книги / Технология бурения наклонно направленных скважин с большим отклонением забоя от вертикали

Таблица 2.2

Сравнительная оценка ожидаемых дебитов и стоимости строительства горизонтальных скважин, проектируемых по базовому и альтернативному вариантам размещения скважин на структуре месторождения

П р и м е ч а н и е : В расчетах численные значения Кп Кь Т определены на основании анализа литературных источников и экспертной оценки и, с достаточной степенью точности, могут быть использованы для сравнительной оценки вариантов.

- Расчет стоимости строительства скважин

Известно, что стоимость ГС - Сге превышает стоимость вертикаль­ ной (обычной наклонной) скважины Ск . По данным [25, 26] в сред­ нем по РФ стоимость ГС в 3 раза превышает стоимость вертикаль­ ной скважины, в то время как за рубежом стоимость ГС превышает стоимость ВС на 10...30 %.

Однако следует иметь в виду, что данные по РФ получены по скважинам, пробуренным в период применения сравнительно несо­ вершенной техники и технологии.

С целью уменьшения стоимости строительства ГС необходимо более широкое внедрение в отечественную практику бурения послед­ них научно-технических достижений мирового опыта в этой облас­ ти. Одним из путей решения данной проблемы является разбуривание месторождений с использованием альтернативного варианта разме­ щения скважины.

где Kri - коэффициент, учитывающий влияние на Сгс глубины сква­ жины. Значения Кг/приводятся в табл. 2.1.

Результаты расчета Сге представлены в табл. 2.2.

Анализ данных табл. 2.2 показывает, что при прочих равных ус­ ловиях бурения и добычи ГС суммарный дебит по альтернативному варианту размещения скважин на структуре месторождения выше, чем по базовому варианту. В целом по месторождению при N сопо­ ставимых скважинах эффективность альтернативного варианта ока­ жется более убедительным.

2.4.Выводы

1.При принятой для данного месторождения сетке разработки и использования ГС, как основного вида, при их размещении на струк­ туре месторождения с целью повышения технико-экономической и эксплуатационной эффективности строительства скважин на кусто­ вой платформе необходимо, по мере увеличения отклонения ствола от вертикали и глубины скважины, протяженность горизонтального ствола в продуктивном пласте уменьшать от наибольшего значения до минимального.

32

2. Рекомендуется горизонтальные скважины с большим отклоне­ нием ствола от вертикали заменить на пологие скважины, а в отдель­ ных случаях использовать пологие скважины в качестве основного вида при их размещении на структуре месторождения. Пологие сква­ жины с наименьшими значениями величины отклонения ствола от вертикали и глубины по длине ствола должны иметь наибольшую длину ствола в продуктивном пласте (наибольшую величину зенит­ ного угла на глубине кровли продуктивного пласта) и наоборот. Тех­ ника и технология бурения пологих скважин практически не отли­ чается от обычных наклонно направленных скважин, что обеспечит высокое качество и технико-технологические показатели их строи­ тельства по сравнению с горизонтальными скважинами.

3. Предлагается при разбуривании месторождения применять ком­ бинированный метод размещения скважин по видам, т. е. осуществ­ лять сочетание строительства пологих, горизонтальных и многоза­ бойных скважин. Например, с учетом конкретных горно-геологиче­ ских и технико-технологических условий бурения, степени риска воз­ никновения аварий и осложнений, в скважинах с меньшим проект­ ным значением Лскв. целесообразно бурить горизонтальные и много­ забойные скважины, при средних значениях Аскв, —горизонтальные и пологие скважины и при больших значениях Асю. —только пологие скважины. Однако, метод не исключает, при необходимости реше­ ния геологической задачи по обеспечению максимального отхода за­ боя от вертикали, бурение скважины с предельно возможной дли­ ной горизонтального ствола в пласте.

33

ГЛАВА 3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ НАКЛОННОЙ СКВАЖИНЫ С БОЛЬШИМ ОТКЛОНЕНИЕМ ЗАБОЯ

ОТ ВЕРТИКАЛИ

Конструкция нефтегазовой скважины с большим отклонением забоя от вертикали, равно как конструкция скважины любого назна­ чения и вида должна обеспечить [4]: максимальный дебит; условия безопасного ведения буровых работ; получение необходимой горно­ геологической информации по вскрываемому разрезу; охрану окру­ жающей природной среды. Общепринятой методикой расчета пара­ метров конструкции скважины является выявление зон несовмест­ ных условий бурения по графику совмещенных давлений и на этой основе определение глубины спуска колонн [4, 27, 28]. В табл. 3.1 (рис. 3.1) приводится график совмещенных давлений для глубокой наклонной скважины с большим отклонением ствола от вертикали, данные по которой при дальнейших расчетах приняты в качестве базовой (типовой). В НСБО глубины спуска колонн определяются помимо обеспечения совместимости условий бурения таюке с уче­ том специфических технологических особенностей строительства та­ ких скважин. К числу этих особенностей, в первую очередь, относят­ ся: относительно высокая степень вероятности потери устойчивости стенок скважины (обвалы, осыпи пород) в верхней части стратигра­ фического разреза, связанная с необходимостью искривления ство­ ла на интервале при бурении долотом большого диаметра (660,4; 558,8; 444,5 мм); со спуском обсадных колонн большого диаметра (508,0; 473,1; 339,7 мм); с необходимостью сокращения длины от­ крытого ствола скважины (расстояние между «башмаками» спущен­ ных колонн); с целью предупреждения прихвата бурильных (обсад­ ных) колонн. В настоящее время в мировой практике строительства НСБО на морских нефтегазовых месторождениях и, в частности, в Российской Федерации на месторождениях Приразломное в Печор­ ском море, в шельфе о. Сахалин, на Кравцовском в Балтийском мо­ ре, широкое применение получила конструкция скважины со следу­ ющими сочетаниями обсадных колонн по диаметру - 762(660)х х 508(473)х 340x245x178 мм, соответственно, имеющие наимено­ вание - водоотделяющая (направление), кондуктор, промежуточные (технические) колонны; эксплуатационная колонна, спускаемая в сква­ жину, как сплошная, так и в виде хвостовика.

34

1 ,2 - изменение градиентов давлений, пластового, гидроразрыва пласта; 3 ,4 - пределы изменения плотностей бурового раствора

________________________Расчет плотностей бурового раствора p^pi, ps/P2приводится в главе 5 (5.2) ___________

При строительстве скважин с кустовых морских платформ и ку­ стовых площадок на суше, в соответствии со схемой разработки неф­ тегазового месторождения следует производить систематизацию сква­ жин по их назначению, методам заканчивания, по величине отклоне­ ния ствола от вертикали на глубине кровли продуктивного пласта, протяженности горизонтального ствола в пласте. Как правило, на кусте планируется пробурить ряд нефтегазодобывающих скважин, нагнетательные скважины для поддержания пластового давления, а также специальную скважину для захоронения отходов бурения. При этом, для эффективной организации и управления технологическим процессом строительства скважины и последующей ее эксплуатации, стремятся унифицировать конструкцию скважины по диаметру об­ садных колонн. Вследствие этого представляется возможность экс­ плуатационные скважины, в определенных условиях, переводить в нагнетательные и наоборот. Специальные скважины, пробуренные на верхние поглощающие пласты в дальнейшем могут быть углублены до продуктивного пласта.

В газовых скважинах из-за необходимости использования лиф­ товых труб (НКТ) большого диаметра, часто промежуточные колон­ ны спускаются в виде хвостовиков. Конструкция ГС и МЗС отлича­ ется от НСБО, в основном, конструкцией призабойной части скважи­ ны в пределах продуктивного пласта. При этом чаще всего в ствол скважины спускается перфорированный «щелевой» хвостовик, либо оставляется ствол необсаженным. В горизонтальных скважинах с ожи­ даемым в процессе эксплуатации интенсивном поступлении песка «хвостовик» цементируется и перфорируется. На практике приме­ няются различные виды конструкций скважин, в зависимости от их назначения и вида, горно-геологических условий строительства и глубины скважины. На рис. 3.3 представлены схемы ряда типовых конструкций скважин, применяемых в настоящее время в морском бурении в РФ и за рубежом.

Поскольку назначения обсадных колонн общеизвестны, то оста­ новимся более подробно на отдельных специфических особенностях крепления скважин на морских нефтегазовых месторождениях, в ча­ стности с кустовых стационарных платформ. Прежде всего, это от­ носится к креплению водоотделяющих колонн (направления) и кон­ дуктора.

36

3.1.Крепление водоотделяющей колонны (направления)

Вморском бурении, при строительстве скважин с стационарных платформ в основном, используются следующие два метода уста­ новки направления - забивка колонны и бурение скважины с после­ дующим спуском колонны и ее цементированием [29-33].

Метод забивки направления получил наибольшее применение на практике, по сравнению с вторым методом, в основном, за счет то­ го, что является весьма удобным в части ускорения процесса уста­ новки колонны. Как правило, направление забивается на максималь­ но возможную глубину, Однако, чаще всего углубление (забивка) на­ правления в дно моря не превышает 60-70 м. Верхняя часть колон­ ны направления и всех последующих, спускаемых в скважину об­ садных колонн, кроме «хвостовиков», устанавливается на глубине порядка 25-35 м ниже роторного стола буровой установки, где мон­ тируется противовыбросовое оборудование (ПВО). В результате, с учетом толщи воды и части длины направления, выступающей над уровнем моря, общая длина водоотделяющей колонны составляет по­ рядка 130-150 м (например, на шельфе о. Сахалин). Однако, метод забивки направления имеет существенный недостаток, заключающий­ ся в том, что из-за отсутствия цемента за колонной довольно часто в процессе дальнейшего углубления скважины, при бурении под спуск кондуктора, происходит размыв грунта в прибашмачной зоне напра­ вления, потеря циркуляции с выходом промывочной жидкости в мо­ ре. Это весьма нежелательное явление, так как сопряжено с отрица­ тельным воздействием на устойчивость платформы, вплоть до возмо­ жного ее разрушения, особенно в случае газоводопроявления сква­ жины и возникновения грифона. Основной причиной потери цирку­ ляции является превышение давления столба бурового раствора в скважине, на глубине башмака направления, над гидростатическим давлением столба воды за колонной на этой же глубине. При этом с достаточно высокой степенью вероятности можно утверждать, что существует гидравлическая связь между скважиной и морем. Име­ ется целый ряд практических решений по предотвращению и лик­ видации потери циркуляции, это: забивка направления на максималь­ но большую глубину; установка башмака колонны в глинистых от­ ложениях в более устойчивых породах; бурение долотом меньшего диаметра с последующей расширкой ствола под спуск кондуктора; применение бурового раствора с минимальной плотностью и высо­ кой вязкостью; применение методов доподъема раствора из скважи­

37

ны с уровня моря до желобной системы по манифольдной линии с помощью бурового насоса или компрессорным способом (эрлифт).

В случае, если принятыми мерами не удается восстановить цир­ куляцию жидкости в скважине, то производится закачка цементного раствора, т. е. осуществляется цементирование направления. Другим более кардинальным решением проблемы является спуск дополни­ тельного (второго) направления и его цементирование. В этом слу­ чае диаметр направления следует изначально выбирать максимально большим., чтобы иметь возможность спустить дополнительную (ре­ зервную) колонну. Например, при диаметре первоначального напра­ вления 762 мм, диаметр резервного направления может быть принят равным 620 мм или 606 мм. Эю позволит спустить кондуктор 0 473 мм на расчетную глубину и, по существу, сохранить параметры выбран­ ной конструкции скважины.

В связи с изложенным, с целью предупреждения потери цирку­ ляции, учитывая также то обстоятельство, что глубина спуска кон­ дуктора в отдельных случаях достигает 600-700 м и более по верти­ кали, и при этом не исключается вероятность газоводпроявления скважины на интервале, то следует производить проверку герметич­ ности прибашмачной зоны водоотделяющей колонны после ее за­ бивки, как это предусмотрено в ПБ08-624-03 [4] для кондукторов. Поэтому заранее следует проводить изыскательные работы в районе установки морской платформы и определить величину давления ги­ дроразрыва пласта на глубине башмака направления и установить ве­ личину давления опрессовки. По результатам проверки на герметич­ ность прибашмачной зоны направления принимаются необходимые технические решения, например, цементирование колонны, закачка специальной пасты или добивание колонны. Отметим, что на водо­ отделяющую колонну устанавливается дивертор, обеспечивающий герметизацию устья скважины при возможном проявлении скважи­ ны на интервале бурения под кондуктор.

Второй метод установки направления, несмотря на обеспечение надежности от потери циркуляции раствора в скважине, является весьма непрактичным методом. Основным недостатком метода яв­ ляется то, что при бурении скважины с выносом выбуренной поро­ ды на уровень дна моря имеет место обратное выпадение шлама в скважину, образование пробок в скважине, осыпание пород, и вслед­ ствие этого возникает необходимость повторных проработок ство­ ла, недоведение колонны до забоя и т. д. В этих условиях некото­ рым положительным решением является заполнение скважины утя­

38

желенным вязким буровым раствором, обеспечивающим устойчи­ вость стенок от обрушения, перед подъемом бурильного инструмен­ та под спуск направления. Второй метод крепления водоотделяющей колонны получает все меньшее применение на практике, также вслед­ ствие отрицательного влияния на экологию морской среды.

При строительстве скважин с плавучих полупогружных буровых установок (ППБУ) и буровых судов (БС), в условиях глубины моря свыше 80-100 м, направление спускается в пробуренную скважин и цементируется.

Верхняя часть направления устанавливается в опорной плите на дне моря, оборудуется колонной головной и блоком превенторов. Устье скважины соединяется с направлением с помощью морского стояка (райзера). Цементируется направление через бурильные трубы.

3.2.Крепление кондуктора

Основное назначение кондуктора - это перекрытие неустойчи­ вых горных пород, слагающих верхнюю часть стратиграфического разреза скважины и установка на нем противовыбросового обору­ дования. Как правило, глубина спуска кондуктора определяется по совмещенному графику давлений из условия недопущения гидро­ разрыва пород в зоне башмака колонны при нефтегазоводопроявлении и закрытии превентора, на интервале бурения под следующую обсадную колонну согласно принятой конструкции скважины. По­ этому башмак кондуктора следует устанавливать в глинистых отло­ жениях в более устойчивых породах. Высота подъема цемента за кондуктор независимо от назначения скважины и месторасположе­ ния (моря, суша) в соответствии с требованиями ПБ08-624-03 пре­ дусматривается до устья. В морском бурении, для обеспечения усло­ вий ликвидации скважины, цемент за кондуктором, также как за остальными обсадными колоннами, спускаемыми сплошными от устья до забоя, поднимается до уровня примерно на 10 м ниже дня моря. Глубина спуска кондуктора связана также с параметрами про­ филя скважины. Так при бурении НСБО часто предусматривается завершение работ по набору кривизны и направлению ствола сква­ жины в проектный азимут на интервале бурения под спуск кондук­ тора. Это позволяет обеспечить более оптимальные условия бурения остальных интервалов скважины, как в части выбора параметров режима бурения, так и предупреждения аварий и осложнений. Глу­ бина спуска кондуктора, равно как остальных обсадных колонн, опре­

39

деляется по графику совмещенных давлений. Типовая схема графика для скважины на морском месторождении Арктического шельфа РФ представлена на рис. 3.1. Следует заметить, что на этих месторожде­ ниях в стратиграфическом разрезе скважин отсутствует сколь-либо значительные изменения в величинах пластового давления и давле­ ния гидроразрыва пласта. Некоторые основные параметры базовой скважины следующие: глубина кровли продуктивного пласта по вер­ тикали Нкр = 2400 м. Толщина пласта hm = 20...30 м; пластовые дав­ ления Рал = 26,0 МПа. Скважины наклонно направленные с различны­ ми отходами забоев от вертикали (от 600...700 м до 6000...7000 м). Параметры проектного профиля и конструкция базовой скважины представлена в табл. 4.2 и на рис. 3.1.

В связи с отсутствием в разрезе скважины зон с резкими отли­ чиями несовместимости условий бурения, в проектируемой НСБО глубины спуска обсадных колонн определяются в большей степени требованиями предупреждения аварий и осложнений, связанных с большими значениями зенитного угла и отклонением ствола от вер­ тикали. Поэтому проектирование конструкции скважины произво­ дится одновременно с проектированием профиля скважины, на осно­ вании которого уточняется глубина и диаметры спускаемых обсад­ ных колонн. Например, глубина спуска кондуктора 0 473 мм, най­ денная по совмещенному графику, могла быть не более 300-500 м по вертикали. Однако, учитывая то обстоятельство, что следующая обсадная колонна 0 340 мм должна перекрывать интервал ствола с кривизной до 75,66° на значительной глубине - 2853,1 м, то с целью сокращения длины открытого ствола между кондуктором и следу­ ющей технической колонной /о, глубина спуска кондуктора увели­ чена до 700 м по вертикали. При этом для обеспечения условий нор­ мального спуска колонны до забоя интенсивность набора кривизны La и значение угла <Хк ограничены соответственно до 1°/10 м и 40. Характерно, что /о по мере уменьшения диаметра обсадной колонны, подлежащей к спуску в скважину, сначала возрастает, затем умень­ шается. Так, наибольшее значение /о, доходящее до 4400 м и более имеет место при бурении ствола под спуск колонны 0 244,5 мм, за­ тем /о уменьшается до 1150 м на интервале бурения под спуск хво­ стовика 0 177,8 мм и т. д. Это связано, в основном, с тем, что с уве­ личением глубины скважины возрастают силы сопротивления при движении бурильной (обсадной) колонны, возрастает опасность воз­ никновения аварий и осложнений в условиях малых зазоров между скважиной и компоновкой низа бурильной колонны (КНБК). Глуби­

40