ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ЛОКАЛЬНОГО КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН НА СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ОКОНЕЧНОСТИ ЖИГАЛОВСКОГО ПОДНЯТИЯ СЕБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

Газоконденсатное месторождение открыто в 1976 г., в разработку введено в 2019 году, расположено в необжитой местности на севере Иркутской области. Месторождение расположено в районе с неразвитой инфраструктурой.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к северо-восточной оконечности Жигаловского поднятия, расположено на юге Сибирской платформы в пределах Ангаро-Ленской ступени. Газоконденсатная залежь приурочена к терригенным отложениям, песчаникам - коллекторам нижнего кембрия-венда, залегающим на глубине более 3000 метров. Продуктивными являются пласты П₂ и П₁ парфеновского горизонта с мощностью 14-33 и 38-54 м соответственно

По состоянию на 01.01.2021 г. на месторождении пробурено 36 скважины, из них в освоении находится - 5. На них выполнен многостадийный гидравлический разрыв пласта, на скважине № 2011 уже получен промышленный приток газа, на остальных работы продолжаются.

Таблица 1.

Литолого-стратиграфическая характеристика

Стратиграфия		Интервал по вертикали		Литология
Название	Индекс	от	до
Усольская свита	Є1us	2269	2845	каменная соль, доломиты
Осинский горизонт		2706	2757
Тэтэрская свита	V-Є1tt	2845	2900	доломиты ангидриты, ангидрито— доломиты и глинистые доломиты.
Собинская свита	Vsb	2900	3008	доломиты, глинистые доломиты, доломит- ангидриты
Катангская свита	Vktg	3008	3100	доломиты, алевролиты
Преображенский горизонт		3083	3100
Чорская свита	Vktg	3100	3179	песчаник с прослоями алевролитов и аргиллитов
Парфеновский горизонт (пласт П1)	-	3120	3144

 

Парфеновский горизонт (П1 и П2) имеют среднюю пластовую температуру 58,2 градуса, пластовое давление 25,4 МПа, давление гидроразрыва пласта 45,6.

Конструкция скважины

Под конструкцией скважины понимают совокупность информации о количестве обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, глубинах их спуска, интервалах цементирования, диаметрах долот для бурения под эти колонны, а также дополнительной информации – толщине стенок обсадных колонн и группах прочности стали из которой сделаны эти колонны.

Конструкция скважины должна обеспечивать:

- долговечность и прочность скважины как технического сооружения;

-проходку скважины до заданной проектной глубины;

-возможность проведения геофизических исследований скважины;

-соблюдение проектных режимов эксплуатации;

-максимально возможное использование природной энергии для транспортирования нефти и газа на поверхность (колонна должна быть максимально гладкой);

-надежную изоляцию нефте-, газо-, водоносных пластов;

-минимальный расход средств на разработку и разведку месторождения;

-возможность проведения ремонтных работ в скважине.

Конструкция скважины проектируется на основании анализа литологических особенностей горных пород, совмещенного графика пластовых давлений и гидроразрыва ГП, анализа возможных осложнений в скважине с учетом требований ПБ 07-601-03 «Правила охраны недр», приказ от 15 декабря 2020 г.  №534 об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", технологических регламентов, нормативных документов и опыта строительства скважин в сходных геологических условиях [4, с. 13].

Таблица 2.

Конструкция скважины

Наименование	Тип резьбового соединения, гpyппa прочность стали	Диаметр, мм		Интервал бурения, м		Интервал спуска ОК, м
		Долото,мм	Колонна* толщина стенки, мм	от	до	от	до
Направление	Батресс «Д»	508	426*11,0	0	60*	0	60*
Кондуктор	TMK UP Centum «Е» (N80)	393,7	323,9*1l,0	60	952	0	951
Эксплуатационная колонна	TMK UP Centum/ TMK UP GF «Е» (N80) / «Е» (L80S)	295,3	244,5*8,94/ 250,8*15,88	952	1706	0/941	941/1705
Потайная колонна	TMK UP Centum «Л» (R95)	215,9	177,8*13,72	1706	2994/2916	1455	2993/2916
Хвостовик	TMK UP Centum «М» (Р109)	146	114,3*7,4	2994/2916	4297/3180	2744	4296/3180

 

Профиль скважины

Проектный профиль скважины выбирается с учетом условий ее дальнейшей эксплуатации и должен быть технически выполним при использовании существующих технических средств, обеспечивая при этом нормальное прохождение в скважину необходимых геофизических приборов, бурильных и обсадных колонн.

Рисунок 1 – Вертикальная проекция профиля скважины

Параметры бурового раствора

Основным критерием выбора типа буровых растворов является их способность обеспечивать строительство высококачественных и рентабельных скважин с минимальным негативным воздействием на окружающую природную среду и фильтрационные свойства продуктивных пластов.

Название (тип) раствора	Плотность раствора кг/м3
Полимер глинистый	950-1030
Поли ТЩР	950-1030
Полибур Турбо	980-1040
Полибур Турбо	1110-1140
Полибур Турбо	950-1020

 

Осложнения

Основными осложнениями при строительстве скважин на данном объекте является поглощение бурового раствора различной интенсивностью, от частичной до полной потери циркуляции, в следствии наличия в литологическом разрезе слабосцементированных, трещиноватых горных пород.

Помимо этого, есть осложнения, связанные с прихватом бурового инструмента. При вскрытии наблюдается газонефтеводопроявление.

Мероприятия, направленные на предотвращение дифференциальных прихватов:

1. Поддержание эквивалентной циркуляционной плотности на минимально допустимом уровне;
2. Контроль показателя фильтрации и толщины фильтрационной корки;
3. Использование смазывающих добавок в буровом растворе;
4. Поддержание минимального количества выбуренной породы в буровом растворе;
5. Не допускать длительного нахождения бурильной колонны в неподвижном состоянии.

Также, при ГНВП выполнялись мероприятия, утвержденные в плане на вскрытие проявляющих горизонтов [2, с. 254]:

1. Соблюдение соответствия параметров и плотности бурового раствора программным значениям;
2. Недопущение создания депрессии на пласт, вследствие свабирования при подъеме инструмента, разбавления пластовыми водами бурового раствора;
3. Контроль долива скважины при подъеме инструмента; Периодический долив раствора в инструмент при спуске;
4. Контроль уровня в рабочих (активных) емкостях;
5. В случае появления признаков нефтеводопроявлений по согласованию с Заказчиком увеличить плотность бурового раствора.
6. Ведение работ в соответствии с геолого-техническим мероприятиями.

Однако, поглощение промывочной жидкости является наиболее сложным осложнение в ликвидации. Об этом свидетельствуют данные об осложнениях на пробуренных скважинах-аналогах.

Для ликвидации зон поглощения расходуется значительное количество цементного, бурового раствора, химических реагентов и пр. Одним из эффективных решений является технология локального крепления скважины профильным перекрывателем.

Метод локального крепления без цементирования, а также без уменьшения диаметра скважины, позволяет изменить, в любой момент её строительства, конструкцию скважины, не изменяя при этом проектного диаметра. Метод прошел широкую проверку на практике при бурении, а также при капитальном ремонте вертикальных, наклонно-направленных скважин (в т.ч. боковых стволов). Применение ОЛКС позволяет сэкономить большое количество обсадных труб, цемента, а также сократить сроки строительства скважин на 30-40% [6, с. 123].

Рисунок 2. Конструкции скважин с локальным креплением зон осложнений секциями экспандируемых обсадных колонн

На рисунке 2 представлен типовой метод использования ОЛКС. Суть технологии локального крепления пластов, которые несовместимы с условиями бурения, заключается в том, что обсадные трубы диаметром, которые по диаметру больше диаметра скважины, профилируют по всей длине труб и уменьшают в поперечном сечении на величину, позволяющую свободно их спустить в скважину, при этом зону осложнений увеличивают в диаметре специальным раздвижным расширителем до диаметра исходных обсадных труб (непрофилированных). После спуска на бурильных трубах ОЛКС (профильного перекрывателя) в скважину за счет давления, которое создается закачкой промывочной жидкости, профильные трубы выправляются, приобретая исходный размер, то есть прижимаются стенками к стенке расширительного участка скважины (Рисунок 7а). Затем внутренний канал перекрывателя калибруют специальным равальцевателем. Для герметизации до спуска на профильные трубы наносят специальный герметик. Следовательно, осуществляется локальное крепление зоны осложнения стальными трубами без цементирования, при этом сохранение полезного сечения скважины. Дальнейшее бурение продолжают долотом такого же диаметра, которое использовалось до установки ОЛКС.

При бурении скважины, рассматриваемой в данной статье, №1081, согласно акту на ликвидацию осложнения, 04.09.2021 во время бурения под эксплуатационную колонну 245 мм в интервале 1007-1043 м на гл. 1033 м зафиксировано поглощение БР Полибур Турбо интенсивностью 5 м³/ч. Потери БР Полибур Турбо в период с 04.09.2021г по 14.09.2021г при ликвидации поглощения составили 456,2 м3. 15.09.2021г скважина переведена на СПГБР. При переводе поглощение СПГБР V=22.8 м³, интенсивностью до 10-15м³/ч. Циркуляция частичная. 16.09.2021г Бурение с азотированием в инт. 1143-1182 м. Поглощение СПГБР V=123 м³, интенсивностью от 7 м³/ч до полной потери циркуляции. Произведена установка 5-и цементных мостов в инт. 1085-1182 м и 2-х пачек блок-состава "Cave-Block" V=15м³. 26.09.2021г. Разбуривание цементного моста в инт.1076-1182 м с азотированием. Циркуляция не восстановлена. Далее принято решение установить профильный перекрыватель ОЛКС.

До принятия решения о установке профильного перекрывателя было потрачено около 480 часов на ликвидацию по средствам установки цементных мостов. Время установки профильного перекрывателя составило 89 часов. Выигрыш во времени составил 391 час.

На рисунке 3 изображен принцип установки профильного перекрывателя.

Рисунок 3. Принцип установки ОЛКС

Уникальность применения такого способа локального крепления стенок скважин заключается в том, что ОЛКС позволяет в любой̆ момент в процессе строительства ствола скважины изменить ее конструкцию, следовательно, установить последовательно несколько промежуточных обсадных колонн (профильных перекрывателей), не изменяя при этом проектного диаметра эксплуатационной колонны.

Еще большая эффективность достигается путем частичного крепления скважины экспандируемыми трубами (рис. 7б) при наличии в разрезе больших интервалов устойчивых и непроницаемых пород.

Исключение из конструкции скважины даже одной̆ промежуточной̆ колонны или «летучки» создает условия для уменьшения диаметров всех предыдущих обсадных колонн и, как следствие, значительного сокращения расхода металла и цемента, а также уменьшения времени, затрачиваемого на строительство скважины. Также кроме повышения качества разобщения пластов и значительной экономии цемента и обсадных труб, технология локального крепления скважин позволяет: сократить сроки строительства скважин; уменьшить число аварий и осложнений при бурении скважины, так как опасные зоны перекрываются сразу же после их вскрытия.

Как было сказано ранее, эффективность в установке ОЛКС не только в сокращении времени на ликвидацию поглощения (89 часов, вместо 480 часов), но и значительной экономии денежных средств на устранение осложнения.

Экономия времени составляет 391 час. Умножив сэкономленное время на стоимость часа работы буровой (в среднем это 35.000 у.е.), получим сэкономленные средства на ликвидацию:

                                                                   391*35.000 = 13.685.000 у.е.                                                                                     (1)

Для вычисления полного экономического эффекта применения ОЛКС нужно из сэкономленных средств необходимо вычесть стоимость профильного перекрывателя, которая составляет – 3.000.000 у.е. (без учета повторно-используемого оборудования).

Таким образом, полный экономический эффект применения ОЛКС равен:

                                                          13.685.000. – 3.000.000 = 10.685.000 у.е.                                                                          (2)

Применение ОЛКС при бурении скважин, в которых наблюдаются высокие интенсивности поглощений, приведет к экономии средств, а главное – к экономии затраченного времени на ликвидацию поглощений.