опыт
El
БУРЕНИЕ НАКЛОННО-ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И ВТОРЫХ СТВОЛОВ
С. ЖВАЧКИН, Ю. БАКАНОВ, ооо «кубаньгазпром» В. ГЕРАСЬКИН, нтцооо «кубаньгазпром»
За последние 20 лет доля вновь открываемых крупных месторождений неуклонно снижается. При этом коллекторские свойства продуктивных отложений и качественный состав насыщающих их флюидов ухудшается. Истощение запасов углеводородов приводит к обводнению продукции и снижению отдачи нефтегазовых пластов.
Вскрытие продуктивной толщи направленными, в том числе наклонно-горизонтальными скважинами, позволяет повысить продуктивность скважин за счет увеличения площади фильтрации; продлить период безводной эксплуатации скважин; увеличить степень извлечения углеводородов на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки; повысить эффективность закачки агентов в пласты; вовлечь в разработку пласты с низкими коллекторскими свойствами и высоковязкой нефтью; освоить труднодоступные нефтегазовые месторождения, в том числе морские; улучшить технологию подземных хранилищ газа [1].
В Научно-техническом центре — филиале ООО «Кубаньгазпром» наработан опыт бурения как наклонно-направленных, наклонно-горизонтальных скважин, так и вторых стволов. Проводка скважин, ориентированный спуск клина, сход с моста в заданном направлении осуществляется с помощью кабельной телеметрической системы «Пеленг» (рис. 1), собственного производства. Телеметрическая система «Пеленг» предназначена для определения положения плоскости откло-нителя, азимута, зенитного угла, температуры и гамма-излучения на забое в процессе бурения. Благодаря трех-координатной системе измерения уг-ломестных и азимутальных параметров, осуществляемых высокоточными акселерометрами и феррозондовыми датчиками, современному математическому аппарату, использованию в сква-жинном приборе спецпроцессора, в наземной аппаратуре ПЭВМ и достигается высокая точность, обеспечивающая надежность при проводке стволов в условиях жестких пространственных ограничений.
ЗАБОЙНАЯ ТЕЛЕСИСТЕМА «ПЕЛЕНГ
Телесистема «Пеленг» предназначена для определения положения плоскости отклонителя, азимута, зенитного угла скважины в процессе бурения наклонных и горизонтальных скважин. Телесистема передает информацию о температуре на забое и ГК.
Телесистема работает в составе с компьютеризированной каротажной станцией, посадочным устройством X110 (180) мм, устанавливаемым над забойным двигателем, кабельным переводником X112 (170) мм и одножильным каротажным кабелем. Данные с телесистемы выводятся на монитор ПК и дублируются на цифровом табло перед пультом бурильщика.
Технические характеристики
Длина скважинного прибора, мм Диаметр, мм Масса, кг
Максимальное рабочее гидростатическое давление, МПа Предельная температура окружающей среды, С Диапазон измерения азимута, град Диапазон измерения зенитного угла, град Максимальная длина линии связи с забойной станцией, м Максимальная длина линии связи с пультом бурильщика, м
1600 (1400) 42-66 8-12 108 -10 и +125 0 : 360 (+1,5) 0 : 130 (+0,2) 5000 300
Забойная телесистема «ПЕЛЕНГ
Перечень составных частей, входящих в комплект поставки:
1. Скважинный прибор
2. Посадочное устройство
3. Блок коммутации
4. Пульт бурильщика
5. Компьютер (по отдельному договору)
6. Кабель связи блока коммутации и IBM
7. Программа с тарировочными массивами на дискете для установки на компьютер
Рис. 1
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 1 0/2 0 04
29
13.
опыт
Телесистема работает в составе компьютеризированной каротажной станции в комплексе с посадочным устройством Х110 (180) мм, устанавливаемым над забойным двигателем, кабельным переводником Х112 (170) мм и одножильным каротажным кабелем. Данные с телесистемы выводятся на монитор ПК и дублируются на цифровом табло перед пультом бурильщика. Диапазон применяемых условий: температура до 140° С, давление до 110 МПа. К настоящему моменту с использованием телесистемы успешно пробурено более 200 скважин на Кущевской и Александровской СПХГ, месторождениях в Калининградской области (наклонно-горизонтальные), Прибрежной площади (наклонно-направленные скважины, пробуренные в зонах с АВПД).
На рис. 2 приведен типовой фактический профиль наклонно-горизонтальной скважины Кущевского ПХГ.
С помощью собственной системы программного обеспечения для составления технических проектов на бурение скважин, состоящей из 40 программ, представляющих автоматизированный комплекс, позволяющей сократить затраты времени на проектирование, минимизировать возможность возникновения ошибок и повысить общий уровень работ до мирового и выше, специалистами НТЦ был изучен материал о строительстве наклонно-направленных и условно горизонтальных скважин на Кравцовском морском месторождении нефти и выданы рекомендации.
В связи с необходимостью бурения 20 скважин с одной платформы и поэтому близким расположением устьев скважин, бурение начальных вертикальных участков длиной более 70 м невозможно. Это приводит к необходимости спуска направленных кондукторов. При этом необходимо использовать телеметрические системы, имеющие датчики измерения зенитного и азимутального углов (в том числе азимута плоскости отклоните-ля) на расстоянии не более 5 м от долота (с учетом длины винтового забойного двигателя). Кроме этого, применение данных телеметрических систем должно обеспечивать мгновенную передачу измеряемых параметров траектории на поверхность и максимальную управляемость компоновкой при бурении. Добиться этого возможно применяя кабельную телесистему «Пеленг». Был рассчитан порядок бурения скважин, расположение устьев на платформе, безопасное расстояние между стволами на начальном этапе и при последующей проводке.
Доля скважин, нуждающихся в капитальном ремонте неуклонно растет. Одним из перспективных направлений для решения этой проблемы является бурение вторых стволов. С участием специалистов НТЦ пробурены вторые стволы с горизонтальным окончанием в Сибири, Калининградской области, Каневском ГПУ. Планируется бурение на Прибрежной площади.
Для этого в НТЦ был разработан и изготовлен инклинометр магнитометрический малогабаритный ИММ-30— 80/30 «Игла», предназначенный для работы через бурильный инструмент Х73 мм с условным проходом по замкам 32 мм при забуривании вторых стволов из обсадных колонн Х140—146 мм. Инклинометр работает в составе компьютеризированной каротажной станции в комплексе с посадочным устройством Х106 мм, устанавливаемым над забойным двигателем, кабельным переводником Х112 мм и одножильным каротажным кабелем.
Инклинометр регистрирует следующие параметры:
■ зенитный угол 0—180о с точностью до 10 мин.;
■ азимутальный угол 0—360о с точностью до 0,5о;
■ апсидальный угол ±180о с точностью до 1о;
■ естественное гамма-излучение;
■ уровень продольной и поперечной вибрации.
Данные параметры выводятся на цифровое табло, расположенное перед пультом бурильщика для оперативного их использования и ПЭВМ, где в реальном масштабе времени строится фактический профиль скважины в двух- и трехмерном изображении. Последний параметр — уровень вибрации — практически сводит к нулю имеющуюся «мертвую» зону замера, т. к. информация поступает непосредственно от долота и строго корре-лируется (данные отечественных и зарубежных авторов, опыт бурения) с лито-фациальными характеристиками разбуриваемых пород.
По уровню частотного спектра практически со стопроцентной уверенностью можно сказать, в каких породах находится долото и установить их границы. Диапазон термобарических требований Т не более 120о С, Р не выше 31 МПа.
Специалисты НТЦ первыми стали проводить наклонно-горизонтальные скважины в Калининградской области. По итогам их бурения были сделаны следующие выводы: с экономической точки зрения, при достаточной технической оснащенности бурового станка бурение горизонтальных скважин, безусловно, рентабельно. Кроме того, заслуживает внимания использованный при бурении одной из скважин прием — бурение вертикальной скважины-пилота для уточнения всех характеристик продуктивного пласта, а затем установка цементного моста и забуривание наклонно-горизонтального второго ствола. Такой прием экономит много
30
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 1 0/2004
опыт
м
средств и времени. Еще раз подтверждена необходимость применения биополимерного типа бурового раствора при проводке горизонтальных скважин и скважин малого диаметра; телеметрические средства контроля параметров траектории скважины полностью подтвердили свою высокую эффективность и пригодность для бурения скважин подобного типа, а также забуривания вторых стволов из старого фонда скважин.
В связи с большим количеством скважин, нуждающихся в ремонте, проблема бурения и сопровождения вторых стволов является очень актуальной. В НТЦ имеется достаточный опыт как в производстве собственных приборов для проводки скважин, так и в создании программного обеспечения для более рационального проведения траекторий скважин. Наличие приборов разных диаметров (42, 45, 48, 66) с различ-
ными требованиями по эксплуатации (Р от 31 МПа «Игла» 30—45 до Р=110 МПа. «Пеленг» 45—48 и Ттах=140о С) открывает широкие возможности их применения.
Литература
1. Басарыгин Ю. М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.
2. Булатов А. И., Аветисов А. Г. Справочник инженера по бурению. В 4-х т. — М.: Недра, 1998.
3. Басарыгин Ю. М., Будников В. Ф., Булатов А. И., Ге-раськин В. Г. Строительство наклонных и горизонтальных скважин. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.
В НТЦ 000 «Кубаньгазпром» разработан и изготовлен собственными силами буровой станок УГБ-150, имеющий тяговое усилие 150 т и позволяющий осуществлять бурение переходов под диаметр газопровода до 720 мм включительно и протяженностью до 500 м. В случае уменьшения диаметра газопровода длина может быть увеличена до 1000 м.
Во время промышленных испытаний УГБ-150 проведены все виды необходимых работ: бурение пилотной скважины с выходом долота в намеченной точке, расширение до диаметра 760 мм, шаблонирование и протаскивание плети трубопровода диаметром 530 мм и длиной 212 м.
Научно-технич
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.