Проектирование и строительство скважин с БОВ на Юрхаровском НГКМ
Раствор
Раствор на углеводородной основе (РУО) давно и успешно используется на Юрхаровском НГКМ, строительство рассматриваемых скважин не стало исключением. Ниже приводится список преимуществ, позволивших РУО в свое время вытеснить традиционные для данного региона системы буровых растворов:
- Высокая стабильность ствола;
- Качественное первичное вскрытие;
- Предотвращение дифференциальных прихватов;
- Снижение коэффициента трения;
- Повышение надежности работы элементов КНБК.
Но при этом при строительстве рассматриваемых скважин применялась новая система бурового раствора на углеводородной основе (РУО), данная система обеспечила превосходные характеристики бурения, позволившие успешно завершить бурение скважин.
Так как классический раствор на углеводородной основе обладает реологическими характеристиками, которые принимают широкий диапазон значений при различных температурах, то, следовательно, эквивалентная циркуляционная плотность (ЭЦП) также будет обладать более широким диапазоном значений. Поэтому в рецептуре системы бурового раствора были применены новые химические реагенты, которые позволили добиться более плоского профиля реологических характеристик бурового раствора. Раствор, обладающий такими характеристиками, позволил производить строительство скважины в сложных горно-геологических условиях. Основными изменениями в рецептуре является использование разработанного пакета эмульгаторов и нового модификатора реологии, обеспечивающих инертность роста реологии с понижением температуры.
На основании имеющегося опыта и проектных данных для безаварийной проводки ERD скважин были поставлены цели:
- Поддержание ЭЦП в безопасном коридоре значений;
- Минимизировать риски осыпей/обвалов нестабильных интервалов, риск дифферен-циального прихвата, риск поглощения в высокопроницаемых пластах;
- Повысить качество очистки ствола скважины от выбуренной породы в верхних интервалах;
- Минимизировать риски поглощения при креплении скважины;
- Снизить коэффициент трения.
Основным осложнением при строительстве скважины в интервале эксплуатацион-ной и потайной колонн является нестабильность ствола скважины в интервале Покурской свиты и кровли продуктивных пластов группы БУ, а также риск поглощения бурового рас-твора. Перед проведением работ была построена модель промывки скважины с помощью гидравлических расчетов в специальном программном пакете (графики №1-3, расчеты указаны для секции под эксплуатационную колонну, аналогичные расчеты производились для каждой секции), под максимально допустимое значение ЭЦП подбирались оптимальные реологические параметры раствора и режимы бурения, из графиков видно, что расчетное ЭЦП не выше предельно допустимого (предельно допустимое ЭЦП-1,45г/см3).
При обновлении геомеханической модели в режиме реального временипроизводилось уточнение данных пределов градиента давления бурового раствора в скважине, при котором будет сохранена стабильность, как со стороны обрушений, так и со стороны гидроразрыва пласта. А также, не будет происходить проявления пластового флюида в скважину. С точки зрения устойчивости ствола скважины плановые азимуты бурения не являлись самыми безопасными. Поэтому для обеспечения безаварийности проводки скважин требовались дополнительные решения, обеспечивающие приемлемые значения эквивалентной циркуляционной плотности при бурении.
Постоянный контроль эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП), контроль реологических параметров бурового раствора, актуализация и перерасчёты скоростей СПО и режимов бурения/промывок/проработок на основании рекомендации геомехаников позволили произвести строительство скважины в сложных горно-геологических условиях, требующих неукоснительного соблюдения всех параметров в “узком окне” допустимых значений. Применение геомеханики в реальном времени также позволило оперативно производить обработки бурового раствора для оптимизации параметров бурового раствора.
В случае признаков нестабильности ствола скважины (скачки давления, рост крутящего момента/неравномерность вращения БК, увеличения веса инструмента, выход обвального шлама на ситах) производились дополнительные промывки с прокачкой кольматирующих пачек, а также ограничения мех.скорости проходки и скорости движения бурильной колонны при промывках.
Выполнение данных мероприятий удалось безаварийно провести скважины в данной секции.
Добиться снижения отфильтровывания и снизить риск поглощения позволили технологические операции по прокачке кольматационных пачек. Оптимальный фракционный состав кольматантов был подобран с помощью специального программного обеспечения (графики № 4-6). Из графиков видно, что расчёты по подбору фракционного состава полностью соответствуют полученным данным и перекрывают целевые значения.
При бурении скважин на Юрхаровском НГКМ наиболее значимыми как по частоте, так и по объемам потерь являются поглощения при промывке перед цементированием либо при цементировании обсадной колонны. Эти поглощения имеют ряд особенностей по сравнению с условиями процесса бурения. Малый кольцевой зазор существенно увеличивает эквивалентную циркуляционную плотность и, таким образом, увеличивается вероятность гидроразрыва пласта. При спущенной обсадной колонне мероприятия по ликвидации поглощений бурового раствора затруднены. Между тем, поглощения влекут не только потери бурового раствора, но и снижают вероятность успешного цементирования обсадной колонны.
Одной из превентивных мер по снижению вероятности потери циркуляции при креплении — применение технологии Integrated Borehole Strengthening Solution (i-BOSS). Данная технология подразумевает подбор специализированных кольматантов и их концентраций на основе значений коэффициента Пуассона и модуля Юнга. При превышении напряжений в горных породах (вызванных давлением циркуляции бурового раствора) над значением упругой деформации возникают трещины микрогидроразрывов породы. При правильно подобранном кольматирующем составе, тот заполняет собой трещины и не дает им сомкнуться при снятии напряжений. Напряженное состояние горных пород в таком случае выше, чем было до появления трещин. Как следствие, давление гидроразрыва пород становится выше.
Перед спуском обсадной колонны в открытом стволе производилась установка кольматирующей пачки i-BOSS, также были подобраны оптимальные рецептуры тампонаж-ных смесей (буферных жидкостей и цементных растворов), в результате чего добились отсутствия поглощений во время цементирования.
В интервале бурения под потайную колонну и под хвостовик была успешно использована специальная смазывающая добавка для растворов на углеводородной основе. Применение данной добавки позволило значительно снизить коэффициент трения, это подтверждается снижением крутящего момента (см. Рисунки 15.А -15.Б – скв.1-А и 3-А), улучшением равномерности вращения БК, снижением уровня вибраций, увеличением МСП и улучшением дохождения нагрузки на породоразрушающий инструмент.
Очистка ствола скважины
Очистка ствола скважины во время бурения секции под хвостовик являлась серьезной задачей в связи со значительным снижением расходов промывочной жидкости, в свою очередь используемых для обеспечения безопасных диапазонов ЭЦП. Для интервала открытого ствола соотношение диаметров инструмента к диаметру ствола, точнее их площади сечения (PHAR), составляло значение 2.34 и для верхних обсаженных интервалов выше потайной колонны 178 мм составляло диапазон от 2.18 до 4.7 (Таблица № 2), расход бурового раствора на протяжении всей секции 155.6 мм составлял 600 л/мин (160 гал/мин) (см. Рисунок 16) при этом скорости восходящего потока промывочной жидкости составляли значения от 20.2 до 57 м/мин (Талица №2). Данные условия четко описывают картину осложненной очистки ствола скважины в интервалах “большого диаметра”, которая вызвана необходимостью снижения диапазонов эквивалентной циркуляционной плотности.
Разработка стратегии по очистке ствола скважины, а также терпеливое и точное следование данной стратегии, внимательное слежение за тенденциями трения в скважине на основе дорожных карт (см. Рисунки 17 и 18), использование раствора на углеводород-ной основе со специально подобранной рецептурой и своевременные рекомендации в про-цессе бурения и спуско-подъемных операций позволили успешно завершить бурение гори-зонтальных секций без осложнений, а также провести спуск хвостовика без вращения на всех скважинах проекта, несмотря на значительные возможные проблемы, связанные с очисткой ствола скважины.
Реализация вышеуказанных мероприятий и технологических решений, нацеленных на минимизацию возможных рисков при строительстве скважин, позволили безаварийно произвести строительство и добиться сокращения времени.
Крепление обсадными колоннами
Для успешного спуска эксплуатационных обсадных колонн на плановые глубины требовалось привлечение самых современных разработок в этой области. Предварительные расчеты показали, что успех традиционного спуска зависит от многих факторов, таких как качество ствола скважины (соблюдение траектории, отсутствие интервалов резкого изменения направления скважины), очистки ствола от выбуренного шлама и применения центраторов. Для облегчения спуска эксплуатационной колонны на глубину 5626 м на стадии планирования был предложен следующий комплекс технологических решений:
- Спуск колонны с вращением и циркуляцией – специальное устройство, позволяет не только свинчивать трубы, но и обеспечивает вращение (одновременно с промывкой) при осложненном спуске;
- Автоматизированные штропа и элеватор;
- Композитные специальные центраторы обсадной колонны, позволяющие значительно снизить трение при спуске (до 0.15-0.20);
- Беспроводная система измерения крутящего момента и углов поворота TesTORK™;
- Для обеспечения спуска тяжелой 244.5 мм обсадной колонны с вращением были запланированы трубы с премиальными резьбовыми соединениями.
Устройство для спуска обсадной колонны с вращением представляет собой гидравлически активируемый прибор (см. Рисунок 20). В процессе работ прибор устанавливается в обсадную трубу и пакеруется, тем самым образуется герметичное соединение, позволяющее:
- Скручивать обсадные трубы
- Тянуть и толкать (расхаживать) колонну;
- Вращать колонну;
- Производить промывку;
- При необходимости комбинировать вышеперечисленные действия.
Специальный композитный центратор (см. Рисунок 21) имеет сниженный коэффициент трения при контакте со стенками скважины, что позволяет значительно увеличить вероятность успешного спуска обсадной колонны до проектного забоя скважины с БОВ[10]. Центратор изготовлен из прочного материала, обеспечивающего хорошую централизацию обсадной колонны для качественных цементных работ. Эллипсоидная форма позволяет без осложнений проходить интервалы сужения ствола и скоплений шлама.
Характеристики спец.центраторов:
- Низкий коэффициент трения;
- Используется от -40°C до 245°C;
- Химически инертный;
- Легкий в использовании – малый вес;
- Используется для обсадной колонны, хвостовиков, фильтров;
- Эргономичный дизайн облегчает прохождение
бурового и цементного растворов и тем самым снижающий значения ЭЦП; - Можно вращать.
В скважину № 1-А было спущено 378 центраторов, в скв.№ 3-А– 342 центратора.
Тщательная подготовка ствола скважины и применение технологий, озвученных выше, позволили успешно спустить 244.5 мм обсадную колонну. При этом спуск колонны не потребовал вращения обсадной колонны (см. Рисунок 22 – график весов при спуске), а запас веса на крюке составлял более 100 т.
При строительстве скважин с БОВ использовались тампонажные растворы специально, разработанные для Юрхаровского НГКМ, имеющие в своем составе специальные добавки для:
- Борьбы с миграцией газа – газоблокаторы;
- Предотвращения поглощений цементного раствора – кольматанты.
Специальные рецептуры буферных жидкостей, обеспечили эффективный вымыв раствора на углеводородной основе, благодаря:
- Снижению межфазных напряжений;
- Разжижению масляной основы бурового раствора;
- Снижению отношения значений вязкости на границе раздела фаз;
- Изменению смачиваемости поверхности колонны и породы с гидрофобной на гидрофильную;
Цементирование эксплуатационных колонн скважин с БОВ было выполнено в одну ступень с поднятием цементного раствора до устья. При подготовке дизайна по центриро-ванию колонн удалось добиться показателей коэффициента эксцентричности более 80-85% в наиболее важных интервалах (продуктивный пласт, проблемные зоны, интервалы интенсивного набора параметров кривизны) и не менее 70% в интервале открытого ствола скважины. Отсутствие межколонных углеводородных и водных проявлений говорит о том, что цементный камень в заколонном пространстве равномерно распределился и достиг лабораторных значений прочности на сжатие.
Специализированная оснастка для потайной колонны и спуска хвостовика
Для прохождения интервала нестабильных глин при спуске потайной колонны ис-пользовался прорабатывающий башмак (см. Рисунок 23).
- Оборудование представляет собой прорабатывающий торпедообразный башмак
обсадной колонны со специальным гидравлическим приводом вращения. - Башмак-калибратор обеспечивающий проработку ствола скважины при спуске обсадной колонны/хвостовика при подаче циркуляции через него, сама колонна при этом не вращается
- Значительно увеличивает доведение нагрузки на хвостовик (снижение т.н. «buckling» эффекта – уменьшает риск складывания инструмента).
- Спуск хвостовика с вращением транспортной колонны.
- Сам хвостовик при этом не вращается.
Геонавигация в целевом горизонте
Строительство таких скважин осложняется наличием множества геологических неопределённостей, вызванных отсутствием достаточной информации о структурном и литологическом строении. Залежи представлены разобщенными пластами песчаных пород-коллекторов, разделенными массивными глинистыми перемычками (см. Рисунок 25).
С учетом локализации залежей на значительной глубине возникает также неопределенность положения границ продуктивных пластов. При значительном удалении горизонтальных скважин БОВ от пробуренных разведочных скважин, возникает неопределенность в поведении структуры, которая может быть вызвана локальными структурными или стратиграфическими процессами. Необходимость привязки к стратиграфическим маркерам при бурении скважин БОВ особенно актуальна, в связи с увеличением вероятной накопленной погрешности замеров инклинометрии (т.н. эллипс неопределенности), которая может составлять десятки метров по вертикали для скважин такой конструкции.
В указанных условиях простой геометрический подход к бурению скважин недостаточен, необходимо применение комплексного подхода к процессу проводки скважин, предусматривающего использование полного спектра методов геонавигации. Применение полномасштабного комплекса исследований в процессе геонавигации при многопластовом пересечении доказало свою актуальность в процессе строительства рекордных скважин с большим отходом от вертикали в пределах материковой части России.
Для оптимального размещения горизонтального ствола скважин с большим отходом на Юрхаровском месторождении был использован комплекс каротажа во время бурения (гамма каротаж, сопротивление, плотность и нейтронная пористость), позволяющий в ре-жиме реального времени выполнять надежную оценку фильтрационноемкостных свойств (ФЕС) вскрываемого разреза. Таким образом, удалось добиться оптимизации затрат посредством исключения необходимости повторного проведения геофизических исследований в открытом стволе после бурения, что также снизило риски осложнений связанных со стабильностью пород ствола скважины при перезаписи. Оценка структурного залегания во время бурения производилась на основе интерпретации азимутальных измерений (имиджи плотности).
Целевой продуктивный горизонт, связан с отложениями Валанжинского НГК Тангаловской свиты. Свита состоит из чередования слоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Для задачи многопластового пересечения продуктивных интервалов горизонтальной секции, выработана оптимальная стратегия проводки ствола скважины, которая заключалась в более резком прохождении глинистых перемычек и зон глинизации между продуктивными интервалами и последующее выполаживание в интервалах наилучших коллекторских свойств. Помимо геологических задач данная стратегия оптимизировала профиль скважины для снижения рисков связанных со стабильностью глинистых пород, которые могли привести к технологическим осложнениям.
На основе данных ГИС, поступающих в режиме реального времени (ГК, УЭС, нейтронно-плотностной каротаж), производилась непрерывная корреляция разреза с пробуренными скважинами и определение положения ствола скважины относительно страти-графических маркеров. По данным интерпретации плотностного имиджа определены локальные углы залегания пластов, позволяя уточнять структурную модель. Данный комплекс исследований доказал свою эффективность в условиях строения месторождения, в особенности при пересечении глинистых перемычек между продуктивными интервалами, контраст плотности позволял оценивать углы залегания структуры с высокой достоверностью. Информация о структурном залегании позволяла производить расчёты стратиграфических толщин вскрываемых пластов и прогнозировать их изменение в азимуте бурения. Данный набор информации в процессе бурения позволял вносить своевременные изменения в проектную траекторию скважины, что позволило оптимизировать профиль, как для выполнения геологических задач, так и для снижения технологических рисков (см. Рисунок 26).
Корректировки проектной траектории горизонтальной секции скважины вызваны значительными изменениями вертикальной мощности пластов (от 2,5 до 12 м), структурными особенностями в азимуте бурения (вариации +/- 2.5 град.), латеральной невыдержанностью коллекторских свойств.
В процессе геонавигации выявлена существенная структурная и локальная изменчивость в азимуте бурения (см. Рисунок 27). Однако используемый комплекс данных ГИС поступающих в реальном времени для целей геонавигации скважины позволил снизить влияние встреченных неопределенностей на выполнение геологических целей. На основе интерпретации азимутальных измерений внесены своевременные корректировки в траекторию для оптимального расположения ствола скважины в интервале наилучших ФЕС коллектора, выделяемых в процессе бурения.
Благодаря выработанному комплексному подходу к геонавигации, эффективная длина ствола, проложенная в пределах продуктивных коллекторов, была увеличена в сравнении с плановой. Анализ азимутальных данных (имиджей) во время бурения суще-ственно снизил структурную неопределённость и позволил снизить проходку в глинистых интервалах в среднем на 14%, а также максимально увеличить проходку непосредственно в интервале наилучших ФЕС коллектора.
В процессе строительства рассматриваемых скважин Юрхаровского месторождения впервые на континентальной части России был применен передовой комплекс Акустического Каротажа в процессе бурения. Прежде чем приступить к реализации проекта петрофизиками группы интерпретации ГИС была проведена подготовка и планирование на основании данных, предоставленных Заказчиком по соседним скважинам.
Предоставленные данные позволили оптимально подобрать параметры для ком-плекса Акустического Каротажа для получения достоверных данных, как в реальном вре-мени, так и из памяти прибора.
В процессе бурения командой петрофизиков выполнялся круглосуточный монито-ринг и обработка данных в реальном времени (см. Рисунок 28), а также, производилась поддержка группы геомехаников. По окончанию бурения данные из памяти АК прибора бы-ли обработаны группой интерпретации ГИС.
Комплекс акустического каротажа в процессе бурения совместно со стандартным комплексом в процессе бурения позволил решить геомеханические задачи такие как: расчёт механических свойств горных пород и обновление модели стабильности ствола скважины в режиме реального времени.
На основании данных ГИС, полученных из памяти приборов (ГК, УЭС, нейтронно-плотностной каротаж, фотоэлектрический фактор), а также данных, предоставленных заказчиком (керновые данные, главы подсчета запасов) была произведена количественная интерпретация.
По данным каротажа в процессе бурения была построена петрофизическая модель через реализацию системного подхода, позволяющего произвести одновременное решение системы линейных и нелинейных петрофизических уравнений. Данными уравнениями являются показания соответствующих геофизических методов, обусловленные объемным содержанием компонент модели (минералов, флюидов) и их петрофизическими свойствами (параметрами).
На основании объемной петрофизической модели были рассчитаны основные фильтрационно-емкостные свойства, а также уточнена литология разреза и определен ха-рактер насыщения в коллекторах.
Петрофизическая интерпретация (см. Рисунок 29) позволила оценить эффективную длину ствола, проложенного в пределах продуктивных коллекторов и показала успешность комплексного подхода Геонавигации.
Рекордная многоствольная скважина
Многоствольное бурение и заканчивание является хорошо известным способом увеличения нефтегазоотдачи, который широко используется в настоящее время. Ствол скважины с несколькими разветвлениями – боковыми стволами – снижает общие затраты, увеличивает производительность и улучшает дренирование пласта-коллектора. Популярность такого подхода растет год от года, поскольку такие типы скважин помогают увеличить извлеченные запасы и позволяют облегчить управление залежью при ее эксплуатации. Однако стоит отметить, что строительство скважин со сложными профилями является очень сложной задачей с большой долей риска. Но последние достижения и развитие систем все более убеждают добывающие компании в том, что преимущества перевешивают недостатки. При бурении скважин с большими отходами такой подход становится еще более выгодным, однако растут и риски, с которыми такие работы обычно связаны.
Скважина №3-А Юрхаровского месторождения планировалась [11] как двуствольная скважина 3-го уровня заканчивания TAML.
Определение уровня многоствольного заканчивания TAML является ключевым критерием при планировании строительства многоствольной скважины. Уровень многоствольного заканчивания TAML определяется исходя из будущих целей и планов компании–оператора касательно многоствольной скважины (эксплуатация, ремонтные работы, возможность установки системы одновременно-раздельной эксплуатации и т.д.). В ходе совместного совещания, был определен уровень заканчивания TAML 3 (механическая изоляция стыка двух стволов) для скважины 3-А Юрхаровского месторождения.
Согласно планируемой траектории, боковой ствол имеет длину 1336 м. С целью снижения возможных рисков в процессе спуска хвостовика и последующей установки системы многоствольного заканчивания, было решено использовать двухсекционный дизайн хвостовика бокового ствола. Первая и самая длинная секция хвостовика должна спускаться отдельно от системы многоствольного заканчивания, на установочном инструменте, позволяющим производить, в случае необходимости, вращение компоновки в процессе спуска. Данная секция хвостовика, в соответствии с проектом заканчивания, должна быть спущена на 12 метров ниже вырезанного в колонне окна и состоять из скважинных фильтров и глухих труб хвостовика.
Вторая секция хвостовика, согласно дизайна заканчивания, представляет собой си-стему многоствольного заканчивания TAML 3, с секцией короткого хвостовика, для стыковки с первой секцией хвостовика бокового ствола. Успешное и безукоризненное выполнение работы по зарезке бокового ствола является ключевым фактором, который предопределяет общий успех проекта по строительству двуствольной скважины с большим отходом. Были проведены всесторонние исследования и анализ. Для анализа работы компоновки было использовано современное запатентованное инженерное программное обеспечение для симуляции процесса вырезки окна с целью определения следующих параметров:
- Определение геометрии окна в интервале вырезки и начала отхода;
- Оценка размера и формы секции в интервале вырезки, которая формируется в ко-лонне и породе клином-отклонителем;
- Прогнозирование траектории заколонного шурфа;
- Расчет кривизны и эквивалентной пространственной интенсивности для следующих бурильных компоновок, проходящих в интервале зарезки бокового ствола;
- Расчет кривизны и эквивалентной пространственной интенсивности для хвостовика, проходящего в интервале зарезки бокового ствола;
- Оценка объема и массы расфрезерованного металла обсадной колонны;
- Анализ сил и нагрузок, действующих на бурильные колонны и сборку хвостовика при их прохождении в интервале окна.
Вышеуказанный анализ процесса вырезки окна и зарезки бокового ствола были проведены с целью того, чтобы понимать как вырезка полноразмерного окна в колонне 178 мм может быть осуществлена при высоких зенитных углах при большом отходе от вертикали – более 6000 м. При этом, необходимо ещё раз подчеркнуть, что вырезка технологического «окна» в 178мм потайной колонне («голова» подвески потайной колонны установлена на глубине 4541м, интервал вырезки «окна» 6054-6059м). Таким образом, осуществлен пропуск клина-отклонителя в комплекте с вырезающей компоновкой фрезов через подвеску потайной колонны и вырезка на рекордной в мировом масштабе глубине. Из-за этих же особенностей конструкции необходимо было подбирать клин-отклонителя с гидравлической активацией якоря и пакера, а также отстыковки, так как для механических якорей необходимо доведение нагрузки для активации, что на глубине 6054 метра (при отходе от вертикали почти 5 километров) с бурильным инструментом 101.6мм по расчётам не возможно.
Другим жестким требованием было обеспечение низких показателей пространственной интенсивности в интервале вырезки окна и отхода для установки системы заканчивания уровня TAML 3 с гарантией того, что герметичность её сочленений не будет нарушена. Моделирование также помогло удостовериться в том, пространственная интенсивность в интервале окна не оказывает негативного воздействия на последующие бурильные компоновки и компоновки заканчивания.
Понимание поведения КНБК, используемых при бурении бокового ствола, частности их динамики, было ещё одним важным вопросом и задачей. Предложенная система могла быть сконфигурирована для применения в любых условиях эксплуатации с целью обеспечения возможности быстрого выполнения работ по вырезке окна высокого качества и зарезке бокового ствола. Такая система зарезки позво-ляет выполнять поставленные задачи в стальных обсадных колоннах. Фрезеры класса Премиум обеспечивают высокое качество работ по зарезке во всех существующих типах обсадных колонн, включая колонны, изготавливаемые из марок стали высоких групп прочности и хромированные колонны, в любых породах – до очень твердых – с пределом прочности при неограниченном сжатии до 275 Мпа.
Опыт, полученный ранее при проведении подобных работ в колоннах большего диаметра совместно с проведенным техническим анализом и моделированием, помогли спроектировать систему по зарезке бокового ствола и прийти к решению, что успешное выполнение работ осуществимо на глубине по стволу более 6000 м с достижением всех поставленных целей за одну спуско-подъемную операцию. Программное обеспечение для моделирования вырезки окна помогло убедиться в том, что полноразмерное окно может быть вырезано при 77° зенитном угле на глубине 6055-6059 м (19865 – 19880 фут) с забур-кой 5 м шурфа; что пространственная интенсивность в интервале зарезке не будет оказывать влияния на последующие бурильные колонны и колонны заканчивания. Низкие значения пространственной интенсивности в интервале выхода из колонны удовлетворяли жестким требованиям используемой системы заканчивания уровня TAML 3, обеспечивая условия для сохранения герметичности её узлов.
В дополнение к вышесказанному, для снижения рисков в процессе установки системы TAML 3, в производственных условиях Нового Уренгоя, был произведен тест на совместимость системы многоствольного заканчивания скважин с системой вырезки окна. После предоставления заказчиком трубы обсадной колонны, был создан макет технологического окна. Размеры окна были взяты из отчета по моделированию процесса вырезки. Для дополнительной проверки правильности формы окна, было произведено сравнение веса вырезанного металла макета окна, с весом, получившимся в результате произведенных расчетов. Результат – полное совпадение расчетного и фактического весов. Тест на совместимость показал, что система вырезки окна «Trackmaster Plus» полностью совместима с системой многоствольного заканчивания «Rapid Tieback».
Использование телеметрического оборудования, позволило успешно и корректно сориентировать компоновку для вырезки окна на глубине 6051.5 м. Технологическое окно было вырезано за одну спуско-подъемную операцию, в соответствии с дорожной картой на операцию по вырезке окна. После полного подъема компоновки тройного фреза был замерен износ фрезерующих элементов. Замеренный износ получился в диапазоне допустимых значений. После окончания бурения бокового ствола скважины, был произведен успешный спуск первой секции хвостовика, далее проведена операция по извлечению клина-отклонителя (с задействованием компоновки с телесистемой). Клин-отклонитель был успешно извлечен из скважины за одну спуско-подъемную операцию. Затем был осуществлены работы по спуску и соединению второй секции хвостовика бокового ствола.
Характерной особенностью процесса установки систем многоствольного заканчивания TAML 3 является определение низа технологического окна. Описанная выше операция является ключевой для определения ориентации «бокового модуля» системы многоствольного заканчивания TAML 3 в скважине. В случае некорректной установки «бокового модуля», заказчик не будет иметь возможность доступа в основной ствол скважины.
Важно отметить, что системы заканчивания TAML 3, в данный момент, используе-мые в отрасли, устанавливаются посредством подвешивания «бокового модуля» на низ технологического окна. Система заканчивания используемая на скважине №3-А имеет в своей конструкции расширяемую подвеску «бокового модуля», тем самым не зависит от формы низа окна. Расширяемая подвеска хвостовика имеет максимально-возможный проходной диаметр среди существующих на рынке систем многоствольного заканчивания TAML 3, а счет отсутствия гидравлических цилиндров на устанавливаемом в скважине оборудовании.
Расширяемая подвеска «бокового модуля» устанавливается в верхней части компоновки системы многоствольного заканчивания, которая подвешивает «боковой модуль» в обсадной колонне, после определения правильной ориентации «бокового модуля» относительно окна. Для определения положения «бокового модуля» относительно технологического окна, на скважине № 3-А использовался гидравлически-активируемый крюк, который позволяет определить корректную ориентацию с помощью разгрузки низ окна (см. Рисунок 33). Для скважин с большим отходом от вертикали, планируемая форма окна, зачастую, отличается от фактически полученной формы после вырезки окна, характеризуемой значительным увеличением длины окна. Применение расширяемой подвески хвостовика и гидравлически-активируемого крюка позволяет не привязываться в процессе установки системы к форме низа окна.
Для работы на скважинах с большим отходом от вертикали, была разработана и успешно применена на скважине № 3-А система многоствольного заканчивания с техническим решениями, учитывающими специфику установки систем TAML 3 и тем самым сочетающую в себе гидравлически-активируемый крюк и расширяемую подвеску хвостовика.
Выводы
Проведенная оценка инженерных, организационных решений, а также достигнутых результатов доказывает актуальность интегрированного подхода, создания системы бурения, а также тесного взаимодействия между всеми участниками строительства скважины. В совокупности данные факторы являются ключевыми для успешного воплощения технически сложных проектов, таких как скважины с большим отходом от вертикали мирового уровня, успешно пробуренные на Юрхаровском месторождении в Ямальском регионе.
Разработанные по назначению технологии и их комбинации в систему бурения являются экономически обоснованным решением для разработки месторождений с учетом, как региональных особенностей, так и существующих традиционных технологических ограничений. Успешное бурение трёх скважин со сверхдлинным отходом на Юрхаровском месторождении явилось результатом грамотных решений, принятых на основании накопленного опыта инженерами и специалистами ОАО «НОВАТЭК», ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» и ЗАО «Инвестгеосервис» в сочетании с использованием передового оборудования и инструментов для бурения. Комплекс этих факторов позволит так же успешно реализовывать дальнейшие более сложные проекты, минимизируя эксплуатационные риски, снижая затраты непроизводительного времени и повышая безопасность проводимых работ.
Ценный опыт полученный при строительстве скважин с большим отходом от вертикали на Валанжинские отложения Юрхаровского месторождения доказал компетентность и способность вовлеченных в кампанию специалистов перейти к планированию и бурению новых скважин с БОВ на геологические цели вышележащих Сеноманских отложений на Юрхаровском месторождении.
Использование технологий скважин с большим отходом от вертикали будет одной из важнейших и привлекательных характеристик большого количества проектов в Ямальском регионе в силу возможности разработки многих морских шельфовых месторождений с суши.
ЗАО «Инвестгеосервис» Туктаров Дамир Хатипович, Генеральный директор;
ЗАО «Инвестгеосервис» Гулов Артур Ривалевич, Директор департамента инженерии;
ОАО «НОВАТЭК» Глебов Евгений Владимирович, Заместитель директора департамента по технологии Департамента cкважинных технологий и супервайзинга;
ОАО «НОВАТЭК» Шокарев Иван Валериевич, Заместитель начальника управления скважинных технологий Департамента скважинных технологий и супервайзинга;
ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» Курасов Александр Владимирович, заместитель генерального директора по бурению, начальник управления по бурению.
Благодарность
Авторы данной статьи благодарят ООО “НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ”, ОАО “НОВАТЭК” за разрешение на публикацию материала, содержащегося в данном документе. Мы также благодарим персонал всех компаний, работающих на месторождении, за вклад в проведение безопасных и успешных работ по строительству выдающихся скважин.
Ссылки и список литературы
1. Официальный сайт OAO «НОВАТЭК» http://novatek.ru/
2. Официальный сайт ЗAO «Инвестгеосервис»
http://ingeos.ru/
3. Официальный сайт ОАО НПО «БТ-ВНИИБТ»
http://www.vniibt.ru/
4. Официальный сайт «K&M Technology Group»
http://www.kmtechnology.com/
5. Официальный сайт компании «Schlumberger»
http://www.slb.com/
6. Туктаров Д.Х., Корчагин П.Н., Охотников А.Б. ООО «Смит Продакшн Технолоджи». Пути оптимизации гидравлики бурения глубоких скважин // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело» –2011– №1.
7. Шокарев И.В., Гулов А.Р., Власовец Е.Н., Сулейманов Р.Н. ООО «Интегра-Бурение»; Вялов В.В. ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ»; Глебов Е.В. ОАО «НОВАТЭК» – Строительство рекордной многоствольной скважины с большим отходом от вертикали в акватории Тазовской губы. // Нефть.Газ.Новации. – 2011г. – №12.
8. Вахрушев А.В.«Vallourec»; Жлудов А.В., Гулов А.Р., Чуцков С.П. ЗАО «Инвестгеосервис». Опыт применения высокомоментных резьбовых соединений бурильных труб VAM Express группой компаний «Инвестгеосервис» // доклад на международной научно-практической конференции «Строительство и ремонт скважин 2015», «Черноморские нефтегазовые конференции», Анапа, 21 по 26 сентября.
9. Глебов Е.В., Шокарев И.В. и др. ОАО «НОВАТЭК»; Гулов А.Р., Жлудов А.В. ЗАО «Инвестгеосервис»; Четвериков Д.М., Дымов С.Ю., Яковлев А.В., Доброхлеб П.Ю., Петраков Ю.А., Гайнуллин М.А. и др. «Schlumberger». Строительство рекордных скважин с большим отходом от вертикали в Ямальском регионе // статья SPE-171328 представлена на 2014 SPE Russia Oil & Gas Conference & Exhibition, РФ, Москва, 14-16 Октября 2014.
10. Глебов Е.В. ОАО «НОВАТЭК»; Шокарев И.В. ООО «Интегра-Бурение»; Жлудов А.В. ООО «НЭУ»; Чимеребере О. Нквоча «Geopro Technology Limited»; Давид Кай «Tercel Oilfield».Технологии снижения коэффициента трения для спуска обсадной колонны в сложных скважинах с большим отходом от вертикали в Арктическом регионе России // статья SPE-149720 представлена на 2011 SPE Russia Oil & Gas Conference & Exhibition, РФ, Москва, 17-18 Октября 2011.
11. Глебов Е.В., Шокарев И.В. ОАО «НОВАТЭК»; Гулов А.Р., Жлудов А.В. ЗАО «Инвестгеосервис»; Дымов С.Ю., Доброхлеб П.Ю., Крецул В., Задворнов Д.А., Кондарев В., Федотов А. «Schlumberger». Новые рекорды бурения и многоствольного заканчивания в рамках кампании по строительству скважин с большим отходом от вертикали на Юрхаровском месторождении // статья SPE-176507 представлена на 2015 SPE Russian Petroleum Technology Conference, РФ, Москва, 26-28 Октября 2015.
