Влияние диаметров эксплуатационной и лифтовой колонн на дебит газа
ГЛАВА 6
РЕКОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН
БУРЕНИЕМ БОКОВЫХ СТВОЛОВ
Особенности строительства боковых стволов
Объективно одним из наиболее эффективных способов повышения продуктивности скважин в период падающей добычи является строительство дополнительных условно ГС в низкопродуктивных или простаивающих скважинах. Это доказывает богатый мировой и отечественный опыт, накопленный в нефтяной отрасли [184, 185].
Разработанная в конце 50-х годов в СССР технология бурения дополнительных стволов из эксплуатационных колонн в достаточно большом объеме была сначала реализована на месторождениях Азербайджана и Кубани. Однако дальнейшее ее развитие в других нефтегазодобывающих районах страны, а также бурение горизонтальных и многоствольных скважин (предложено в СССР в 1941 г. Н.С. Тимофеевым) сдерживалось отсутствием технической базы и недостатком капитальных вложений. По утверждению авторов [186] основной причиной этому послужило открытие в 50-70-х годах нефтегазовых месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири. При этом по причине глубокого кризиса нефтегазодобывающей отрасли за последние 10 лет не была реализована широкомасштабная государственная программа «Горизонт» по созданию новых технологий и технических средств для строительства и эксплуатации горизонтальных и многоствольных скважин, а также недостаточно реализовано внедрение новых систем разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами. В то же время в 60-80-е годы в США, Канаде, Франции и других странах наращивался, развивался и совершенствовался опыт эксплуатации горизонтальных скважин, проектирования их строительства, освоения и обработки ПЗП, совершенствовались методы геофизических исследований, компьютерной обработки результатов, создавалась необходимая для этих целей инфраструктура.
|
|
|
В Западной Сибири программа бурения боковых ГС из эксплуатационных колонн нефтяных скважин наиболее эффективного реализуется на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» с целью реанимации бездействующего и нерентабельного фонда скважин. Как показал анализ гидравлическая программа бурения БС, в том числе с горизонтальным участком, определяется следующими основными критериями [184, 185]:
- требуемый объем промывочной жидкости;
- достаточная плотность для создания регламентируемого давления на пласт;
- расход бурового раствора, обеспечивающий эффективную очистку забоя и транспортирование шлама;
- стабильность стенок скважины при длительном контакте с буровым раствором;
|
|
|
- максимальная защита коллектора от механического повреждения;
- достаточная удерживающая и выносящая способность раствора;
- тип забойного двигателя и системы измерения геолого-технологического контроля;
- максимальная скорость проходки.
Низкая эффективность работы пробуренных 31 скважины с БС в 1998-1999 годах на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» объясняется в первую очередь отсутствием детального анализа геолого-промысловых характеристик соседних скважин и обоснованных критериев выбора скважины для зарезки и бурения БС (предельно допустимый дебит по нефти, допустимое падение динамических уровней жидкости и пластовых давлений от первоначального, выработанность запасов по участку блока, извлекаемые запасы на скважину, толщина экрана от водогазонасыщенного пласта, допустимые расстояние до фронта нагнетания воды, обводненность скважины до бурения БС, техническое состояние конструкции скважины и качество ее цементирования, отклонение забоя БС от основного ствола скважины по кровле продуктивного горизонта и др.) [184].
Для повышения продуктивности скважин с 2000 года внедряется технология бурения БС с горизонтальным окончанием ствола длиной до 100 м. Совершенствование технологии бурения БС с горизонтальным окончанием ствола осуществлялось по следующим направлениям:
|
|
|
- создание при Федоровском УПНПиКРС технологического центра по бурению БС с горизонтальным окончанием, включающего телеметрические системы DGWD Super Slim Spercy Sun, инженерные службы по их обслуживанию и технологическому сопровождению непосредственно на скважинах;
- внедрение комплекса технологий по заканчиванию БС с горизонтальным окончанием открытым забоем, включающего фильтры из труб диаметром 101,6x6,5 ДОТТМ (до 100 м длиной), манжету для манжетного цементирования с жестким центратором, алюминиевую заглушку, перфорированный патрубок, обратный клапан, кольцо-«стоп», обсадные трубы 101,6x6,5 ДОТТМ, устройство для пакерования и подвески колонны-хвостовика в эксплуатационной колонне;
- создание оптимальных и эффективных компоновок на базе отечественных винтовых забойных двигателей и импортных технических средств для фрезерования «окна» в колонне, набора параметров кривизны БС с горизонтальным окончанием и бурения тангенциального и горизонтального участков профиля;
- осуществление проходки БС и вскрытие продуктивных пластов горизонтальными участками скважин с промывкой биополимерными буровыми растворами фирмы «ИКФ».
|
|
|
Применение более совершенных технологий бурения и заканчивания БС с горизонтальным окончанием в сочетании с телеметрическим контролем параметров кривизны ствола позволило уже в 2000 году значительно улучшить показатели бурения БС и повысить продуктивность скважин.
Эти вопросы весьма актуальны при оптимизации проектного профиля БС с горизонтальным окончанием и разработки конструкции низа бурильной колонны (КНБК) для бурения БС из газовых скважин. При этом остаются проблемными вопросы оптимизации технологий профилактической проработки ствола, особенно для условий применения комплекса типа ФГС при заканчивании газовых скважин.
В целом, основными требованиями к проектированию строительства БС являются:
- реальный прогноз в толще продуктивного пласта зон с максимальными ФЕС;
- выбор специальных низкофильтруемых жидкостей, не обладающих адгезией к горным породам, устойчивых к воздействию пластовых температуры, давления, флюидов на период заканчивания и ремонта скважины;
- возможность проведения КРС без осложнений и аварий;
- обеспечение заданной продуктивности скважины и минимального срока окупаемости КРС.
Анализ результатов бурения БС из низкопродуктивных скважин Оренбургского НГКМ, Северо-Ставрополького ПХГ и истощенных газовых месторождений на севере Техаса и шельфе Мексиканского залива показывает следующее [187-194].
Так, по состоянию на 01.01.2001 г., эксплуатационный фонд Оренбургского НГКМ включал 637 газовых и 70 нефтяных скважин. Причем действующий фонд насчитывал 675 скважин (в том числе 615 газовых), бездействующих было 27 (22 газовых), в ожидании обустройства - 5 нефтяных скважин, 111 контрольных, 7 специальных, 29 скважин в ожидании ликвидации. Опыт бурения в 2000 г. дополнительных ГС из низкопродуктивных скважин на Оренбургском НГКМ показывает что, все они были освоены с дебитами, превышающими в среднем в три раза дебиты скважин до ремонта. Вместе с тем, в четырех скважинах из пяти наблюдались осложнения (поглощения промывочной жидкости) и аварии (прихваты и обрывы КНБК) в процессе бурения из-за значительного (в 1,9-3,7 раза) превышения репрессии на пласт по сравнению с нормативным значением [11]. Вместе с тем имеются определенные ограничения. Так, для вскрытия пластов большой мощности с коэффициентом анизотропии ν < 0,1, нефтяных залежей с газовой шапкой и подстилающей водой, мелкослоистых толщ при малой вертикальной проницаемости не рекомендуется бурение дополнительных наклонных и горизонтальных стволов [195]. При проектировании строительства дополнительных боковых наклонных или горизонтальных стволов в газовых скважинах необходимо предварительно оценивать влияние длины и диаметра скважины на ее продуктивность.
Влияние диаметров эксплуатационной и лифтовой колонн на дебит газа
Требования к технологии проводки БС определяются необходимостью обеспечения герметичности заколонного пространства после спуска и цементирования обсадной колонны в искривленном стволе. В связи с этим эффективность бурения БС малого диаметра следует рассматривать с позиции экономического риска, то есть в сравнении с затратами на бурение новой скважины с большим диаметром эксплуатационной (лифтовой) колонны.
Анализ работы 516 скважин Северо-Ставропольского ПХГ в режиме отбора в период с ноября 1998 г. по апрель 1999 г, свидетельствует, что большинство скважин работали с дебитами более 100 тыс. м3/сут, а средний дебит в декабре месяце составил 170-180 тыс. м3/сут. При этом четко прослеживалась тенденция роста дебитов скважин с увеличением диаметров эксплуатационной колонны и лифтовых труб [195].
Однако незначительное (на 14,4 %) снижение стоимости проводки БС малого диаметра не обеспечило необходимое увеличение суточного отбора газа из ПХГ. Для решения этой задачи было предложено бурение дополнительных скважин с диаметром эксплуатационных колонн 219 мм и 146 мм лифтовыми трубами. Увеличение угла наклона ствола скважины до 75 ° позволило удлинить его в наиболее продуктивной алевритовой пачке с 25 м до 96 м и повысить степень вскрытия пласта [195].
Однако, прежде всего, особое внимание необходимо уделять конструкции эксплуатационных забоев наклонных стволов газовых скважин, стенки которых представлены слабоустойчивыми хадумскими песчаниками, алевролитами и глинами.
Дата добавления: 2018-02-18; просмотров: 390; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!