РАЗВИТИЕ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН В СУРГУТСКОМ УБР-1 ОАО "СУРГУТНЕФТЕГАЗ"_
Е. ИНОСАРИДЗЕ, главный инженер СУБР-1 ОАО "Сургутнефтегаз"
н;
|е с м о т р я на кризисную ситуацию в России в 90-х гг. прошлого столетия, ОАО "Сургутнефтегаз" сумело сохранить трудоспособными свои подразделения, в том числе и проходческие коллективы. Кадровая политика руководства акционерного общества, направленная на повышение квалификации инженерно-технического состава и персонала буровых бригад, внедрение новой техники и технологий, снижение аварийности позволило не только сохранить, но и наращивать объемы строительства скважин. Созданы специализированные подразделения - Управление по бурению поисковых и разведочных скважин, Управление по капитальному ремонту скважин и зарезке боковых стволов. На базе Сургутского УБР-1, отпраздновавшего в этом году 40-летие со дня образования, создана инженерно-телеметрическая служба, которая в составе 17 инженерно-телеметрических партий выполняет все поставленные задачи по строительству горизонтальных и пологих скважин в ОАО "Сургутнефтегаз", являясь одной из самых технически оснащенных в Российской Федерации.
На строительстве эксплуатационных скважин в СУБР-1 занято 11 буровых, 1 подготовительная и 6 бригад освоения. Основной район работ нашего управления представляет собой заболоченную низменность с множеством озер и рек, что создает определенные трудности при подготовительных работах. Разбу-ривание нами скважин пяти месторождений под эксплуатацию производится повсеместно кустовым методом. В районах работы нашего управления есть как од-нопластовые, так и многопластовые месторождения. Часть нефтяных залежей осложнена газовыми шапками. До 80% запасов нефти относится к категории трудноизвлекаемых.
В конце 90-х гг. производилась замена буровых установок на установки нового поколения, т. к. наиболее распространенные буровые установки БУ-3000 ЭУК морально устарели и частично заменены на БУ-3900/225 ЭК БМ, что
позволяет с их техническими возможностями и специальной комплектацией строить скважины более сложной конструкции и повышать эффективность бурения. Для освоения используются, как правило, установки А60/80. Хочется отметить, что сами буровые установки нового поколения и их комплектующие отечественного производства.
В 2004 г. закончено креплением 306 скважин, из них 128 горизонтальных при средней глубине 2784 м. За текущий период 2005 г. закончено креплением 178 скважин, из них 79 горизонтальных, в т. ч. горизонтальные с хвостовиками и пологие при средней глубине 2899 м.
Разработка нефтяных месторождений и использование горизонтальных скважин в настоящее время является одним из приоритетных направлений в ОАО "Сургутнефтегаз" по вовлечению трудноизвлекаемых запасов нефти из юрских и ачимовских отложений. Первые горизонтальные скважины с длиной горизонтального участка 200 и 324 м были пробурены в 1991 г. с основной целью оценки технической возможности строительства горизонтальных скважин с использованием импортного навигационного оборудования и отечественных средств и технологий. Первые горизонтальные скважины бурились на инженерном сервисе зарубежных и отечественных подрядчиков, а с 1997 г. после образования в составе УБР-1 телеметрической службы осуществляется строительство скважин своими силами.
Большая часть горизонтальных скважин пробурена УБР-1 на Федоровском газонефтяном месторождении.
Трудности по извлечению нефти связаны с прорывами газа и воды в добывающих наклонно-направленных скважинах. Проектная длина горизонтального участка на Федоровском месторождении составляет 550 м при глубине вертикали 1900 м. В связи с тем, что расстояние от ГНК до ВНК всего 12 м, а средняя эффективная нефтенасыщен-ная толща составляет 5,6 м, горизонтальный участок прокладывается в заданном коридоре ±1 м по вертикали. На рисунке изображена типовая конструкция горизонтальной скважины на Федоровском месторождении.
Новизной научных и технических решений для Федоровского месторождения явилось то, что впервые в мировой и отечественной практике для разработ-
ки тонкой нефтяной оторочки водонеф-тегазовой залежи запроектирована строгая система горизонтальных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин, максимально учитывающих геологическое строение пластов.
В настоящее время конструкция горизонтальных скважин на пласт АС4-8 Федоровского месторождения следующая: кондуктор 245 мм - 750 м, эксплуатационная колонна 146 мм с фильтровой частью в горизонтальном участке и манжетным цементированием выше продуктивной части. В связи с высокой проницаемостью пласта и ограничениями по отбору жидкости из добывающих скважин особых мер по защите пласта не требуется, поэтому скважины бурятся из под кондуктора до проектной глубины (в т. ч. и горизонтальный участок) на глинистом буровом растворе.
Многолетний опыт эксплуатации горизонтальных скважин, построенных по данной конструкции, и отсутствие прорывов газов при эксплуатации подтвердил правильность технических решений.
В 2002 г. СУБР-1 начало бурение горизонтальных скважин с хвостовиками на пласты БС10, БС16 и юрские отложения на Конитлорском, Тончинском и СевероЮрьевском месторождениях. Проектные глубины скважин колебались в интервалах 3000-3450 м. Как известно, бурение глубоких горизонтальных скважин сопряжено с большими затратами времени как на проводку ствола, так и на проведение привязочных каротажей на репер-ные горизонты, что, в свою очередь, кратно повышает вероятную аварийность производимых работ. Все это привело к необходимости закупки новых телесистем №Мй-350, в которых, кроме инклинометрического зонда, встроен и гамма-датчик.
Использование телесистем №Мй-350 на первых же скважинах показало свою высокую эффективность за счет сокращения, а затем и полного отказа от промежуточных каротажей.
Из вышеизложенного можно сделать вывод, что применение малогабаритных телесистем №Мй-350 дает возможность сократить время на производство промежуточных каротажей до 4 суток.
В течение 2001-2003 гг. СУБР-1 вышло бурением на те площади Федоровского месторождения, где ранее производилась и ведется выработка запасов нефти наклонно-направленными скважинами
старого фонда, а это, как известно, часто приводит к наличию зон с языковым прорывом воды. Бурение горизонтальных скважин на пласты АС4-8 с использованием MWD-650 и проведением стандартной методики промежуточных каротажей стало нерентабельным в виду того, что большие участки горизонтальных стволов находились в промытых зонах. Поэтому возникла острая необходимость в приобретении телесистем с зондами резистивиметрии.
Использование телесистемы LWD-650 дает возможность повысить качество строительства горизонтальных скважин на месторождениях с газовой шапкой, языковым прорывом воды и подошвенной водой.
При бурении скважин возникали проблемы в определении ГНК в тех зонах, где он четко не выделяется. Поэтому была необходимость производить промежуточный каротаж после бурения первых 50-100 м от точки входа в горизонт с целью использования материалов автономного геофизического комплекса АМАК "Обь".
При этом нужно отметить главное преимущество использования телесистем нового поколения - возможность оперативной корректировки траектории горизонтальной части ствола в зависимости от характера насыщения коллекторов.
На всех этапах строительства скважин различного назначения в Сургутском УБР-1 внедрена система видеоконтроля "вагон мастера-буровая", "станция ГТИ "Разрез-2" - станция ИТС - вагон мастера", что дополнительно обеспечивает контроль строительства скважины по техническим и технологическим параметрам.
Кроме того, в нашем управлении прошли испытания и включаются в производство системы обнаружения и предупреждения встречи стволов при кустовом бурении, разработанные ЗАО "АСУнефть".
Горизонтальное бурение с залежами нефти в низкопроницаемых и среднепро-ницаемых коллекторах (менее 100 мД), для которых необходимы особые меры по сохранению пласта загрязнения при первичном и вторичном вскрытии. Вскрытие продуктивного пласта и горизонтального участка осуществляется с применением безглинистых отечественных минерализованных биополимерных буровых растворов СБР и СБРК ("Сургут НИПИнефть"), ИКАРБ-СН (ЗАО "ИКФ-Сервис", г. Волгоград), способствующих максимальному сохранению свойств проницаемых продуктивных пластов.
При этом конструкция скважины: 245 мм - 750 м, эксплуатационная колонна 168 мм - в кровлю продуктивного пласта, горизонтальный участок, обсаженный хвостовиком фильтром 102 мм, 114 мм без цементирования. Длина горизонтального участка варьируется от 200 до 600 м, что позволяет достигнуть увеличения начальных дебитов в сравнении с наклонно-направленными скважинами от 2,5 до 8 раз.
На осуществляемых нами разработках 5 месторождений для обеспечения
прироста добычи нефти и газа необходимы были технические решения по системам разработки, конструкциям скважин, методам вскрытия продуктивных горизонтов, исходя из того, что продуктивные пласты отличаются друг от друга не только глубиной залегания, но и геологическим строением, фильтрационно-емко-стными свойствами, характеристиками насыщения, пластовыми флюидами, пластовым давлением. Большое значение мы придаем типу и составу бурового раствора как одному из элементов по предотвращению осложнений и аварий в процессе бурения, а также минимизации повреждения продуктивного пласта. Буровые растворы для бурения под кондуктор за последние годы не потерпели особых изменений. Для этих целей мы используем глинистый буровой раствор, оставшийся после бурения предыдущей скважины, обработанный реагентами структурообразователями. Наличие в наших районах зон с многолетнемерзлыми породами потребовало более жесткого контроля за реологическими, структурно-механическими свойствами бурового раствора, величиной фильтрации. Бурение из-под кондуктора начинается на технической воде или малоглинистом растворе, прошедшем систему очистки после бурения под кондуктор. Если к раствору не предъявляются особые требования по повышению ингибирую-щей способности, то его обработка ведется согласно действующи
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.