ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ УРЕНГОЙСКОГО НГКМ

PROMISING TECHNOLOGIES FOR THE ACHIMOV DEPOSITS OF THE URENGOY OIL AND GAS CONDENSATE FIELD

V.B. DOKUNIKHIN1, V.S. SHABROV1, A.M. MILENKIY1, A.A. YAVORSKY1, I.U. YUSUPOV2,
A.I. TROBOV2, V.A. KUZIN1, R.K. NAFIKOV1, R.T. ABDULLAEV2, F.R. GABDRAFIKOV1,
V.V. RAZMAKHNIN2, L.R. SABIROV3
1Energy of oil and gas service LLC, Moscow, 115114, Russian Federation
https://www.engsdrilling.ru/, engs@engsdrilling.ru
2Energy Oil and Gas Service LLC, Novy Urengoy Branch, Novy Urengoy, 629309, Russian Federation
3Achim Development LLC, Novy Urengoy, 629303, Russian Federation
hotline@achimdevelopment.ru

При разработке сложных геологических залежей УВ (ТРИЗ) в процессе строительства эксплуатационных скважин в ачимовских толщах Уренгойского НГКМ возникают тяжелые аварии и осложнения, обусловленные агрессивными скважинными условиями. Ликвидация подобных инцидентов требует значительных финансовых и временных затрат с высокими рисками усугубления технического состояния скважины, в том числе, по причине малых кольцевых зазоров в интервалах размещения эксплуатационных колонн и хвостовиков. Авторами статьи, на основе накопленного практического опыта компании ЭНГС, предлагаются современные эффективные алгоритмы и оборудование для решения указанных проблем, а также возможности возращения к реанимации бездействующего фонда аварийных ачимовских скважин. Предложены апробированные универсальные решения по ЗБС и применению технологии MPD.

When developing complex geological hydrocarbon deposits (hard-to-recover reserves) during the construction of production wells in the Achimov strata of the Urengoyskoye oil and gas condensate field, severe accidents and complications occur due to aggressive well conditions. The elimination of such incidents requires significant financial and time costs with high risks of aggravating the technical condition of the well, including due to small annular gaps in the intervals where production strings and liners are located. The authors of the article, based on the accumulated practical experience of ENGS, offer modern efficient algorithms and equipment to solve these problems, as well as the possibility of returning to the resuscitation of the inactive stock of emergency Achimov wells. Proven universal solutions for sidetracking and the use of MPD technology are proposed.

При строительстве ачимовских скважин в сложных горногеологических условиях Западной Сибири, на Уренгойском НГКМ, в частности, периодически возникают различные технические инциденты, устранение которых стандартными методами ликвидации сопряжено с низкой эффективностью работ, длительными сроками реализации, и в итоге – с ростом капитальных затрат как буровых подрядчиков, так и Заказчиков. Кроме того, существующий фонд действующих и законсервированных по каким-либо техническим и геологическим причинам скважин, предполагает необходимость проведения восстановительных работ с целью повышения качества разработки месторождений. Таким образом, поиск принципиально новых инженерных подходов к решению указанных проблем с учетом потенциальных возможностей импортозамещения, является актуальной задачей отрасли как для буровиков, так и для добывающих предприятий Российской Федерации [1–4].
ООО «Энергия нефтегазового сервиса» (далее ООО «ЭНГС») с 2008 г. занимается строительством скважин в арктической зоне Западной Сибири и является инициатором и интегратором внедрения множества технологических новинок в роли генерального подрядчика, а также ключевым участником применения новых технологий Заказчика, работая по суточной ставке (рис. 1).
Многолетний анализ возникающих при строительстве скважин с ТРИЗ (ачимовские, юрские) осложнений и инцидентов позволил сформировать совместно с Заказчиками и проектными организациями высококомпетентную инженерную школу и найти ряд технологических решений как по строительству скважин классического S-образного профиля, так и по горизонтальному бурению протяженных стволов для проведения МСРП, сократив более чем вдвое первоначальные сроки буровых работ.
Так, по целому комплексу текущих проблем и вопросов перспективного стратегического развития буровой науки за прошедшие пять лет были апробированы и внедрены в производство, в том числе на уровне проектных решений, следующие технологии, оборудование и инструменты.

Предотвращение дифференциального прихвата КНБК:
• Бурение протяженных интервалов с РУС и LWD в одно долбление;
• Определение плотности бурового раствора по факту с использованием данных ЭЦП;
• Применение специализированных кольматирующих добавок в составе бурового раствора (Max Bridge от Baker Hughes, Safeblande от NBS Solutions);
• Минимизация времени нахождения колонны труб без движения (во время наращиваний, снятия замеров);
• Технология бурения с управляемым давлением с применением оборудования MPD от Schlumberger, Weatherford, ГНС.

Передовые технологии бурения на обсадной колонне и крепления:
• Бурение на обсадной колонне образует минимальное кольцевое пространство;
• Выбуренный шлам затирается в стенки скважины, что приводит к герметизации пластовых пор, уменьшению поглощений бурового раствора, повышению устойчивости ствола скважины и качества цементирования;
• Сокращение цикла строительства этапа под кондуктор 530–324 мм более чем на 2 суток;
• Собственные рецептуры тампонажных растворов;
• Использование полужестких центраторов с «нулевым» пусковым усилием;
• Использование низкофрикционных центраторов;
• Динамическое цементирование обсадных колонн;
• Самовосстанавливающиеся цементные смеси;
• Использование современного ПО Cempro+ для моделирования процессов крепления;
• Проведение инженерных расчетов с использованием ПО Wellplan.

Многолетний анализ возникающих при строительстве скважин с ТРИЗ (ачимовские, юрские) осложнений и инцидентов позволил сформировать совместно с Заказчиками и проектными организациями высококомпетентную инженерную школу и найти ряд технологических решений как по строительству скважин классического S–образного профиля, так и по горизонтальному бурению протяженных стволов для проведения МСРП, сократив более чем вдвое первоначальные сроки буровых работ.

Отдельным направлением в технологии строительства скважин, от которого зависит окончательный результат работ, как качественного инженерного объекта добычи, является успешное их заканчивание со спуском хвостовиков, что особенно актуально для субгоризонтов с большим количеством портов ГРП:
• Использование подвесок, позволяющих вращать хвостовик при спуске;
• Применение композитных цельнокорпусных центраторов;
• Использование эксцентричного прорабатывающего башмака;
• Нахождение колонны при спуске без движения в открытом стволе не более 2-х минут;
• Обработка бурового раствора специализированным смазочным реагентом для РУО (OMNI-LUBE Baker Hughes) на заключительной промывке перед спуском ОК 114.3 мм.

Предотвращение МКД (что особенно важно для газовых скважин):
• Металлокордовые пакера WellTek типа 812 WLP являются барьером для прохождения газа по каналам в цементном камне и предотвращают возникновение МКД;
– Устанавливаются при спуске на 178 ЭК, распакеровка происходит путем набора избыточного давления в трубном, герметизируя при этом 178/245 межколонное пространство;
– Устанавливается в районе башмака 245 мм технической колонны.
Применение цифровых систем АСБ, DrillOps:
– Полная автоматизация подачи долота на забой;
– Постоянный контроль электроникой;
– Рост механической скорости бурения в независимости от квалификации бурильщика, породы или траектории скважины;
– Эффективное управление положением отклонителя ВЗД в направленном бурении;
– Повышение качества ствола скважины за счет снижения извилистости;
– Увеличение механической скорости проходки до 10-15 % (в пластичных породах).
Тем не менее, несмотря на применяемые технологии, критический «человеческий» фактор остается наиболее частой причиной возникновения тяжелых аварий и инцидентов в буровой практике и при КРС.
Так, при цементировании 114 мм эксплуатационного хвостовика одной из ачимовских скважин Уренгойского НГКМ в декабре 2021 года, произошло преждевременное схватывание тампонажного раствора, в результате чего транспортная колонна СБТ-89 мм была прихвачена цементным камнем.
Аварийные работы по извлечению оставшейся части 89-ти мм инструмента положительного результата не принесли.
Для восстановления данной скважины специалистами «ЭНГС», «Ачим Девелопмент» и «Красноярск Газпром Нефтегазпроект» было принято совместное решение произвести работы по вырезке окна в эксплуатационной 178 мм колонне, над аварийной головой 89-ти мм бурильного инструмента. Далее произведено бурение до кровли ачимовских отложений с перекрытием валанжинских отложений потайной колонной 140 мм и последующее вскрытие Ачимовской толщи под 102 мм эксплуатационный хвостовик.
Основной задачей являлся подбор технологических решений и нестандартного оборудования, для обеспечения технологии проводки с минимально необходимыми для качественного цементирования кольцевыми зазорами и возможности безаварийного крепления 140 мм и 102мм обсадных колонн в условиях узкого «окна» градиентов ГРП и ГНВП, без снижения добычных возможностей скважины относительно стандартной конструкции.

Основной задачей, которую требовалось решить – это проводка 152,4 мм ствола в несовместимых горно–геологических условиях – одновременное вскрытие пластов группы БУ с пластами ачимовской толщи и коэффициентом аномальности 1,66.

Несовместимые условия – Ргрп ˂ Рзаб ˃Р пл, [1]
Для выполнения условия проводки при Ргрп ˃ Рзаб ˃Рпл, после вырезки окна в 178 мм эксплуатационной колонне было произведено бурение в интервале 3108–3199 м с отходом от материнской эксплуатационной колонны. Далее в интервале 3199–3640 м (до кровли ачимовских отложений) бурение с изменением параметров кривизны (ВЗД + Т/С) производилось бицентричным долотом PDC c пилотным диаметром 149,2 мм и диаметром расширения 171,5 мм. Средняя механическая скорость составила 7,67 м/ч. По результатам кавернометрии открытого ствола, перед спуском потайной 140 мм колонны, выявлено несколько интервалов с незначительными сужениями, которые впоследствии были дополнительно расширены гидравлическим расширителем. В целом нужно отметить, что бурение, спуск и крепление потайной колонны 140 мм и эксплуатационного хвостовика 102 мм прошли штатно.
После крепления, нормализации и опрессовки потайной колонны 140 мм, произвели бурение в интервале 3645–3937 м на ачимовские отложения бицентричным долотом с пилотным диаметром 120,6 мм и диаметром расширения 136,5 мм. Далее произвели расширку интервала 3645 –-3809 м расширителем 118/156 мм. В процессе расширения ствола отмечена низкая скорость расширки до 0,3–0,5 м/ч, а также заклинивание расширителя в переслаивающихся породах. В результате кавернометрии открытого ствола, перед спуском и креплением 102мм хвостовика, выявлено, что эффект от расширителя РР 118/156 в твердых ачимовских отложениях отсутствует. Схема конструктивных решений представлена на рис. 2. Помимо применения технологии наклонно-направленного бурения с бицентричными долотами, для реализации ЗБС применено нестандартное оборудование и материалы (рис. 3):
– отечественная цементируемая подвеска ПХГМЦ 140/178 мм с максимальным перепадом давления разобщающего пакера – 70 МПа и проходным диаметром 122мм. Данная подвеска была специально сконструирована и изготовлена в сжатые сроки под фактические горно-геологические условия скважины;
– в качестве потайной колонны обсадные трубы 139,7х7,72 с группой прочности Q-125 c без муфтовым резьбовым соедине-нием TMK UP-1, а также обсад-ные трубы 101,6х6,65 c группой прочности R-95 Cr13 и спец. муфтой диаметром 111 мм;
– отечественные центраторы-турбулизаторы диаметром 140–152 мм со спец. креплением стопорными винтами в лопастях центратора;
– отечественные бурильные трубы 89 х 11,4 «Л» с высоко-моментным замком NC31 (105х51), для возможности работы бурильной колонны в ОК140 и открытом стволе 120/136 мм со сниженными гидравлическими потерями в затрубном пространстве
Таким образом, скважина была успешно закончена и произведен предусмотренный групповым проектом двухстадийный ГРП.
В июне 2022 г. произошел инцидент в другой скважине с аналогичной конструкцией. При нормализации 114 мм хвостовика бурильшик допустил заклинивание СБТ-60 мм – возможно, это было связано с наличием изменений внутреннего диаметра резьбовых соединений обсадных труб при свинчивании гидравлическими ключами. Впоследствии данный факт не нашел подтверждения, тем не менее, учитывать в дальнейшей работе такую вероятность стоит. Аварийные работы по извлечению СБТ-60 мм не привели к положительному результату в виду раздутия муфт разбурочного инструмента. Для нормализации ситуации нашими специалистами совместно с «Ачим Девелопмент» и «Газпром Проектирование» была разработана и внедрена технология восстановления скважины методом ЗБС уже без перекрытия пластов группы БУ промежуточной потайной колонной.
Основной задачей, которую требовалось решить – это проводка 152,4 мм ствола в несовместимых горно-геологических условиях – одновременное вскрытие пластов группы БУ (валажинские отложения с коэффициентом аномальности 1,1) с пластами ачимовской толщи и коэффициентом аномальности 1,66. При этом проектный градиент ГРП в Валанжинских отложениях составлял 1,82 г/см3.
Несовместимые условия – Ргрп ˂ Рзаб ˃Рпл, [2]
Для успешной проводки данного ствола, без получения ГРП в Валанжинских отложениях и ГНВП при вскрытии Ачимовской толщи требовалось отработать в узком «окне буримости» 1,72–1,78 г/см3 (рис. 4.).
Дальнейшие инженерные расчеты показали, что работа в данном диапазоне удельных весов возможна только с привлечением технологии MPD (бурение с управляемым давлением) на плотности бурового раствора 1,62-1,65 г/см3.
После вырезки окна в ЭК-178 мм и вскрытия всей толщи валанжинских отложений 3542–3610 м произвели LOT тест, который показал, что фактический градиент ГРП составляет 1,74 г/см3 в отличие от проектного 1,82 г/см3, при этом градиент давления начала поглощения составил 1,7 г/см3, что, в свою очередь, поставило под сомнение последующие планы по вскрытию ачимовской толщи и успешномузавершению строительства данной скважины.
Перед вскрытием Ачимовской толщи проведены дополнительные работы по изоляции стенок скважины в валанжинских отложениях путем установки специального сшивающего состава SafeDrill (создание экрана из сшитого геля) и докреплением его цементным мостом, установленным на равновесии.
Дальнейшее углубление и вскрытие Ачимовской толщи производилось на плотности бурового раствора 1,62–
1,65 г/см3 с ограничением по ЭЦП 1,72 г/см3 и созданием противодавления на наращиваниях и СПО системой MPD 10–15 Атм.
Технология бурения с управляемым давлением (MPD) помогает снизить риски при бурении, повысить его эффективность и пробурить ранее не подлежащие вскрытию одним диаметром интервалы (рис. 5, 6).
На этапе проводки и крепления ствола скважины специалистами технологической службы ООО «ЭНГС» в режиме 24/7 велся контроль параметров бурения с проведением инженерных расчетов, построением карты фактических ЭЦП при разной производительности буровых насосов, а также подбор оптимального дизайна КНБК, фракционного состава прокачиваемых кольматационных пачек и режима цементирования 114 мм хвостовика с выбором типа и необходимого объема буферных жидкостей для недопущения катастрофического поглощения с последующим ГНВП.
Скважина завершена успешным креплением хвостовиком с разобщением несовместимых зон валанжинских и ачимовских отложений, активацией гидравлического пакера, рассчитанного на перепад давления 700 Атм. В последствие успешно выполнен двухстадийный ГРП.

Выводы:
– для выполнения данных работ применима МБУ ZJ-40 грузоподъемностью 225т с ВСП (высокая мобильность и монтажеспособность для фондовых кустовых площадок);
– успешный опыт применения MPD позволяет работать при коэффициенте аномальности в диапазоне 1,1–1,7;
– прогнозные сроки выполнения аналогичных работ оцениваются в 1–1,5 мес. (без ВМР), а мобилизация и монтаж на Уренгойском НГКМ составят от 3-х до 4-х недель в зависимости от сезона;
– при выполнении работ использовались отечественные технологии ННБ, ГИС, пакерующих элементов и технологической оснастки ОК, оборудование MPD (70–80 % производства локализовано в РФ), сервис буровых и тампонажных растворов, буровой инструмент и обсадная колонна в антикорозионном исполнении;
– применение спецсоставов на базе реагента Safeblande NBS Solutions позволяет расширить безопасное окно ЭЦП в несовместимых условиях бурения;
– проведенные работы по изменению конструкции методом ЗБС не повлияли на предусмотренные проектом показатели добычи;
– полученный опыт на ачимовских скважинах Уренгойского НГКМ открывает новые возможности по реконструкции скважин методом ЗБС в несовместимых геологических условиях, в том числе, с горизонтальным заканчиванием под МСГРП.

Благодарность
Авторы статьи выражают огромную признательность руководителям и специалистам ООО «Красноярск Газпром Нефтегазпроект» – Оганову Г.С., Меркурьеву Д.В., ООО «Газпром проектирование» – Гресько Р.П., а также буровой бригаде ООО «ЭНГС» № 28 мастеров Ильченко А.И., Габдулхакова Ф.Ф., руководителю объекта Бураку К.В. за слаженную работу и практическую реализацию всех поставленных целей при реконструкции данных скважин.

Литература

1. Тихонов О.В., Балянов С.В. Помощник мастера по сложным работам при проведении аварийно-восстановительных работ на скважинах. – ООО «Типо-графия «Контраст»,
г. Пермь. – 2019.
2. Балаба В.И. Управлением качеством в бурении.
– ООО «Недра-Бизнесцентр», г. Москва. – 2008.
3. Проектная документация ГДУ-24/4АЧ – ИОС.1,
ООО «Красноярск Газпром Нефтегазпроект».
4. Проектная документация 0156-2014-386-Э-ИОС3.1, ООО «Газпром проектирование».

References

1. Tikhonov O.V., Balyanov S.V. Assistant foreman for complex work during emergency recovery work at wells. – Typography Contrast LLC Publ., Perm. – 2019.
2. Balaba V.I. Quality management in drilling. – Nedra-Businesscenter LLC Publ., Moscow. – 2008.
3. Design documentation GDU-24/4АЧ – IOS.1, Krasnoyarsk Gazprom Neftegazproekt LLC Publ.
4. Project documentation 0156-2014-386-E-IOS3.1, Gazprom design LLC Publ.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Докунихин В.Б.

    Докунихин В.Б.

    генеральный директор

    ООО «Энергия нефтегазового сервиса», г. Москва, 115114, РФ

    Шабров В.С.

    первый заместитель генерального директора по производству

    ООО «Энергия нефтегазового сервиса», г. Москва, 115114, РФ

    Миленький А.М.

    Миленький А.М.

    к.т.н. главный инженер

    ООО «ЭРИЭЛЛ НЕФТЕГАЗСЕРВИС» г. Москва, 109028, РФ

    Яворский А.А.

    Яворский А.А.

    главный технолог

    ООО «ЭРИЭЛЛ НЕФТЕГАЗСЕРВИС» г. Москва, 109028, РФ

    Юсупов И.У.

    Юсупов И.У.

    директор Новоуренгойского филиала

    ООО «Энергия нефтегазового сервиса», Новоуренгойский филиал, г. Новый Уренгой, 629309, РФ

    Тробов А.И.

    Тробов А.И.

    главный инженер Новоуренгойского филиала

    ООО «Энергия нефтегазового сервиса», Новоуренгойский филиал, г. Новый Уренгой, 629309, РФ

    Кузин В.А.

    Кузин В.А.

    директор производственного департамента

    ООО «Энергия нефтегазового сервиса», г. Москва, 115114, РФ

    Нафиков Р.К.

    Нафиков Р.К.

    начальник Службы по цементированию скважин

    ООО «Энергия нефтегазового сервиса», г. Москва, 115114, РФ

    Абдуллаев Р.Т.

    Абдуллаев Р.Т.

    главный специалист Центра сопровождения бурения

    ООО «Энергия нефтегазового сервиса», Новоуренгойский филиал, г. Новый Уренгой, 629309, РФ

    Габдрафиков Ф.Р.

    Габдрафиков Ф.Р.

    руководитель проекта

    1ООО «Энергия нефтегазового сервиса», г. Москва, 115114, РФ

    Размахнин В.В.

    Размахнин В.В.

    главный инженер, Экспедиция № 3

    ООО «Энергия нефтегазового сервиса», Новоуренгойский филиал, г. Новый Уренгой, 629309, РФ

    Сабиров Л.Р.

    начальник отдела бурения

    ООО «Ачим Девелопмент», г. Новый Уренгой, 629303, РФ

    Просмотров статьи: 874

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru