243.24 © Коллектив авторов, 1998
Н.Ф.Пронин, С.А.Морозов, Г.Н.Несмеянов (ТОО АИТОН), Ю.Г.Козлов, Л.Н.Перевезенцев (ОАО «Актюбемунайнефтегаз»)
N. F. Pronin, S. A. Morozov, G. N. Nesmeyanov (AITON LLC), Yu. G. Kozlov, L. N. Perevezentsev (JSC YAktyubemunaineftegaz)
Строительство глубокой горизонтальной скважины в Казахстане
О
Construction of a Deep Horizontal Well in Kazakhstan
For the first time in drilling practice of Zhanazhoi oil field productive zone of lower carbonate formation was drilled out in horizontal borehole. Typical drilling equipment normally used for drilling of vertical wells was used in this case. AITON Company provided efficient control of drilling process and horizontal drilling technology.
дно из крупнеиших месторождений Республики Казахстан - Жанажол - расположено в Юго-Восточной части Актю-бинской области в 130 км от поселка городского типа Октябрьский и введено в эксплуатацию в 1983 г. Проектом разработки предусмотрено бурение вертикальных скважины глубиной 3800 м со вскрытием пяти продуктивных горизонтов карбонатной толщи, нижний из которых мощностью 20-21 м является основным. В процессе разработки и эксплуатации месторождения изменились геолого-технические условия, снизились пластовые давления, в результате применяемые методы воздействия на пласты с целью повышения нефтеотдачи не обеспечивают стабильного уровня добычи нефти.
Основываясь на имеющемся в других нефтедобывающих регионах опыте разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами и структуре геологического разреза продуктивной толщи месторождения Жанажол, специалисты АО «Актюбемунайгаз» поставили вопрос о целесообразности бурения горизонтальной скважины (ГС) с целью оценки возможности и перспектив их строительства для разработки месторождения на заключительном этапе эксплуатации.
Бурение скважины проводили на базе рабочего технического проекта на строительство горизонтальной скважины месторождения Жанажол, выполненного Гипровостокнефтью, и технологической части проекта, разработанного специалистами фирмы АИТОН. Проектная конструкция скважины и ее вертикальная проекция представлены на рис.1.
Основным условием при разработке проекта было использование оборудования, имеющегося в АО «Актюбемунай-газ», а также предоставляемых фирмой АИТОН спецоборудования, оперативного управления и технологии бурения горизонтальных скважин.
Строительство скважины осуществляли следующим буровым оборудованием: буровая установка «Уралмаш 5000ЭР», буровая вышка ВМА-45-320 грузоподъемностью 320 т, буровые насосы НБТ-950. Буровой раствор готовили на основе бентонитовой глины с обработкой КМЦ, кальцинированной содой и добавлением графита с качестве смазывающей добавки. Параметры раствора: плотность р = 1,08 г/см3; температура Т = 40-50°С; водоотдача В = 5 см3/30
Интервал 3600-4029 м представлен средними по твердости породами, которые разбуривали долотами диаметром 215,9 мм с маслонаполненной опорой типа MF-15, СГНУ и МСГНУ при осевой нагрузке 120-140 кН и расходе бурового раствора 30 л/с. Средняя механическая скорость бурения составила 1-1,5 м/ч. В процессе бурения вертикального участка скважина подверглась естественному искривлению, и на глубине 3600 м зенитный угол вырос до 4° при азимуте 58°.
В интервале 3600-3670 м бурение проводили с помощью отклонителя ДГ-172 с углом перекоса 1°45' с целью отклонения ствола скважины в сторону уменьшения зенитного угла до нуля. Интенсивность уменьшения зенитного угла составила
Конструкция скважины 426мм 324мм 245мм168мм
30м
I
800м
Глубина кровли продуктивного горизонта по стволу скважины - 3870 м а= 85,5"
2400 м
Продуктивная часть ствола скважины 3870 - 4120 м аср= 85,5"
3758 м
4120 м
1800м
ПДМ-168
ФИЛЬТР ФГС-168
4120 м
300
400
442 1, м
Рис.1. Проектная конструкция скв. 2407 и ее вертикальная проекция:
проектные параметры: длина по стволу 4120 м; глубина по вертикали 3786 м, длина ствола в продуктивной части 250 м; глубина кровли продуктивного горизонта по вертикали 3765 м, подошвы - 3786 м, подошвы - 3786 м, смещение до кровли продуктивного горизонта 192 м, общее смещение 442 м, средний радиус набора кривизны 205 м, максимальный зенитный угол 85,2°
22 5/1998
Глубинаскважины,м Зенитный Азимут, Тип отклоняющей
по вертикали по инструменту угол, градус градус компоновки
3599 3600 3.15 55 3600-3670 м - ДГ-172 с
3619 3620 4.39 57 углом перекоса 1о45'
3639 3640 2.17 23
3659 3660 0.5 305
3679 3680 6.53 212 3670-3728 м - ДГ-172 с
3698.6 3700 14.25 207 углом перекоса 2о28' и 1о45'
3717.5 3720 22.53 206
3735.2 3740 36.13 205
3749.3 3760 52.32 198
3759.4 3780 64.2 185 3728-3815 м
3766.5 3800 74.1 183 ДОГ-172
3769 3820 90.36 181 3815-3828 м
3768.9 3840 90.18 182 Д-172 с центратором
3769 3860 88.45 186 на корпусе
3769.5 3880 88.53 185
3769.8 3900 89.2 184
3770 3920 89 186 3828-3889 м
3770.4 3940 88.6 184 -ДОГ-172
3770.7 3960 88.6 184
3771.2 3980 88 185 3889-4029 м
3772 4000 86.6 183 Д-172 с центратором
3773.3 4020 86 186 на корпусе
3772.7 4029 86 186
0,57°/10 м.
В интервале 3670-3728 м забуривали наклонно направленный ствол с помощью отклонителя ДГ-172 с углом перекоса 2°28' и 1°45', длиной 6,4 м. Интенсивность увеличения зенитного угла скважины составила в среднем 4,1°/10 м в азимуте 202° при проектном азимуте 200°. Для измерения зенитного угла, азимута и положения отклонителя использовали кабельную телеметрическую систему СТТ-172, технические возможности которой описаны в специальной литературе [1].
В интервале 3728-3815 м для увеличения зенитного угла до 90° применяли гиб-
кие отклонители в сочетании с забойными двигателями Д-172 (ДОГ-172). Средняя интенсивность увеличения зенитного угла составила 7°/10 м при изменении азимута от 202 до 182°, при этом скважина проявила четкую тенденцию к искривлению в желаемом направлении. Поэтому с целью уменьшения затрат набор параметров кривизны с глубины 3767 м до окончательного забоя - 4029 м проводили без-ориентируемыми отклоняющими и стабилизирующими компоновками. Результаты работы отклоняющими компоновками при наборе параметров кривизны представлены в таблице.
В процессе бурения с глубины 3820 м
наблюдалось зависание бурильного инструмента, ликвидировать которое удавалось периодическим его расхаживанием.
Как видно из приведенных данных, радиус искривления фактической траектории меньше проектного. При забое 4029 м длина условно-горизонтального участка по продуктивному пласту составила 251 м, что соответствовало условиям проекта, и бурение было прекращено.
Внесенные изменения в проект позволили уменьшить глубину бурения скважины и спуска эксплуатационной колонны с 4120 до 4029 м, что привело к значительной экономии времени и средств.
Геофизические исследования проводили по технологии ВНИИГИС с помощью автономного аппаратурно-методического комплекса (АМК) «Горизонт», позволяющего применять для геологической интерпретации автоматизированные системы обработки данных ГИС на базе ПЭВМ. Фактическая вертикальная проекция и конструкция скважины приведены на рис.2. Продуктивные пласты представлены переслаивающимися тонкодисперсными песчаниками и алевролитами проницаемостью до 890 мкм2, содержащими высоковязкую нефть плотностью 0,87 кг/м3, вязкостью 8,5 мПа-с.
Исследование результатов строительства скважин, проводимых в других нефтедобывающих регионах, показал, что фильтрат бурового и тампонажного растворов отрицательно воздействует на продуктивную часть и снижает продуктивность скважин более чем в 2 раза [2].
С целью предотвращения загрязнения продуктивных горизонтов тампонажным раствором и его фильтратом, а также для обеспечения проектной высоты подъема цемента при наличии в разрезе скважины трещиноватых, высокопроницаемых пород проектом предусмотрено манжетное цементирование с установкой ПДМ-168 над кровлей продуктивных горизонтов в
интервале 3695-3715 м.
ПДМ-168 установлен в номинальном стволе скважины на глубине 3705 м. После спуска эксплуатационной колонны скважина была промыта с выравниванием параметров бурового раствора и доведением до номинальных плотности, вязкости, водоотдачи. При помощи бомбовой пробки через 90 мин ее падения в эксплуатационной колонне проведены герметизация кольцевого пространства при избыточном давлении 4 МПа и открытие циркуляционных отверстий клапанного узла при давлении 8,0 МПа. В конце закачки расчетного объема (46 м3) портландцементного раствора плотностью 1800-1820 кг/м3, закрывающей
Конструкция скважины 426им 324мм 245мм168мм
Рис.2. Фактическая вертикальная проекция скв. 2407 и ее конструкция:
фактические параметры: длина по стволу 4029 м; глубина по вертикали 3772,7 м; длина ствола в продуктивной части 251 м, глубина кровли продуктивного горизонта по вертикали 3758 м, подошвы - 3775 м, смещение до кровли продуктивного горизонта 44 м, общее смещение 295 м, средний радиус набора кривизны R=92 м, максимальный зенитный угол 90,38°
5/1998 23
3703
3770 " 3773 -
Н, м
II
Эксплуатационная колонна диаметром 168.3 мм
Глубина по стволу скважины - 3705 м Пакер модель ПДМ -168
Интервалы установки фильтра
3806 ■ 3828 м
137 ■ 3928 м 3948 - 4019 м
о о о о
ООО ООО
ООО ООО
)
100 200 Интервалы
непроницаемых 3745-3752 3761-3769 3795-3801 3828-3837 3844-3858 3878-3881 3932-пород, М
31 I ■3942 3948-3957 3977-3980
Рис.3. Конструкция фильтра горизонтальной скважины
пробки и продавочной жидкости рабочее давление составило 15 МПа, момент «Стоп» был получен при давлении 17 МПа. При повышении давления в колонне до 20 МПа проведено закрытие циркуляционных отверстий пакера, что было проверено снижением давления до гидростатического. Перетоков при этом не наблюдалось, и скважина оставлена на ОЗЦ без давления.
По истечении времени ОЗЦ, разбури-вания внутриколонных втулок и пробок, опрессовки колонны выполнены геофизические исследования, в результате которых установлено, что высота подъема цемента составила 1800 м, проседание тампонажного раствора-камня ниже ПДМ-168 в затрубном и трубном пространстве отсутствует.
Фильтр, установленный ниже ПДМ-168, собран из обсадных т
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.