УДК:
DOI:

Проработка решений по конструкциям нижнего заканчивания скважин на объекты Титон ii+iii месторождения Северного Каспия в рамках концептуального проекта освоения (стадия «полное развитие»)

Development of solutions on lower well completion designs to the Titon ii+iii objects of the Northern Caspian field as part of the conceptual development project («full development» stage)

A.A. Bakharev1, R.Е. Nabokin2, S.V. Manakov3, T.R. Garipov3, D.L. Bakirov4,
A.M. Mavrin4, A.G. Merkuryeva4, N.N. Krivosheeva5, N.V. Krivosheev5,
D.N. Sharapov5
1LLC LUKOIL-Engineering, Moscow, 109028, Russian Federation
2LLC LUKOIL-Nizhnevolzhskneft (Astrakhan), Astrakhan, 414000, Russian Federation
3LLC LUKOIL-Engineering (office in Astrakhan), Astrakhan, 414000, Russian Federation
4LLC LUKOIL-Engineering (office in Moscow), Moscow, 109028, Russian Federation
5Branch of LLC LUKOIL-Nizhnevolzhskneft PermNIPIneft in Volgograd, Volgograd, 400078, Russian Federation

В рамках данной работы предложены подходы к формированию конструкций заканчивания скважин различных типов, осуществляющих одновременную эксплуатацию объектов Титон II-III одного из месторождений Северного Каспия. Данный раздел является частью комплексной работы «Концептуальная проработка проекта освоения месторождения. Проработка этапа «Полное развитие». Варианты разработки залежей Титон-II+III»

Within the framework of this work, approaches to the formation of completion structures for wells of various types that carry out simultaneous operation of Titon II-III objects in one of the fields of the Northern Caspian Sea are proposed. This section is part of the comprehensive work «Conceptual study of the field development project. Working through the «Full Development» stage. Options for developing Titon-II+III deposits».

ВВЕДЕНИЕ
Компания «ЛУКОЙЛ» ведет деятельность по обустройству и эксплуатации месторождений углеводородного сырья, расположенных в акватории Каспийского моря, с 1994 г. Данный регион является одним из ключевых для Компании [1]. Компания открыла в акватории Каспия 11 месторождений с 2000 г. [2].
Месторождение, в котором определены промышленные запасы УВ в геологических объектах Титон II-III характеризуется неопределенностями геологического строения и свойств флюидов, что значительно влияет на наличие рисков и неопределенностей при принятии проектных решений. С учетом сложной геологической структуры месторождения в работе предложены различные технологические решения реализации конструкции скважин и подходов к разработке залежей J3tt2 (Титон-II) и J3tt3 (Титон-III) для реализации проектных решений.

РАЗРАБОТКА ПОДХОДОВ К КОНСТРУКЦИИ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Цель основной работы состояла в проработке и оптимизации вариантов разработки залежей J3tt2 (Титон-II) и J3tt3 (Титон-III) месторождения – проект «Полное развитие», нацеленных на повышение добычи жидких углеводородов и эффективности проекта с учетом возможности минимизации фонда скважин. В соответствии с этим принято решение о разбуривании обеих залежей единой сеткой горизонтальных скважин, вскрывающих оба горизонта. Согласно требованиям, скважины должны обеспечить раздельную эксплуатацию объектов с обеспечением контроля (учета) добычи.
По результатам пространственного моделирования скважин на геолого-гидродинамической модели выявлены риски опережающей миграции флюида из краевых областей пласта Титон-III с содержанием Н2S, что потребует изоляции нижнего объекта в случае прорыва сероводорода. Содержанием Н2S (Титон I – 0,002 % мол., Титон II – 0,055 % мол., Титон III – 0,0575 % мол.) и CO2 (Титон I – 1,137 % мол., Титон II – 2,92 % мол., Титон III – 2,83% мол.), забойные температуры (Титон I – 132,8°С, Титон II – 134 °С, Титон III – 134,5 °С) и давления (Титон I – 33,5 МПа, Титон II – 34,3 МПа, Титон III – 34,5 МПа).
Моделирование притока в одноствольных, двуствольных и многозабойных скважинах (МЗС) выполнено с применением специализированного программного комплекса. На рис. 1 и 2 представлены результаты моделирования на примере одноствольных скважин. Моделирование для двуствольных и многозабойных скважин осуществлялось по аналогии.
Реализация раздельной эксплуатации в двуствольных скважинах осуществляется по стандартной схеме, принятой для обеспечения добычи на шельфовых проектах, а именно – с узлом стыка по уровню TAML-5. Контроль осуществляется циркуляционными клапанами основного и бокового ствола, установленными в эксплуатационной колонне выше узла стыка. Для обеспечения контроля работы каждого эксплуатационного объекта в одноствольной скважине предложена схема, приведенная на рис. 3.

В предложенной конструкции добыча из объекта Титон-III осуществляется до циркуляционного клапана контроля по внутреннему пространству удлиненного добывающего лифта. Добыча из верхнего объекта идет по межтрубному пространству НКТ и фильтр-хвостовика.
Изначально при строительстве многозабойных скважин планировалось реализовать технологию, широко распространенную на месторождениях Западной Сибири [3, 4, 5]. Суть предлагаемых технологических подходов заключается в очередности забуривания ответвлений «сверху вниз». После начала бурения горизонтального участка производится забуривание первого ответвления с разворотом его профиля по азимуту и добуриванием до проектного забоя. Выполняется подъем и разборка компоновки, спуск и отстыковка фильтр-хвостовика в боковой ствол (БС), подъем допускной компоновки. Далее производится сборка и спуск КНБК в точку забуривания первого ответвления на последующее бурение, зарезка и дальнейшее бурение основного ствола в азимуте к точке Т2. После подтверждения замерами инклинометрии плановой траектории аналогично осуществляется бурение второго и последующих ответвлений, с добуриванием материнского ствола до точки Т2 и спуском фильтр-хвостовика в основной ствол (рис. 4).

Дополнением к этой схеме являлось применение набухающих заколонных пакеров на эксплуатационном хвостовике основного ствола Ø 168,3 мм, изолирующих интервалы вырезки боковых стволов и включение в состав хвостовика фильтров с механическими сдвижными портами (муфтами) для возможности адресного отключения интервала бокового ствола в случае обводнения или загазовывания.
В процессе проработки данного концептуального подхода к дизайну заканчивания многозабойных скважин [6] установлен ряд сложностей с обеспечением стабильности ранее пробуренных стволов и высокоэффективной разработки эксплуатируемых залежей. Требуется гарантированно обеспечить:
• отсутствие обрушений и зашламовывания ранее пробуренных боковых стволов в процессе дальнейшего углубления материнского ствола (схема «от пятки к носку»);
• качественное и устойчивое разобщение интервалов вырезки БС;
• конструкторские решения по созданию механически прочных узлов стыковки боковых стволов с материнским в условиях наличия значительных рисков обрушения стенок в необсаженной части БС в процессе эксплуатации;
• возможность последовательного освоения каждого бокового ствола (отвода) для уверенной очистки БС от остатков бурового раствора;
• раздельную эксплуатацию пластов J3tt-II и J3tt-III;
• дополнительную возможность отключения боковых стволов при эксплуатации.
Для решения поставленных задач определена новая концепция строительства МЗС по типу «снизу верх», предполагающая первоначальное бурение материнского ствола до проектного забоя, спуск глухого хвостовика с цементированием. Далее производится последовательная зарезка боковых стволов в цементированном хвостовике от носка скважины к пятке. Для снижения рисков осложнений при фрезеровании окон под бурение БС диаметр хвостовика увеличен до Ø 177,8 мм. В данном подходе реализуются узлы стыка по категории сложности TAML-4. Проектная траектория МЗС по типу «снизу верх» представлена на рис. 5.
Выбор уровня TAML-4 для формирования узлов сочленения боковых стволов скважины с материнским решает задачи:
a) обеспечение механической прочности в месте примыкания БС к материнскому стволу;
b) сохранение полнопроходного сечения внутри хвостовика для снижения рисков при спуске и упрощения конструкции внутренней компоновки, обеспечивающей раздельную эксплуатацию объектов.
Согласно принятой концепции, проработаны технологические решения и последовательность выполнения скважинных операций, обеспечивающие последовательное бурение и крепление боковых стволов с сохранением прохода в каждый БС при необходимости. Произведена оценка сроков строительства скважины.
После оценки временных затрат на строительство многозабойной скважины принято решение об отказе от освоения каждого БС с применением колтюбинга, что позволит сократить сроки строительства скважины. В соответствии с этим предложены 3 варианта освоения в зависимости от выбранной конструкции заканчивания:
I – освоение в целом по объектам (рис. 6);
II – освоение отдельного БС в Титоне-III с использованием механических циркуляционных муфт и возможностью адресного отключения БС, и освоение объекта Титон-II в целом (рис. 7);
III – освоение каждого БС по отдельности с использованием управляемых циркуляционных клапанов с возможностью адресного отключения любого бокового ствола (рис. 8).


ВЫВОДы
В работе рассмотрены концептуальные подходы к формированию узлов сочленения боковых стволов с материнским, разработке принципиальных схем оборудования заканчивания в присутствии рисков, связанных с геомеханическими и геолого-гидродинамическими свойствами коллекторов, а также требованиями к условиям эксплуатации залежей. Результаты использованы при проработке проекта освоения нефтяных и газо- газоконденсатных объектов месторождения Северного Каспия [6].

Литература

1. Жизненный цикл реализации морских проектов ПАО «ЛУКОЙЛ» на примере многолетнего опыта строительства и эксплуатации объектов нефтегазодобычи на Северном Каспии / В.Ю. Алекперов, Р.У. Маганов, Н.Н. Ляшко [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2018. – № 1. – С. 24–32.
2. Пресс-релиз «ЛУКОЙЛ добыл на месторождениях северного Каспия 50 млн тонн жидких углеводородов» https://lukoil.ru/PressCenter/Pressreleases/Pressrelease/lukoil-dobyl-na-mestorozhdeniiakh-severnogo-kaspiia-5.
3. Фаттахов М.М. Исследование и разработка технологии бурения разветвленных многозабойных скважин: 25.00.15: дис. … канд. техн. наук. / Фаттахов М.М. – Уфа, 2020. – Текст: непосредственный. – URL : https://www.tyuiu.ru/wp-content/uploads/2020/03/Dissertatsiya-Fattahova-M.M..pdf.
4. Бакиров Д.Л., Фаттахов М.М. Многозабойные скважины: практический опыт Западной Сибири. – Тюмень: ОАО «Тюменский дом печати», – 2015. – 232 с., илл. 168.
5. Развитие технологий заканчивания скважин с горизонтальным и многозабойным окончанием в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» / М.М. Фаттахов, Д.Л. Бакиров, В.А. Бурдыга, Э.В. Бабушкин, А.Ю. Сенцов, И.С. Соколов, О.А. Ярмоленко, В.Н. Ковалев // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 8. – С. 25–27.
6. Отчет «Концептуальная проработка проекта освоения нефтяных и газо- газоконденсатных объектов месторождения Северного Каспия. Проработка этапа «Полное развитие». Варианты разработки залежей Титон-II+III». – 2022.

References

Life cycle of implementation of offshore projects of PJSC LUKOIL based on the example of many years of experience in the construction and operation of oil and gas production facilities in the Northern Caspian Sea / V.Yu. Alekperov, R.U. Maganov, N.N. Lyashko [etc.] // Construction of oil and gas wells on land and at sea. – 2018. – No. 1. – Pp. 24–32.
2. Press release LUKOIL produced 50 million tons of liquid hydrocarbons from the fields of the northern Caspian Sea Available at; https://lukoil.ru/PressCenter/Pressreleases/Pressrelease/lukoil-dobyl-na-mestorozhdeniiakh-severnogo-kaspiia-5.
3. Fattakhov M.M. Research and development of technology for drilling branched multilateral wells: 00.25.15: dis. ...cand. tech. Sci. / Fattakhov M.M. – Ufa, 2020. – Available at: https://www.tyuiu.ru/wp-content/uploads/2020/03/Dissertatsiya-Fattahova-M.M..pdf.
4. Bakirov D.L., Fattakhov M.M. Multilateral wells: practical experience of Western Siberia. – Tyumen: OJSC Tyumen Printing House Publ., – 2015. – P. 232., with illustration 168.
5. Development of technologies for completing wells with horizontal and multilateral completions at LLC LUKOIL-Western Siberia / M.M. Fattakhov, D.L. Bakirov, V.A. Burdyga, E.V. Babushkin, A.Yu. Sentsov, I.S. Sokolov, O.A. Yarmolenko, V.N. Kovalev // Oil industry. – 2016. – No. 8. – Pp. 25–27.
6. Report «Conceptual development of the project for the development of oil and gas-gas condensate objects of the «Northern Caspian field». Working through the «Full Development» stage. Options for developing Titon-II+III deposits.» – 2022.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Бахарев А.А.

    Бахарев А.А.

    менеджер

    2ПАО «ЛУКОЙЛ» г. Москва, 101000, РФ

    Набокин Р.Е.

    начальник технологического отдела

    2ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» (г. Астрахань), г. Астрахань, 414000, РФ

    Манаков С.В.

    Манаков С.В.

    старший менеджер

    1ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» г. Москва, 109028, РФ

    Гарипов Т.Р.

    Гарипов Т.Р.

    главный специалист

    1ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» г. Москва, 109028, РФ

    Бакиров Д.Л.

    Бакиров Д.Л.

    к.т.н., заместитель генерального директора ООО «ЛУКОЙЛ – Инжиниринг» по научной работе в области строительства скважин

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

    Маврин А.М.

    Маврин А.М.

    главный специалист

    1ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» г. Москва, 109028, РФ

    Меркурьева А.Г.

    Меркурьева А.Г.

    главный специалист отдела технологий бурения и заканчивания скважин

    ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

    Кривошеева Н.Н.

    ведущий инженер

    5Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» «ПермНИПИнефть» в г. Волгоград г. Волгоград, 400078, РФ

    Кривошеев Н.В.

    Кривошеев Н.В.

    к.т.н., ведущий инженер

    Фмлиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде

    Шарапов Д.Н.

    Шарапов Д.Н.

    начальник отдела

    Фмлиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде

    Просмотров статьи: 579

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru