Опыт бурения разведочных скважин в сложных геологических условиях и освоение их методом одновременно раздельной эксплуатацией

При выборе и обосновании конструкции скважины №37 Северный Готурдепе    учтены    требования    «Правила    безопасности    в нефтегазодобывающей    промышленности»,    Регламента    расчета промежуточных колонн при бурении скважин на нефтегазовых площадях Западной части Туркменистана и использовалась геолого-техническая информация по ранее пробуренным скважинам на площади Северный Готурдепе.

Выбор конструкции скважины осуществлялся в соответствии с интервалами совместимости разреза скважины по горно-геологическим условиям бурения, на основе прогнозных кривых пластовых давлений разрыва пород и обосновывали следующую конструкцию.

• -    шахтовое направление Ø720мм спускается на глубину 10м, крепится бутобетоном.

• -    удлиненное направление Ø530мм спускается на глубину 30м, с целью перекрытия неустойчивых, песчанно-глинистых отложений и предотвращения размыва устья скважины при бурении под кондуктор. Высота подъема цемента – до устья.

Кондуктор Ø426мм спускается на глубину 594м, обеспечивает перекрытие верхней части неустойчивых песчано-глинистых четвертичных отложений, изоляции ствола скважины от гидростатически связанных с поверхностью вод и установки противовыбросового оборудования.

Техническая колонна Ø324мм спускается на глубину 2781 метров для перекрытия к набуханию и обвалообразованиям «черных глин» апшеронского яруса и сокращения интервала открытого ствола при бурении под вторую техническую колонну Ø244,5мм, оборудовалась противовыбросовым оборудованием и для обеспечивания эффективного управления скважиной в случае возможных проявлений. Спуск Ø324мм технической колонны осуществляется двумя секциями. Голова I секции устанавливается в устойчивой части разреза открытого ствола, в интервале 1700-2300 метров с корректировкой по каротажу. Высота подъема цемента за колонной – до устья.

Спуск технической колонны диаметром Ø244,5мм осуществляется на глубину 4761 метров, с целью предотвращения поглощений бурового раствора плотностью 2,08г/см3 и прихватов бурильного инструмента под воздействием перепада давлений, а также эффективного управления скважиной при проявлениях с помощью противовыбросового оборудования. Спуск Ø244,5мм технической колонны осуществляется двумя секциями, и голова I секции установили с заходом 50-100 метров в Ø324мм техническую колонну.

Спуск эксплуатационного хвостовика – фильтр Ø177,8мм, осуществляется на глубину по стволу 4906 метров (длина хвостовика 4691м-

4906м), установкой подвесного устройства на 50-100 метров внутри обсадной колонны 0244,5мм с целью перекрытия продуктивных горизонтов [1].

Сложные термогеохимические условия бурения скважины № 37 площади Северный Готурдепе обуславливают, начиная от нуля и до проектной глубины, необходимость применения буровых растворов с пониженной величиной водоотдачи и легкорегулируемыми реологическими и структурно-механическими показателями.

Буровые растворы на водной основе с поинтервальной сменой типа химической обработки, предусматривающие плавный переход от растворов, стабилизированных натрием - гуматами и лигносульфонатами, переводят в ингибированные системы алюмокальциевых растворов - АЛКАР-ЗМ

Температурные диапазоны применения буровых растворов:

• -    Нефтеэмульсионный гуматно-лигносульфонатный раствор - +22 - +40°С;

• -    Алюмокальциевые растворы - АЛКАР-ЗМ- +40- +121°С.

Нефтеэмульсионный гуматно-лигносульфонатный раствор используется от начала бурения и до момента падения его эффективности. С падением эффективности нефтеэмульсионного гуматно -лигносульфонатного раствора осуществляется перевод на ингбированные растворы системы АЛКАР-ЗМ.

При бурении скважины, начиная от нуля до глубины 800м, используется нефтеэмульсионный гуматно-лигносульфонатный раствор, для разбуривания неустойчивых песчано-глинистых пород четвертичного отложения и стабилизации ствола скважины.

В качестве регуляторов свойств бурового раствора используются реагенты стабилизаторы: гуматы - углещелочной реагент (УЩР) и лигносульфонаты - конденсат сульфат-спиртовой барды (КССБ-2). Для регулирования щёлочности раствора растворимости кальция в морской воде используется каустическая сода (NaOH). Из специализированных реагентов, функционально предназначенный для гидрофобизации твёрдой фазы бурового раствора и улучшения смазывающих свойств используются нефть и графит. Для предотвращения вспенивания раствора используется поверностно-активное вещество - ПАВ ХТ-48. Водородный показатель рН раствора 8,5-9,0 [2].

В дальнейшем обработка нефтеэмульсионного гуматно-лигносульфонатного раствора осуществляется с целью снижения вязкости раствора и водоотдачи до установленных величин параметров. В случае падения рН раствора ниже значения следует ввести в раствор необходимое количество NaOH. Приготовление и добавка реагентов в дальнейшем осуществляется по мере необходимости.

При бурении скважины от глубины 800 м до глубины 2800 м используется ингибированный раствор AЛKAP-3M. Этот раствор используется с целью перекрытия высококоллоидных «чёрных глин» апшеронского яруса, склонных к обвалам. AЛKAP-3M обеспечивает подавление лиофильности глин, сокращает накопление избыточного объёма бурового раствора и одновременно обеспечивает устойчивость и упрочняет стенки ствола скважины.

Информация по рекомендованным параметрам бурового раствора, при бурении под каждую колонну скважины №37 Северный Готурдепе изложены в таблицах 1 и 2.

В качестве регуляторов свойств бурового раствора используются реагенты: стабилизаторы лигносульфонаты - феррохромлигносульфонат (ФХЛС) и КССБ-2, ингибиторы - щёлочные гидролизаты портландцемента, термостабилизаторы - бихроматы натрия (Na2Cr207) или калия (К2Сr207), щёлочи - NaOH. Водородный показатель рН раствора 10-12.

При бурении скважины от глубины 2800 м до глубины 4800 м, используется ингибированный термостойкий раствор АЛКАР-ЗМ в зоне повышенных температур +113°С. Этот раствор, используется с целью подавления глин нижней красноцветной толщи, стабилизации ствола скважины и чрезмерного насыщения выбуренной породы. Обеспечивает стабильность параметров раствора в зоне повышенных температур [3].

Таблица 1.

Типы и параметры буровых растворов для бурения разведочной скважины № 37 площади Северный Готурдепе

Название (тип) раствора	Интервал, м		Параметры бурового раствора
	От (верх)	До (низ)	Плотность, г/см3	Условная вязкость, сек.	Водоотдача, см3/30 мин	Корка, мм	СНС, кгс/см2 через, мин
							1	10
н/э гуматно-лигносуль-фонатный	0	800	1,26	40-60	10-12	2-3	10-20	20-30
АЛКАР-З	800	1900	1,28	30-50	6-8	1-2	5-10	5-15
-II-	1900	2800	1,45	30-50	6-8	1-2	5-10	5-15
АЛКАР-ЗМ	2800	4000	1,35	30-50	3-4	0,5-1	5-10	5-15
-II-	4000	4300	1,40	30-50	3-4	0,5-1	5-10	5-15
-II-	4300	4600	1,45	30-50	3-4	0,5-1	5-10	5-15
-II-	4600	4800	1,64	30-50	3-4	0,5-1	5-15	5-20
АЛКАР-ЗМ	4800	4900	1,78	50-70	2-3	0,5	5-15	5-20
-II-	4900	5000	1,92	50-70	2-3	0,5	5-15	5-20
-II-	5000	5100	2,02	50-70	2-3	0,5	5-15	5-20
-II-	5100	5200	2,08	50-70	2-3	0,5	5-15	5-20

При бурении скважины от глубины 4800м до глубины 5200м используется ингибированный раствор АЛКАР-ЗМ в зоне повышенных температур +121°С с целью подавления глин нижней красноцветной толщи и вскрытия продуктивных пластов скважины, стабилизации ствола скважины и чрезмерного насыщения выбуренной породы. Обеспечивает стабильность параметров раствора в зоне повышенных температур.

Бурение после спуска и крепление технической колонны Ø244,5мм проводилось буровым долотом Ø215,9мм с использованием роторной компоновки и бурового раствора плотностью 1,80 г/см3. На глубине 4953 метра бурением достигли до проектного горизонта и было вскрыто 12 продуктивных горизонтов нижнего красноцвета. По исследованиям каротажных данных в интервале 4906-4953м был установлен цементный мост и для испытания объектов в вскрытых разрезах на глубину 4906 м., был спущен Ø177,8 мм хвостовик. Со входом 70м верхнего конца хвостовика Ø177,8 мм во внутрь Ø244,5мм технической колонны для подвешивания и обеспечения герметичности верхнего конца хвостовика использовалась системa подвески хвостовика компании «Weatherford». Использование этой системы при спуке эксплуатационного хвостовика Ø177,8мм привело к повышению надежности качества цементировочных работ и герметичности верхнего конца.

Таблица 2.

Параметры бурового раствора, при бурении разведочной скважины № 37 площади Северный Готурдепе

Название (тип) раствора	Интервал, м		Параметры бурового раствора
	От (верх)	До (низ)	Фазовый состав, % об.			рН	Мине-рали-зация, мг/л	Пластическая вязкость, сПз	Дина-мичес-кое напряжение сдвига, мг/см2	Са+2 мг/л
			V н	V тв	V ж
н/э гуматно-лигносуль-фонатный	0	800	8,62	77,46	13,92	8,5-9	13-15	15-18	30-33	300-400
АЛКАР-З	800	1900	10,62	14,88	74,50	10-12	15-17	5-8	10-20	900-1500
-II-	1900	2800	10,62	20,60	68,78	10-12	15-17	10-12	10-20	900-1500
АЛКАР-ЗМ	2800	4000	13,21	17,24	69,55	10-12	15-17	10-12,	10-20	900-1500
-II-	4000	4300	13,21	20,15	66,64	10-12	15-17	10-12	10-20	900-1500
-II-	4300	4600	13,21	20,71	66,08	10-12	15-17	10-12	10-20	900-1500
	4600	4800	13,21	28,77	58,02	10-12	15-17	10-15	10-25	900-1500
АЛКАР-ЗМ	4800	4900	13,21	33,96	52,83	10-12	15-17	15-20	15-25	900-1500
-II-	4900	5000	13,21	40,35	46,44	10-12	15-17	15-25	15-30	900-1500
-II-	5000	5100	13,21	42,70	44,09	10-12	15-17	18-25	20-35	900-1500
-II-	5100	5200	13,21	47,65	39,14	10-12	15-17	20-30	25-40	900-1500

На рисунке приведена конструкция скважины №37 на площади Северный Готурдепе с двухлифтной НКТ свнутри скважинным оборудованием для ОРЭ.

Рисунок. Конструкция скважины №37 на Северном Готурдепе с двухлифтной НКТ с внутри скважинным оборудованием для ОРЭ

При освоении скважины методом ОРЭ получен большой приток нефти, результаты исследований приведены в таблице 3.

Таблица 3.

Данные по перфорациям и показания исследований в процессе освоения скважины №37 площади Северный Готурдепе

Обозначение объекта, тип перфоратора, кол-во дырок	Расстояние	Возраст,	Результаты освоения
	испытуемого объекта, (м)	искусственная глубина, (м)
I	4448-4454	НК-7	Получен приток нефти.
ПКO-102	4612-4618	НК-8	Д ш =25мм, Р раб =35 атм.
733	4626-4629		Q нефть =730,33м3/сут.