Оптимизация конструкции эксплуатационных скважин на Юрубчено-Тохомском месторождении

УДК 550.822.7

ОПТИМИЗАЦИЯ КОНСТРУКЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН НА ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

© С.А. Сверкунов1

Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.

Приведены результаты исследования конструкции эксплуатационных скважин на Юрубчено-Тохомском месторождении, выявлены существенные недостатки принятой на месторождении конструкции скважин. Предложен технический и технологический вариант по оптимизации затрат при строительстве эксплуатационных скважин.

Библиогр. 5 назв. Ил. 1. Табл. 3.

Ключевые слова: эксплуатационное бурение; конструкция скважины; направление; техническая колонна; дебит скважины.

PRODUCTION WELL OPTIMIZATION IN YURUBCHEN-TOKHOMSKY FIELD S.A. Sverkunov

Irkutsk State Technical University, 83, Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.

The article offers results on production well design in the Yurubchen-Tokhomsky oil field. It reveals essential limitations of the well design employed in the field. The technical and technological proposal was made to optimize costs of constructing production wells.

5 references.1 figure. 3 tables.

Key words: production drilling; well constructions; conductor; protecting string; well production.

При проектировании конструкции эксплуатационных скважины на нефть и газ необходимо учитывать большое количество факторов, основными из которых являются:

- экономичность,

- максимальный дебит нефти и газа,

- обеспечение требований безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

По результатам исследования конструкций эксплуатационных скважин на Юрубчено-Тохомском месторождении выявлено, что его геологические условия позволяют пересмотреть действующие проектные решения. Разбуривание месторождения началось сравнительно недавно (2010 г.), поэтому сокращение затрат на начальном этапе разработки месторождения позволит оптимизировать в дальнейшем затраты на строительство скважин.

Типовая конструкция скважины

при бурении эксплуатационных скважин на нефть и газ обычно предусматривает несколько операций при спуске обсадных колонн на разную глубину в зависимости от их назначения и с учетом геологических условий месторождения [5].

Направляющая обсадная колонна предназначена для перекрытия рыхлых четвертичных отложений, для предотвращения размыва устья и поглощения бурового раствора при бурении под кондуктор.

Кондуктор необходим для изоляции верхних водоносных горизонтов от нижележащих пластов, установки про-тивовыбросового оборудования, перекрытия зон поглощения бурового раствора.

Промежуточная техническая обсадная колонна используется с целью

'Сверкунов Сергей Александрович, аспирант кафедры нефтегазового дела, тел./факс: 8(3952) 526057, 89500505386, е-mail: dobro_75@mail.ru

Sverkunov Sergei, Postgraduate of the Department of Oil and Gas Business, tel^x: 8(3952) 526057, 89500505386, е-mail: dobro_75@mail.ru

перекрытия зон, несовместимых по условиям бурения.

Эксплуатационная обсадная колонна проектируется с целью перекрытия газовой части продуктивного пласта.

Открытый ствол (горизонтальная часть) проектируется с целью вскрытия нефтяной части продуктивного пласта.

Исходя из этих условий, выбирается окончательная конструкция скважины.

В табл. 1 представлена типовая конструкция скважин, в которой отражены последние проектные решения, применяющиеся при бурении эксплуатационных скважин на Юрубчено-Тохомском месторождении.

В данной конструкции можно отметить несколько существенных недостатков:

- в условиях полного поглощения в интервалах направления и кондуктора возможно исключение направления с заменой его на шахтное направление, как это рекомендовалось ранее [3];

- техническая колонна в условиях Юрубчено-Тохомского месторождения не выполняет функцию перекрытия несовместимых зон по условиям бурения.

Эти недостатки могут быть ликвидированы путем внесения изменений в конструкцию скважин на Юрубчено-Тохомском месторождении при бурении под техническую и эксплуатационную колонну. Этот интервал бурения сложен доломитами и солями с пластовыми залежами долеритов (в ангарской, усоль-ской, катангской свитах).

За время разработки данного месторождения (с 2010 г.) проект на строительство скважин несколько раз менялся (табл. 2).

Согласно первому проектному решению [1] глубина установки технической колонны предусматривалась до подошвы нижнебельской свиты (1500 м) с целью перекрытия несовместимых по условиям бурения зон, включая ангарскую, булайскую и верхнебельскую свиты. С этой конструкцией пробурено 7 скважин (вариант 1 в табл. 2).

После внесения изменений в проект [2] спуск технической колонны предусмотрен до глубины 2150 м до подошвы тэтэрской свиты с целью перекрытия несовместимых по условиям бурения зон, включая усольскую свиту и осинский горизонт. С данной конструкцией пробурено 3 скважины (вариант 2 в табл. 2).

Таблица 1

Типовая конструкция скважины на Юрубчено-Тохомском месторождении

Название колонны Интервал по вертикали, м Интервал по стволу, м Плотность бурового раствора Диаметр ствола колонны, мм Интервал подъема тампонажно-го раствора, м

Направление 0 - 50 0 - 50 1,1 490/426 До устья

Кондуктор 0 - 360 0 - 360 1,1 394/324 До устья

Промежуточная колонна 0 - 2150 0 - 2695 1,05 295,3/245 До устья

Эксплуатационная колонна 0 - 2380 0 - 3140 0,96 219,1/178 До устья / Открытый забой

Открытый ствол (горизонтальный) 2380 -2382 3140 -4140 0,96 152,4 Не цементируется

При бурении скважин с двумя различными конструкциями в обоих случаях осложнений при вскрытии осинского горизонта не выявлено. При этом в первом варианте (при спуске технической колонны до подошвы нижнебельской свиты) вскрытие осинского горизонта происходило при плотности бурового раствора 1,04-1,06 г/см . В дальнейшем при бурении нижележащих интервалов происходило снижение плотности до 0,96 г/см3 (при вскрытии кровли рифея) без проведения каких-либо работ по изоляции осинского горизонта.

Из этого можно сделать вывод, что

Геологические характеристики провс

градиент пластового давления в осин-ском горизонте и усольской свите не соответствует заявленному в проекте (0,101 кг/см/м). Даже

при снижении плотности бурового раствора ниже 1 г/см3 осинский горизонт никак себя не проявляет. Следует отметить, что проектные данные по пластовому давлению в интервалах усольской свиты и осин-ского горизонта являются расчетными величинами, чем и объясняется данное несоответствие.

Основной же проблемой при бурении являются поглощения вплоть до

Таблица 2

скважин на Юрубчено-Тохомской зоне

Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Конструкция скважины Глубины спуска обсадных колонн Г радиент пластового давления Г радиент гидроразрыва пород

свита кгс/см2 на м кгс/см2 на м

1 2 3 4 5 6

0 - 378 Напр авляю щая колонна 426мм до 50м 0,095 0,176

Кондуктор 324мм до 360м

Литвинцевская 378 - 623 0,096 0,151

Ангарская 623 - 918 0,096 0,151

Булайская 918 - 1008 0,093 0,15

Верхнебельская 1008 - 1323 Вариант 1 Техническая колонна 245мм до 1500м 0,093 0,15

Нижнебельская 1323 - 1573 0,094 0,151

1573 - 1927 0,101 0,156

Усольская Осинский горизонт 1927 - 2013 0,101 0,156

Подосинские долериты 2013 - 2053 0,098 0,198

2053 - 2113 Вариант 2 Техническая колонна 245мм до 2150м 0,101 0,156

Тэтэрская 2113 - 2160 0,093 0,15

Собинская 2160 - 2220 0,093 0,15

Катангская 2220 - 2298 0,093 0,15

Оскобинская 2298 - 2318 0,093 0,15

Ванаварская 2318-2323 0,093 0,15

Рифей газовая часть 2323 - 2348 Эксплуатационная 0,092 0,096

Рифей не фтяная часть 2348 - 2380 колонна 178мм до 2380м 0,092 0,096

Рифей не фтяная часть 2380 -2382 Открытый ствол интервал по вертикали 2380-2382м 0,092 0,096

катастрофических в интервалах подоси-нских долеритов, катангской свиты и рифея. Причина поглощений - аномально низкие пластовые давления. Поэтому, наряду с традиционными мерами по борьбе с поглощениями, необходимо прибегать и к снижению плотности бурового раствора.

Следовательно, основная задача технической обсадной колонны не выполняется. В интервале при бурении под техническую и эксплуатационную колонны нет несовместимых по бурению зон и данный интервал может быть пройден одним диаметром без спуска промежуточной обсадной колонны (рисунок).

Таким образом, бурение на растворе плотностью 0,96г/см возможно в интервале 600-2380 м. То есть вместо спуска двух обсадных колонн в данном интервале (245 мм и 178 мм) достаточно спустить одну обсадную колонну диаметром 245/219 мм

Предлагаемая конструкция скважины с учетом результатов исследования (табл. 3, рисунок) предусматривает исключить техническую обсадную колонну и на всем интервале использовать только эксплуатационную колонну.

Технологически есть возможность

бурить данный интервал в соответствии с первым проектным решением, то есть вплоть до катангской свиты (до 2220 м) поддерживать плотность бурового раствора 1,04-1,06 г/см3. Далее при бурении венда и рифея (газовая часть) снижать плотность до 0,96 г/см3. Хотя есть возможность бурения всего интервала 600-2380 м на плотности 0,96 г/см . Данное техническое и технологическое решение не является нарушением правил безопасности (ПБ-03) в нефтяной и газовой промышленности, так как пластовые давления по пробуренным скважинам ниже, чем представленные в проектной документации [3].

Предлагаемая конструкция скважины в целом имеет преимущество перед традиционной конструкцией, хотя можно отметить как положительные, так и отрицательные моменты.

Положительными моментами предлагаемой конструкции скважины являются:

- уменьшение затрат на обсадную трубу диаметром 178 мм (порядка 15-20 млн руб);

- значительное уменьшение затрат на долота диаметром 152,4 мм;

- уменьшение сроков строительства скважины;

Таблица 3

Предлагаемая конструкция эксплуатационной скважины Юрубчено-Тохомском месторождении

Название колонны Интервал глубины по вертикали, м Интервал глубины по стволу, м Плотность бурового раствора Диаметр ствола колонны, мм Интервал подъема там-понажного раствора, м

Шахтное направление 0 - 10 0 - 10 1,1 490/426 До устья

Кондуктор 0 - 600 0 - 600 1,1 394/324 (298,5) До устья

Эксплуатационная колонна 0 - 2380 0 - 3140 0,96 295 / 245 (219) До устья/ Открытый забой

Открытый ствол (горизонтальный ствол) 2380 -2382 3140 -4140 0,96 215,9 (190,5) / 146,1 Не цементен-тируется

Стратиграфический разрез Эквивалент градиента давления, кгс/см2 на 10 м

1 1,2 1,4 1,6 1,8 2 2,2 2/

0

Диам. колонн, мм 426 298,5 219,1 146,1

50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1 000 1 050 1 100 1 150 1 200 1 250 1 300 1 350 1 400 1 450 1 500 1 550 1 600 1 650 1 700 1 750 1 800 1 850 1 900

1 950

2 000 2 050 2 100 2 150 2 200 2 250 2 300 2 350

Под

. Эвенкийская^

правление

Под ОК "Конду

ктор

^Литвинцевская)

[верхнеБельская)

д ОК "Эксп

СУсольская)

Сосинский

С Тэтэрска я)

Ссобинская)

С Катангская)

. ра^няияпская,

[Рифе^ Под ОК "Х

|уатационн

Л

График совмещенных давлений

"На

Булайская

- исключение технической обсадной колонны из конструкции скважины приведет к увеличению конечного диаметра бурения горизонтального ствола (190,5-215,9 мм по сравнению с 152,4 мм), что даст возможность провести более широкий комплекс геофизических и гидродинамических исследований в скважине.

Отрицательными моментами

предлагаемой конструкции скважины являются:

- увеличение затрат на долота диаметром 295 мм;

- увеличение глубины спуска кондуктора 324/298,5 мм;

- сложность внесения изменений в существующий проект.

Выводы. Предложенная конструкция значительно снижает затраты на строительство скважины и обеспечивает увеличение конечного дебита нефти, но при этом обладает одним существенным «минусом» - это сложность изменения действующего проекта, но сделать это в данной ситуации представляется целесообразным.

Библиографический список

1. Групповой рабочий проект № 653 на строительство эксплуатационных наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием на первоочередном участке Юрубчено-Тохомского месторождения (кусты: к-3 (304, 581, 589), к-4 (579, 580, 588), к-6 (234, 533, 543, 558). - Томск, 2010. - 338 с.

2. Дополнение № 1 к групповому рабочему проекту № 653 на строительство эксплуатационных наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием на первоочередном участке Юрубчено-Тохомского месторождения (кусты: к-3 (304, 581, 589), к-4 (579, 580, 588), к-6 (234, 533, 543, 558) со спуском промежуточной колонны в подошву тэтэрской свиты. - Красноярск, 2012. - 358 с.

3. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08624-03). - Москва, 2003. - 168 с.

4. Сверкунов С.А., Сокольников Д.С. Необходимость изменения конструкции скважин в геологических условиях Восточной Сибири при добыче углеводородов. - Вестник НИИрГТУ, 2012. - №9 (б8). - С. 72-76

5. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб.для вузов / Под ред. А.И. Спивака. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 509 с.

References

1. Work project № 653 for construction of operating inclined-directional holes with horizontal ending at the site of Jurub-chen-Tokhomsky deposit (clusters nos.) [Rabochiy project № 653 na stroitelstvo expluatacionnyh naklonno-napravl ennyh skvazhin s gorizontaljnym okonchaniem na uchastke Jurubchen-Tohomsky mestorozh-denia]. Tomsk, 2010, 338 p.

2. Adendum № 1 to work project no. 653 with descending intermediate pipe string into the bottom of the Tetersky formation. [Dopolnenie № 1 k rabochemu proektu so spuskom promezhutochnoy kolonny v podoshvu Teterskoi svity]. Krasnoyarsk, 2012, 358 p.

3. Safety regulations in petroleum and gas industry. [Pravila bezopasnosti v nyftjanoy I gazovoy promyshlennosti]. Moscow, 2003, 168 p.

4. Sverkunov S.A., Sokolnikov D.S. Change of well construction necessitated by geological conditions in East Siberia in hydrocarbon production. [Neobhodimostj izmenenija konstrukcii skvazhin v geolog-icheskih uslovijah Vostochnoy Sibiri pri dobyche uglevodorodov. Bulletin RI ISTU, 2012, no. 9 (68), pp. 72-76

5. Technology of drilling of oil and gas wells. [Tehnologia burenia neftjanyh I gazovyh skvazhin]. Uchebnik - Textbook. Ed. Spivak A.I. Moscow: «Nedra-Business Center», 2003, 509 p.

Рецензент кандидат геолого-минералогических наук, доцент Иркутского государственного технического университета А.В. Карпиков