Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Прогнозирование и предупреждение поглощений бурового раствора при бурении скважин на Кулешовском месторождении

Разработка и внедрение комплекса технико-технологических мероприятий по предупреждению поглощений бурового раствора при бурении скважин на Кулешовском месторождении в прошедшие годы позволили сократить непроизводительное время на ликвидацию поглощений и связанных с ними аварий, а  также повысить коммерческую скорость бурения до 882 м/станко-месяц. Дальнейшее повышение скоростей бурения возможно за счет использования систем и датчиков затрубного давления в составе КНБК, построения и анализа геологической и геомеханической моделей девонских отложений, выбора оптимальных технико-технологических режимов бурения.

Применение датчиков затрубного давления позволит определить критические значения ЭПЦ и гидродинамического давления в интервалах фаменского яруса и нижележащих горизонтов девона. Эта информация, в свою очередь, даст возможность исследовать физико-механические свойства рифовых отложений для разработки геомеханической модели девонских отложений, а также усовершенствовать математическую формулу определения эквивалентной плотности бурового раствора при циркуляции (ЭПЦ) для выполнения проектных и оперативных инженерных расчетов в процессе бурения. Все это в комплексе позволит выбирать оптимальные КНБК, технологические режимы углубления скважины, плотность и реологию промывочной  жидкости.

22.05.2016 Инженерная практика №05/2016
Великохатько Александр Анатольевич Начальник управления технологий и инжиниринга бурения АО «Самаранефтегаз»
Шиповский Константин Аркадьевич Главный специалист отдела мониторинга строительства и восстановления скважин ПИЦ ООО «СамараНИПИнефть»

Расположенное на территории Самарской области Кулешовское месторождение представляет собой крупную асимметричную антиклиналь широтного простирания, в которой выделяются Западный, Центральный (Кулешовский), Благодаровский, а также Корнеевский купола (рис. 1). Нефтенасыщенные коллекторы этого многопластового месторождения приурочены к отложениям среднего и нижнего карбона, а также девона. В 60-80-е годы прошлого столетия бурение велось в основном на продуктивные горизонты среднего и нижнего карбона. Разработка Кулешовского месторождения проводилась с поддержанием пластового давления (ППД).

Рис. 1. Территориальная карта Кулешовского м/р
Рис. 1. Территориальная карта Кулешовского м/р

В 2012-2013 годах было начато бурение эксплуатационных скважин на девонские отложения на Западном, Центральном (Кулешовском) и Благодаровском куполах. Бурение данных скважин проходило в осложненных, несовместимых условиях. Основные проблемы возникли после прохождения турнейского яруса и вскрытия девонских отложений. На всех скважинах Западного, Центрального и Благодаровского купола были получены полные и  катастрофические поглощения бурового раствора. Ликвидация многочисленных зон поглощений и связанных с ними аварий потребовала значительных временных и материальных затрат, что не было запланировано проектной и рабочей документацией.

При этом аналогичных проблем при бурении скважин на Корнеевском куполе отмечено не было.

По данным ряда исследователей [1, 2], Западный, Центральный (Кулешовский) и Благодаровский купола сформировались на поднятии бортового рифового массива девонского времени. Толщина фаменских отложений в зонах Кулешовского поднятия может достигать более 725 м, как, например, в одной из скважин на Западном куполе. При этом Корнеевский купол находится за пределами рифового массива (рис. 2).

Рис. 2. Фаменский рифовый массив Кулешовского м/р
Рис. 2. Фаменский рифовый массив Кулешовского м/р

ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

Рифовые отложения сложены органогенными кавернозными и трещиноватыми известняками, бурение которых крайне затруднено из-за полных и катастрофических поглощений бурового раствора.

При вскрытии зон поглощений в рифовом массиве в результате падения статического столба промывочной жидкости из-за связанного с работой системы ППД аномально высокого пластового давления в ряде скважин возникали водонефтегазопроявления из пластов окского надгоризонта, бобриковского горизонта и турнейского яруса.

Геологические особенности рифового массива Кулешовского месторождения не учитывались при проектировании строительства скважин в 2011-2012 годах. Применение в 2012 году типовых проектных мероприятий по предупреждению поглощений без учета геологических особенностей фаменского яруса обеспечило коммерческие скорости бурения на уровне от 236 до 404 м/станко-месяц.

БОРЬБА С ОСЛОЖНЕНИЯМИ

Для предупреждения множества осложнений и повышения скоростей бурения в 2013-2014 годах был разработан и применен новый комплекс технико-технологических мероприятий. Так, во-первых, была изменена проектная конструкция скважин с целью перекрытия зон несовместимых условий бурения и техногенных зон аномально высокого пластового давления. По новому проекту техническая колонна диаметром 245 мм спускается в нижнюю часть турнейского яруса с перекрытием вышележащих пластов-коллекторов. Спуск башмака технической колонны диаметром 245 мм на максимально близкую к рифейским отложениям фаменского яруса глубину позволяет более эффективно проводить мероприятия по ликвидации зон поглощений, а также предупреждать водонефтегазопроявления из пластов окских, бобриковских и турнейских отложений.

Перекрытие фаменского, франкского и живетского ярусов выполняется колонной диаметром 168 или 146 мм со спуском хвостовика диаметром 102 мм (рис. 3).

Рис. 3. Изменение конструкции скважин Кулешовского месторождения
Рис. 3. Изменение конструкции скважин Кулешовского месторождения

Изменена была и технология вскрытия фаменского яруса. Теперь бурение ведется из-под башмака технической колонны диаметром 245 мм роторной компоновкой с минимальными технологическими параметрами по рабочему давлению насосов, расходу промывочной жидкости (16-18 л/с), а также ограниченной скоростью бурения (2 – 4 м/ч).

Также в целях безопасного вертикального прохождения осложненных участков рифовых отложений фаменского яруса с минимальными гидродинамическими нагрузками был разработан оптимальный S-образный профиль скважины.

Для ухода от многоступенчатого цементирования были применены облегченные цементные материалы с использованием специализированных добавок (микросферы, асбест), что позволило производить цементирование технических колонн в одну ступень.

ИНЖИНИРИНГ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Для предупреждения полного поглощения бурового раствора расчетным путем определяли критические значения эквивалентной плотности бурового раствора при циркуляции. По результатам бурения четырех скважин и выполненным инженерным расчетам установлено, что нижняя граница критических значений ЭПЦ, превышение которых приводит к полному поглощению в фаменском ярусе, находится в пределах 1245-1299 кг/м3.

Необходимо отметить, что критические значения ЭПЦ в фаменском ярусе могут превышать вышеуказанные величины и находиться по отдельным скважинам в пределах 1382-1471 кг/м3.

Смещение критических значений ЭПЦ, вероятно, связано с наличием пропластков с разными физико-механическими свойствами горной породы.

Расчеты ЭПЦ выполняются с использованием специализированной гидравлической программы по формуле [5]:

%d1%8d%d0%bf%d1%86

 

где √ – плотность бурового раствора на входе, кг/м3; PAN – суммарные потери давления в кольцевом пространстве, МПа; Н – вертикальная глубина скважины, м. При этом анализ результатов инженерных расчетов показывает, что математическая формула, используемая для расчета ЭПЦ, не позволяет достаточно точно моделировать технологический процесс бурения в динамике для предупреждения поглощений. Такие важные факторы, как механическая скорость проходки, концентрация шлама в призабойной зоне из-за работы различных по действию шарошечных и поликристаллических долот, а также физико-механические свойства разбуренной горной породы, не учитываются в используемой математической формуле ЭПЦ. Помимо оптимизации ЭПЦ, выполняются следующие мероприятия по предупреждению поглощения бурового раствора при бурении: ввод наполнителя (кордное волокно, резиновая крошка), отключение системы очистки при бурении, прокачка вязкоупругих смесей (ВУС) с разнофракционными наполнителями, установка цементных мостов и оборудования локального крепления скважин (ОЛКС) для отдельных проблемных интервалов.

Применены известковые и гипсоизвестковые типы буровых растворов, а также кольматирующие материалы в составе ВУС: Rubber Cord, Reamix мedium (сoarse), Nutshell medium (coarse), позволяющие оперативно устранять или минимизировать поглощение.

В качестве технического решения на случай полных и катастрофических поглощений была отработана технологию бурения с использованием пластовой воды, включая технологию бурения без выхода циркуляции (на гидрозатворе).

РЕЗУЛЬТАТЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ

В результате реализованного комплекса техникотехнологических мероприятий в 2014-2015 годах удалось повысить коммерческие скорости бурения до 882 м/ст. мес за счет минимизации осложнений и связанных с ними аварий (рис. 4).

Рис. 4. Коммерческие скорости бурения скважин на Западном, Центральном и Благодаровском куполах в 2013-2015 гг.
Рис. 4. Коммерческие скорости бурения скважин на Западном, Центральном и Благодаровском куполах в 2013-2015 гг.

Дальнейшее повышение коммерческих скоростей бурения возможно, в том числе за счет учета особенностей геологического строения рифового массива и построения геологической и геомеханической моделей девонских отложений. Исследования физико-механических свойств рифовых отложений по керну и шламу возможны с использованием лабораторного оборудования корпоративных научно-исследовательских институтов, обладающих необходимым опытом [3]. Проведение данных исследований улучшит качество прогнозов зон полных и катастрофических поглощений и их интенсивности.

Для получения необходимой геологической и технологической информации целесообразно использовать внутрискважинное оборудование, а именно: датчики затрубного давления. Методика, основанная на применении датчиков давления в телеметрических системах, достаточно давно и успешно применяется зарубежными сервисными компаниями.

Наличие точной информации об ЭПЦ и гидродинамическом давлении в затрубном пространстве позволяет специалистам сервисных компаний контролировать процесс проводки ствола скважины и управлять им для предупреждения возможных осложнений (поглощения, обвалы, прихваты).

Рис. 5. Наддолотный модуль НДМ-102
Рис. 5. Наддолотный модуль НДМ-102

Источниками информации с забоя скважины служат системы и датчики измерения затрубного давления, такие как, StethoScope 475, 675, VPWD 475 Schlumberger и др. Кроме эффективного, но дорогостоящего иностранного оборудования, существуют российские разработки в данной сфере. Например, наддолотный модуль НДМ-102 (рис. 5). Данный модуль предназначен для измерения технологических и геофизических параметров непосредственно у долота: частоты вращения вала забойного двигателя, осевой нагрузки на долото, давления в скважинном пространстве, зенитного угла и мощности экспозиционной дозы естественного гамма-излучения [6].

Получение фактической информации с забоя о характере изменения ЭПЦ и гидродинамического давления и определение связанных с ними зависимостей позволят усовершенствовать математическую формулу расчета ЭПЦ для проектных и оперативных инженерных расчетов, а также получить необходимую информацию для исследования физико-механических свойств рифовых отложений фаменского яруса.

Таким образом, знание критических величин ЭПЦ и гидродинамического давления позволит выбирать оптимальные компоновки низа бурильной колонны, технологические режимы углубления скважины, плотность и реологические характеристики промывочной жидкости, а также контролировать процесс бурения и управлять им в режиме реального времени для предупреждения поглощений при бурении скважин на Кулешовском месторождении.

ЛИТЕРАТУРА

1. Коноваленко С.С. О роли уральского палеоокеана в палеогеографии девона Среднего Поволжья и Предуралья // Известия Самарского научного центра РАН. 2005. Спец. Выпуск «Проблемы нефти и газа». С.13-15.

2. Алиев М.М., Батанова Г.П., Новожилова С.Н. Девонские отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. М.: Недра, 1978.

3. Нечаев А.С., Семин А.В., Растегаев Б.А., Капитонов В.А., Доровских И.В. Обеспечение устойчивости глинистых отложений в горизонтальных скважинах ОАО «Самаранефтегаз»//Нефтяное хозяйство. 2014. № 11. С. 38-41.

4. Давлетов К.Р., Ахметов М.Ф. Отчет по инженерно-технологическому сопровождению строительства эксплуатационной скважины № 986 Кулешовского месторождения. – Самара: ООО «СамараНИПИнефть», 2014.

5. Moore, Preston L. Drilling Practices Manual. – The Petroleum Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1974.

6. Пешехонов В.Г., Гутников А.Л. Современные отечественные технологии проводки нефтегазовых скважин на арктическом шельфе [Электронный ресурс] / А. Л. Гутников //Презентация ОАО «Концерн «ЦНИИ «Электроприбор», ЗАО «СКБ приборов подземной навигации». 2014. Режим доступа: http://offshoremarintec-russia.ru/netcat_files/userfiles/ Binder_Yakov_Isaakovich_Elektropribor.pdf

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Результаты внедрения технологии ОРД с системой отвода газа из нижнего горизонта на скважинах РУП ПО «Белоруснефть»
Результаты внедрения и новые схемы ОРЭ на объектах ПАО «Татнефть»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №11/2017

Инженерная практика

Выпуск №11/2017

Механизированная добыча нефти: интеллектуализация, осложнения, энергоэффективность, сервис
Концепция интеллектуального месторождения ПАО «ЛУКОЙЛ»Интеллектуализация нижнего уровня скважинТехнологии эксплуатации осложненного и малодебитного фонда скважин, скважин малого диаметраИндексация энергетической эффективности в обозначениях погружных электродвигателейСкважинная расходометрияТрубопроводы из композитных материалов, промысловая техника
Ближайшее совещание
Трубопроводный транспорт
Трубопроводы — 2018
7-я Производственно-техническая конференция

Промысловые трубопроводы ‘2018. Обеспечение целостности и эффективности систем промыслового транспорта

13-14 февраля 2018 г., г. Пермь
Опыт и способы сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения по причине коррозии, а также повышение эффективности транспорта высоковязких нефтей, предотвращение гидратообразования в газосборных сетях, модернизация ДНС и компрессорных станций, применение трубной продукции из различных сплавов и полимерных материалов, трубопроводной арматуры, технологий сварки и ремонта трубопроводов.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — февраль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

12 – 16 февраля 2018 г, г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.