Оптимизация профилей скважин с большой протяженностью горизонтального участка

Optimization of profiles of wells with great length of horizontal section

M. FATTAKHOV, I. AKHMETSHIN, «LUKOIL-Engineering» LLC’s subsidiary «KogalymNIPIneft» in Tyumen’

С каждым годом усложняется структура запасов существующих нефтяных месторождений, что требует применения новых технологически сложных решений. Одной из таких технологий является совмещение строительства скважин с большим отходом от вертикали (БОВ) с проведением многозонного ГРП.

For the first time among Russian oil & gas-producing Cos in industrial scale «LUKOIL» JSC introduced technology of multi-zone hydraulic fracturing of layer in horizontal wells.

В работе представлены основные подходы при проектировании таких скважин для ОАО «ЛУКОЙЛ» в Западной Сибири.

ОАО «ЛУКОЙЛ» первой из российских нефтегазодобывающих компаний в промышленном масштабе внедрила технологию многозонного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах (МГРП в ГС). В 2011 г. на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» построено и введено в эксплуатацию порядка ста горизонтальных скважин с МГРП в ГС, технология переведена в промышленную категорию.

В ближайшей перспективе планируется строительство и проведение МГРП в ГС с протяженностью горизонтального участка 1500 м. Потенциальными объектами для внедрения данной технологии являются низкопроницаемые юрские объекты и Баженовская свита. Площадь распространения нефтеносных сланцев отложений Баженовской свиты и ее возрастных аналогов занимает более 40% территории ХМАО-Югры, извлекаемые ресурсы нефти в пластах Баженовской свиты в округе составляют более 3 млрд тонн [1]. На юрские объекты в Когалымском регионе строится порядка 60 – 65% скважин, в том числе ежегодно 80 – 100 ГС.

Опыт строительства скважин с большим отходом от вертикали (БОВ) свидетельствует, что к таковым относят скважины, в которых отношение глубины забоя по вертикали к его смещению от устья составляет 1:2 и более – такое отношение принято использовать для определения сложности бурения скважин с БОВ [2]. В рассматриваемом нами случае скважины будут иметь соотношение в диапазоне от 1:2 до 1:3, что относит их к скважинам с БОВ и подразумевает наличие рисков при их строительстве. Основными проблемными моментами при строительстве этих скважин с применением традиционных буровых станков и КНБК нами определены (в порядке приоритетности):
  • обеспечение устойчивости и управляемости бурильной колонны;
  • дохождение нагрузки на долото при бурении;
  • обеспечение спуска эксплуатационной колонны (178 мм) и хвостовика (114 мм) до проектных глубин.
Для минимизации этих рисков нами предложено подобрать «энергосберегающий» профиль, позволяющий минимизировать суммарные потери на трение посредством подбора типа профиля, интенсивностей набора кривизны и длин участков стабилизации. Для простоты и наглядности расчетов приняты следующие условия и допущения:
  1. Профиль расположен в одной плоскости.
  2. Расчет выполнен для «потенциальных» юрских объектов (глубина по вертикали Hmaxзабоя на t1 2862 м и на t2 2865 м).
  3. Смещение A на начало горизонтального участка (t1) составляет 800 м, на окончание (t2) – 2300 м. Длина горизонтального участка 1500 м.
  4. Длина вертикального участка Hminверт от 350 м (из условия минизирования риска пересечения стволов в интервале кондуктора) до 1900 м (ниже глубины установки глубинного насосного оборудования).
  5. Минимальная интенсивность в интервале набора кривизны ?min = 0,7°/10 м (определяется из условия отсутствия «нырка» профиля «под себя» (рис. 1б):
    ?min = 57,3/Rкривизны*10м = 57,3/А*10 м = 57,3/800*10 м = 0,716 град/10 м.
  6. Максимальная интенсивность в интервале набора кривизны ?max = 4,0°/10 м (определяется из условия обеспечения проходимости 178 мм эксплуатационной колонны: максимально возможная интенсивность от 3,5 до 5,0°/10 м, в зависимости от типа резьбового соединения).
  7. Параметры бурового раствора: плотность 1080 кг/м3, коэффициент трения внутри обсадной колонны kтр. = 0,28, в интервале открытого ствола (горизонтального участка) kтр. = 0,35.
  8. Режим бурения под эксплуатационную колонну 178 мм: нагрузка на долото 10 тонн, вращение 60 мин-1. Режим бурения под хвостовик 114 мм: нагрузка на долото 3,5 тонн, вращение 60 мин-1.
  9. Используются стандартные буровой станок (грузоподъемность 200 тонн) и бурильные компоновки (№1: долото 220,7 мм + ВЗД + ЗТС + немагнитная УБТ 190,5 мм 10 м + СБТ 127 мм остальное; №2: долото 152,4 мм + ВЗД + ЗТС + СБТ 89 мм 540 м + УБТ 120,7 мм 25 м + СБТ 89 мм остальное).
Рис. 1. Расчетные профили ГС: а) пятиинтервальный; б) трехинтервальный (схема для определения минимальной интенсивности из условия отсутствия «нырка» профиля «под себя»)
Расчет осевых нагрузок был произведен для традиционно применяемых пяти- (варианты 1.1 - 1.8) и трехинтервального (варианты 2.1 - 2.3) профилей ГС (рис. 1). При этом в расчетах были взяты различные сочетания (максимальных и минимальных значений) исходных параметров профилей.

Из результатов расчета (табл. 1), во-первых, следуют выводы общего характера:
  1. С точки зрения обеспечения устойчивости (отсутствия изгиба) бурильной колонны наиболее предпочтительным является пятиинтервальный профиль ГС.
  2. При бурении под эксплуатационную колонну определяющим является обеспечение нагрузки на долото. Риск потери устойчивости (изгиб) бурильной колонны отсутствует (у пятиинтервального профиля ГС полностью).
  3. При бурении горизонтального участка определяющим является сохранение устойчивости (изгиб) бурильной колонны. При этом изменение нагрузки на долото, за счет варьирования параметрами профиля, будет незначительным (вес на крюке для вариантов «без винтового изгиба бурильной колонны» изменяется на ±0,7 тонн при добуривании забоя на Т2).
Табл. 1. Результаты расчетов осевых нагрузок для различных профилей ГС
Примечания: 1. Зеленым выделены лучшие показатели, оранжевым – близкие к лучшим, синим – наихудшие. 2. S – синусоидальный изгиб, Н – винтовой изгиб.
Во-вторых, применительно к условиям рассматриваемой задачи, наиболее предпочтительными являются профили ГС по вариантам 1.2, 1.4 и 1.6. Они не имеют наихудших и обладают по большинству показателей «положительными» значениями. Из их числа, с точки зрения экономических показателей, предпочтительным является вариант 1.4, как имеющий наименьшую протяженность транспортного ствола (при этом длина горизонтального участка у всех вариантов неизменна – 1500 м).

Для этого варианта профиля смоделирован процесс спуска 114 мм хвостовика с техническими средствами для проведения МГРП (фрак-порты, пакера), установленными через каждые 50 м (интервал между портами ГРП составляет 100 м). Из результатов расчетов следует, что хвостовик спускается до забоя и теряет устойчивость (изгибается) только при разгрузке башмака на забой в 2,5 тонн. Следовательно, проблем при спуске хвостовика из-за неточности выбора профиля не должно быть.
Рис. 2. Секционирование бурильной колонны
I – КНБК, управление траекторией бурения
II – легкие бурильные трубы увеличенного диаметра, передача сжимающих осевых нагрузок
III – толстостенные бурильные трубы, передача осевых сжимающих нагрузок в условиях изгиба
IV – толстостенные или обычные бурильные трубы, создание осевой нагрузки на долото
V – УБТ, создание осевой нагрузки на нижнюю часть бурильной колонны
VI – обычные бурильные трубы, растягивающие усилия
Технологическими решениями, позволяющими повысить эффективность бурения скважины с БОВ, являются подбор эффективных компоновок для бурения (рис. 2) и применение роторно-управляемых систем (РУС). Для снижения момента при бурении могут использоваться невращающиеся протекторы БТ и переводники типа роликоподшипников, размещаемых на участке набора угла, а часть из них – на участке стабилизации.
Табл. 2. Сведения по проходке и механическим скоростям при бурении горизонтальных участков стволов на Ватьеганском месторождении
Опыт использования РУС с долотом 142,9 мм при бурении под хвостовики на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» показывает (табл. 2), что в сравнении с традиционными способами бурения механическая скорость с РУС возрастает до трех раз. Кроме этого, при использовании РУС улучшается качество подготовленности ствола, что значимо при спуске хвостовиков большой протяженности.

На основе представленных в работе решений в настоящее время разрабатывается ПСД на строительство ГС с протяженностью горизонтального участка в 1500 м.

Литература

  1. Шестая Российско-Германская сырьевая конференция может пройти в Югре // сообщение Службы информации регионального информационного центра «Югра» от 13.04.2012 г. (http://www.informugra.ru/news/policy/shestaya-rossiysko-germanskaya-syrevaya-konferentsiya-mozhet-proyti-v-yugre).
  2. Майк Мимс, Тони Крепп, Харри Вильямс. Проектирование и ведение бурения для скважин с большим отклонением от вертикали и сложных скважин // К&М Текнолоджи Груп, ЛЛК: Хьюстон, Техас. 1999. 227 с.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Фаттахов М.М.

    Фаттахов М.М.

    заместитель начальника отдела техники и технологии строительства скважин

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», г. Тюмень

    Ахметшин И.К.

    Ахметшин И.К.

    заведующий лабораторией сопровождения и внедрения промывочных жидкостей

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», г. Тюмень

    Просмотров статьи: 8874

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru