Первый отечественный опыт проектирования строительства скважин с большим отклонением ствола от вертикали на арктическом шельфе России

Первый отечественный опыт проектирования строительства скважин с большим отклонением ствола от вертикали на арктическом шельфе России
Новость

26 августа 2005, 17:46
Гарри Оганов, д.т.н., Сергей Обухов, Андрей Гряколов, Сергей Позднышев, ОАО НПО «Буровая техника-ВНИИБТ», Владислав Хоштария, ЗАО «Севморнефтегаз», Жанна Гимаева, Айдын Агазаде, Российский филиал компании Halliburton Проектирование систем разработки шельфовых месторождений нефти и газа представляет собой исключительно сложную научно-техническую задачу.

Гарри Оганов, д.т.н., Сергей Обухов, Андрей Гряколов, Сергей Позднышев, ОАО НПО «Буровая техника-ВНИИБТ», Владислав Хоштария, ЗАО «Севморнефтегаз», Жанна Гимаева, Айдын Агазаде, Российский филиал компании Halliburton

Проектирование систем разработки шельфовых месторождений нефти и газа представляет собой исключительно сложную научно-техническую задачу. Тем более, если работы выполняются для месторождений, приуроченных к регионам с крайне неблагоприятными климатическими условиями с высокочувствительными экологическими системами. Одним из них является Приразломное нефтяное месторождение, расположенное на арктическом континентальном шельфе европейского севера России в Печорском море. До последнего времени в мире не существовало проектов разработки подобных месторождений. Уникальные работы впервые были выполнены специалистами НПО «Буровая техника-ВНИИБТ».

Приразломное нефтяное месторождение (ПНМ) расположено на арктическом континентальном шельфе европейского севера России в Печорском море.

Уникальность освоения месторождения обусловлена суровыми природно-климатическими условиями, в т.ч. высокими ледовыми нагрузками, слаборазвитой промышленной инфраструктурой, строительством куста скважин одним буровым станком с морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) при глубине моря, составляющей примерно 20 м. Все это в совокупности обуславливает тот факт, что на сегодняшний день в мировой практике не существует аналогов работ, связанных с проектированием и разработкой подобных месторождений.

Одними из основных отличительных элементов системы разработки месторождения, представленной на рис. 1, являются:возможность охвата всей площади месторождения горизонтальными (ГС) и многозабойными (МЗС) скважинами с большим отклонением ствола от вертикали с одного куста;использование скважин с большой протяженностью стволов в пределах продуктивного нижнепермского горизонта I;объединение в один эксплуатационный объект всех продуктивных подгоризонтов (Ia, Ib1, Ib2 и Ic) и их вскрытие в пределах всего разреза — от кровли до подошвы;использование УЭЦН высокой производительности.

На Приразломном месторождении, согласно технологической схеме, планируется бурение 36 скважин: 19 добывающих (из них 2 — двухзабойные), 16 нагнетательных и одной специальной для закачки отходов бурения в поглощающие пласты триасового комплекса.

Учитывая уникальность освоения ПНМ, разработка проекта была основана на анализе современного состояния проектирования и бурения скважин с большим отходом от вертикали в морских условиях в РФ и за рубежом, а также использовании богатого научного и практического опыта проектирования и строительства скважин на море ОАО НПО «Буровая техника–ВНИИБТ» и компании Halliburton.

Конструкция скважин

В проекте выбрана типовая конструкция скважин на примере двухзабойной скважины с максимальным отклонением ствола от вертикали, характеристики которой приведены в табл. 1.

Предложенные варианты конструкций скважин имеют следующие особенности:параметры скважин и обсадных колонн определены с учетом назначения скважин и необходимости уменьшения металлоемкости и минимизации объема выбуренной породы;максимально учтены конфигурации и параметры профилей скважин;технические характеристики обсадных колонн унифицированы по всем типам скважин с целью сокращения проблем, связанных с эксплуатацией и материально-техническим снабжением;глубины установки обсадных колонн выбраны с учетом предотвращения выбросов и других осложнений, обеспечения стабилизации ствола скважины, ограничений, связанных с силами сопротивления при спуске обсадных колонн, а также требований к заканчиванию скважин.

Эксплуатационно-промежуточная колонна 244,5 мм спускается на глубину 2400 м (цементируется до дна моря), что позволит осуществить установку ЭЦН в непосредственной близости от кровли продуктивного горизонта.

Спуск обсадной колонны 244,5 мм представляется самым сложным этапом в креплении скважины в силу наибольшей металлоемкости, жесткостных характеристик и наибольшего числа перекрываемых интервалов искривления. С учетом конфигурации и параметров профиля ствола скважины, устойчивости к изгибающим и сжимающим нагрузкам выбран тип соединения VAM-ТОР (резьба упорная) фирмы Vallourec&Mannessmann. Характеристика сопротивления моменту кручения муфтовых соединений позволит при необходимости проворачивать колонну для облегчения условий спуска. Прочность обсадных труб при выборе марки стали рассчитана с учетом подъема, что может потребоваться в случае получения посадки и невозможности дальнейшего прохождения колонны по стволу.

По результатам расчета сил сопротивления и нагрузки на крюке при спуске и подъеме обсадных колонн с целью снижения возможности возникновения осложнений, связанных со спуском наиболее тяжелой обсадной колонны, для скважины IН10 и двухзабойной скважины Р5+Р5а предусмотрена возможность двухсекционного спуска обсадной колонны 244,5 мм.

Эксплуатационная колонна (хвостовик) 177,8 мм устанавливается в интервале с 2500 м до проектной глубины с креплением выше башмака обсадной колонны 244,5 мм на 100 м. Хвостовик выполнен в виде сетчатого фильтра (рис. 2), что позволит:улучшить качество добычи нефти;продлить срок службы скважинного оборудования за счет предотвращения выноса песка и прочих твердых фракций;снизить износ НКТ.

Профиль скважин

Для всех скважин выбран пятиинтервальный тип профиля, состоящий из вертикального участка, первого участка набора параметров, тангенциального участка, второго участка набора параметров с выходом на горизонтальный ствол, расположенный в пределах продуктивного пласта. Используя программное обеспечение Landmark (Halliburton), выбор пространственного расположения траекторий скважин выполнен из условия непересечения стволов (рис. 3). При этом учитывались технико-технологические особенности по качественному и безаварийному строительству скважин с большим отклонением ствола от вертикали.

Минимальный и максимальный отход от вертикали составит от 400 до 6300 м с глубиной скважин по стволу от 2992 до 7323 м и протяженностью горизонтальных стволов от 625 м до 1141 м соответственно.

Буровые растворы

Для бурения интервала под спуск кондуктора 473,1 мм каждой из скважин будет приготавливаться хлоркалиевый полимерный буровой раствор, который относится к группе ингибирующих растворов, содержащих в качестве ингибирующего электролита хлорид калия.

При бурении под промежуточную колонну 339,7 и 244,5мм предполагается использовать хлоркалиевый полимерный раствор с гликолем. Гликоль также обладает смазывающей способностью.

Бурение под эксплуатационную колонну (хвостовик) 177,8 мм предусмартивается на специально разработанном буровом растворе для вскрытия продуктивного пласта BARADRIL-N (Baroid) плотностью p = 1140-1170 кг/м3.

Учитывая наличие сероводорода в продуктивном пласте, для его нейтрализации раствор обрабатывается реагентом No-Sulf (Baroid), состоящим из смеси солей цинка.

Для обеспечения значения коэффициента трения в открытом стволе, равном 0,3, и в обсадной колонне — 0,25, в состав раствора вводится смазывающий компонент DRIL-N-SLIDE (Baroid).

Выбор долот

Помимо применения высокопроизводительных трехшарошечных долот, на определенных интервалах, например при бурении долотом 444,5 мм среднего триаса, где преобладают глинистые породы, а также аргиллиты и песчаники, предполагается использовать долота PDC (IADC S223) вплоть до окончания бурения под промежуточную колонну. Поскольку бурение под следующую колонну долотом 311,1 мм продолжается в том же горизонте, рекомендуется долото PDC (IADC М233) спиральнолопастного исполнения с большими межлопастными пространствами. При бурении под хвостовик долотами 215,9 мм рекомендуется использование алмазнотвердосплавных или алмазных долот (IADC М842) с уменьшенным размером резцов или с синтетическими алмазами.

Компоновка низа буровой колонны

Для очистки забивного направления 660,4 мм и бурения первого (вертикального) участка будет применяться роторная компоновка низа буровой колонны (КНБК) с долотом 584,2 мм.

Бурение под кондуктор 473,1 мм с первоначальным набором зенитного угла и при бурении последующих интервалов под спуск обсадных колонн 339,7 мм, 244,5 мм, 177,8 мм будет осуществляться при помощи КНБК, в состав которой входит ВЗД и MWD. На тангенциальных участках профиля планируется применить комбинированный способ бурения, что позволит поддерживать параметры стабилизации, улучшить доведение нагрузки на забой, повысить качество очистки ствола, увеличить механическую скорость бурения.

При строительстве двухзабойных скважин зарезка вторых горизонтальных стволов будет осуществлена с применением съемного клина-отклонителя, устанавливаемого в обсадной колонне 244,5 мм выше «головы» эксплуатационной колонны (хвостовика). На рис. 4 представлена последовательность операций по зарезке второго горизонтального ствола и создания стыка (уровень 4 согласно классификации TAML).

С целью отбора керна при проводке скважин для бурения предусмотрена следующая КНБК:бурголовка 215,9 (IADC M712);керноотборный снаряд Security DBS 171х102 (3-хсекционнный) 24,42 м;СУБТСИ 171,5 — 18,9 м;HWDP 127 мм — 114 м.

Применение ВЗД с регулируемым углом перекоса и выбранные рациональные режимы бурения позволят осуществить безаварийную проводку ствола скважины в соответствии с проектным профилем.

Бурильная колонна

Бурильная колонна 127 мм укомплектована наиболее прочными импортными бурильными трубами марки S-135 со специальными замками типа ХТ (Grant Prideco), обладающими повышенным сопротивлением на кручение. Включение в состав бурильной колонны толстостенных бурильных труб 127x25,4 мм марки AISI 4145Н обеспечит плавный переход по жесткости и создание нагрузки на забой, сократит риск получения прихватов при работе в горизонтальном стволе. Все это позволит работать на верхних пределах рекомендуемых режимов.

Исследования

Стандартный комплекс ГИС, включающий в себя такие методы, как каротаж сопротивлений, плотностной, нейтронный и гамма-каротаж, предполагается проводить во время бурения с помощью систем телеметрии (MWD/LWD), входящих в состав КНБК. Специальные методы, такие как ядерно-магнитный, спектральный гамма-каротаж, электрический сканер, кроссдипольный акустический каротаж, ввиду больших объемов информации, передаваемых на поверхность, будет проводиться на кабеле, с доставкой приборов в интервал исследования на бурильных трубах. Учитывая недостаточную изученность разреза, на начальном этапе разбуривания ПНМ предлагается использовать расширенный комплекс ГИС в ННС и в типовых ГС из каждой группы скважин. Это даст возможность уточнить геологические параметры залежи и избежать проблем при проводке ГС и МЗС.

Испытание

Испытание будет проводиться в обсаженном стволе (хвостовик зацементированный) с применением современного комплекса испытательного оборудования компании Halliburton и передовых технологий интенсификации притока. Комплекс испытательного оборудования включает пластоиспытатель и палубное оборудование, оснащенное системой сбора, передачи и анализа параметров работы скважины в режиме реального времени.

Во всех скважинах месторождения планируется проведение работ по солянокислотной обработке с целью интенсификации притока и повышения приемистости пластов.

Выполнение проектных решений является минимальным условием обеспечения прогнозируемых высоких коммерческих скоростей бурения, которые в зависимости от скважины находятся в диапазоне примерно 1958-2539 м/ст.мес.

Заключение

Изложен современный подход к проектированию строительства скважин на шельфовых месторождениях. Выбор рациональных вариантов конструкции и профилей скважин, способных обеспечить выполнение геологической задачи, условие безаварийной проводки, проектные дебиты скважин, ограничения, накладываемые как экологическими, так и усложнившимися организационными требованиями, обусловили учет всех перечисленных аспектов и в полной мере реализованы при разработке проектно-сметной документации (ПСД).

Необходимо отметить, что разрабатываемая на сегодняшний день ПСД не в полной мере учитывает специфические особенности проектирования и строительства наклонно-направленных, горизонтальных и многозабойных скважин с большим отклонением ствола от вертикали. Более того, эти особенности не нашли достаточного отражения в руководящих документах и инструкциях, в т.ч. в «Макете рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ» (РД 39-0148052-537-87) и «Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-03. Поэтому дополнительно в проекте были представлены разделы, включающие расчеты по проходимости и спуску тяжелых обсадных колонн с учетом весовых и жесткостных параметров, геометрии профиля, результаты моделирования поведения бурильной колонны в стволе скважины, технико-технологические мероприятия для доведения нагрузки на забой, безаварийной проводке скважин, направленные на предупреждение пересечения стволов, рекомендации по выбору УЭЦН и др.

Результаты разработки «Группового рабочего проекта на строительство эксплуатационных (добывающих и нагнетательных) скважин на нефтяном месторождении Приразломное с МЛСП» представлены положительным заключением экспертизы промышленной безопасности, согласованием в Ростехнадзоре и высокой оценкой специалистами ЗАО «Севморнефтегаз» качества выполненной работы.

Found a typo in the text? Select it and press ctrl + enter