Выбор конструкции эксплуатационных скважин для разработки многопластовых месторождении методом одновременной раздельной эксплуатацией
Автор: Деряев А.Р.
Журнал: Мировая наука @science-j
Рубрика: Естественные и технические науки
Статья в выпуске: 7 (64), 2022 года.
Бесплатный доступ
В статье рассмотрен выбор конструкции эксплуатационной скважины для разработки многопластовых месторождений методом одновременной раздельной эксплуатацией. На основании параметров пластовых давлений по проведенным расчетам, соответствующих глубин для скважины №200 получены значения эквивалентов градиентов пластовых давлений. Разработанная конструкция скважины эффективна для освоения скважин методом одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двумя лифтами насосно-компрессорными трубами. Данная работа может быть применима для ведения буровых работ на многопластовых месторождениях с целью ускоренной разработки месторождений.
Гидроразрыв, профиль скважины, регламент, совмещенный график, промежуточная колонна, параллельный лифт, крепкость породы
Короткий адрес: https://sciup.org/140294485
IDR: 140294485
Текст научной статьи Выбор конструкции эксплуатационных скважин для разработки многопластовых месторождении методом одновременной раздельной эксплуатацией
Одной из важнейших задач для успешного ведения буровых работ на площадях с многопластовыми продуктивными горизонтами является обоснованный правильный выбор и разработка конструкции для одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Исходными данными для проектирования конструкции скважины являются; цель бурения и назначение скважины, проектный горизонт и глубина скважины, диаметр эксплуатационной колонны, пластовые давления и давления гидроразрыва горных пород стратиграфических горизонтов, способы заканчивания скважины и ее эксплуатации, профиль скважины и его характеристика, характеристика пород по крепости [1].
Данные для расчета (давление и температура по глубинам) исследуемой скважины №200 на площади Северный Готурдепе, составленные на основании данных ранее пробуренных скважин №№29, 97, 101 Северный Готурдепе показаны в таблице 1.
Таблица 1.
Давление и температура по разрезу скважины №200 площади Северный Готурдепе
|
Интервал, м |
Градиент давления |
Температура в конце интервала, ° С |
||||
|
пластового |
порового |
|||||
|
от (верх) |
до (низ) |
кгс/см2 на м |
кгс/см2 на м |
|||
|
от (верх) |
до (низ) |
от (верх) |
до (низ) |
|||
|
0 |
500 |
0,00 |
0,105 |
0,00 |
0,105 |
32 |
|
500 |
1170 |
0,105 |
0,110 |
0,105 |
0,110 |
44 |
|
1170 |
1500 |
0,110 |
0,112 |
0,110 |
0,112 |
51 |
|
1500 |
2330 |
0,112 |
0,115 |
0,112 |
0,115 |
66 |
|
2330 |
2460 |
0,135 |
0,135 |
0,135 |
0,135 |
69 |
|
2460 |
2510 |
0,115 |
0,115 |
0,115 |
0,115 |
70 |
|
2510 |
2610 |
0,135 |
0.135 |
0,135 |
0.135 |
72 |
|
2610 |
2830 |
0.115 |
0,120 |
0.115 |
0,120 |
76 |
|
2830 |
2940 |
0,120 |
0,123 |
0,120 |
0,123 |
78 |
|
2940 |
3200 |
0,123 |
0,125 |
0,123 |
0,125 |
83 |
|
3200 |
3600 |
0,125 |
0,125 |
0,125 |
0,125 |
90 |
|
3600 |
4180 |
0,125 |
0,126 |
0,125 |
0,126 |
101 |
|
4180 |
4300 |
0,126 |
0,130 |
0,126 |
0,130 |
104 |
|
4300 |
4650 |
0,130 |
0,135 |
0,130 |
0,135 |
110 |
|
4650 |
4800 |
0,135 |
0,155 |
0,135 |
0,155 |
113 |
|
4800 |
4900 |
0,155 |
0,160 |
0,155 |
0,160 |
115 |
Разработка конструкции скважины начинается с решения двух проблем; определение расчетным путем номинальных диаметров обсадных колонн и диаметров породоразрушающего инструмента.
При выборе и обосновании конструкции скважины №200 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.
На основании параметров пластовых давлений по соответствующим глубинам произведены расчеты для скважины №200, значения эквивалентов градиентов пластовых давлений. Полученные результаты приведены в таблице 2.
Таблица 2.
Расчетные значения давлений гидроразрыва пласта, градиенты пластового давления, гидроразрыва пород и плотность бурового раствора по скважине №200 Северный Готурдепе
|
Интервал, м |
Давление гидроразрыва пород |
Градиент давления |
Плотность бурового раствора, г/см3 |
|||||
|
Пластового давления |
гидроразрыва пород |
|||||||
|
от (верх) |
до (низ) |
кгс/см2 на м |
кгс/см2 на м |
кгс/см2 на м |
||||
|
от (верх) |
до (низ) |
от (верх) |
до (низ) |
от (верх) |
до (низ) |
|||
|
0 |
500 |
49,0 |
76 |
0,00 |
1,05 |
1,49 |
1,52 |
1,26 |
|
500 |
1170 |
76 |
182,5 |
1,05 |
1,10 |
1,52 |
1,56 |
1,26 |
|
1170 |
1500 |
182,5 |
235,5 |
1,10 |
1,12 |
1,56 |
1,57 |
1,26 |
|
1500 |
2330 |
235,5 |
370,5 |
1,12 |
1,15 |
1,57 |
1,59 |
1,26-1,45 |
|
2330 |
2460 |
370,5 |
423,1 |
1,35 |
1,35 |
1,59 |
1,72 |
1,45 |
|
2460 |
2510 |
423,1 |
399,1 |
1,15 |
1,15 |
1,72 |
1,59 |
1,45 |
|
2510 |
2610 |
431,7 |
449,0 |
1,35 |
1,35 |
1,72 |
1,72 |
1,45 |
|
2610 |
2830 |
449,0 |
458,5 |
1,15 |
1,20 |
1,72 |
1,62 |
1,45 |
|
2830 |
2940 |
458,5 |
482,1 |
1,20 |
1,23 |
1,62 |
1,64 |
1,45 |
|
2940 |
3200 |
482,1 |
608,0 |
1,23 |
1,25 |
1,64 |
1,90 |
1,45 |
|
3200 |
3600 |
608,0 |
684,0 |
1,25 |
1,25 |
1,90 |
1,90 |
1,45 |
|
3600 |
4180 |
684,0 |
794,2 |
1,25 |
1,26 |
1,90 |
1,90 |
1,45 |
|
4180 |
4300 |
794,2 |
825,6 |
1,26 |
1,30 |
1,90 |
1,92 |
1,45 |
|
4300 |
4650 |
825,6 |
906,7 |
1,30 |
1,35 |
1,92 |
1,95 |
1,45 |
|
4650 |
4800 |
906,7 |
984,0 |
1,35 |
1,55 |
1,95 |
2,05 |
1,62 |
|
4800 |
4900 |
984,0 |
1014,3 |
1,55 |
1,60 |
2,05 |
2,07 |
1,68 |
С целью проведения исследований и подбора конструкции скважин для одновременной эксплуатации несколько продуктивных пластов на одной скважине было проведено тщательное изучение ранее пробуренных скважин и с полным анализом геологических и геофизических материалов были подобраны новые виды конструкции скважин.
Длина кондуктора и высота цементирования его выбираются с таким расчетом, чтобы он был достаточно прочен и мог надежно противостоять тем усилиям, которые могут возникнуть при закрытии превентора под воздействием давления продуктивных пластов. Также должна быть исключена возможность прорыва газа из скважины по затрубному пространству или по трещинам, соединяющим ствол скважины с поверхностью.
Для выбора числа промежуточных технических колонн и глубины их спуска строят совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатического давления столба бурового раствора в координатах «глубина - эквивалент градиента давления».
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 0720мм спускалось на глубину 10м, крепится бутобетоном.
-
- удлиненное направление 0 530мм спускалось 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 0426мм спускался на глубину 592м, обеспечивает перекрытие верхней части неустойчивых песчано-глинистых четвертичных отложений, изоляции ствола скважины от гидростатически связанных с поверхностью вод и установки противовыбросового оборудование.
Техническая колонна Ø324мм спускалась на глубину 1998 метров для перекрытия к набуханию и обвалообразованиям «черных глин», оборудуется противовыбросовым оборудованием и обеспечивает эффективное управление скважиной в случае возможных проявлений. Высота подъема цемента за колонной – до устья.
Спуск технической колонны диаметром Ø244,5мм проводился на глубину 4189 метров, в кровельную часть продуктивного горизонта IX д+е с корректировкой по данным каротажа. Башмак технической колонны устанавливается в глинистых отложениях. Обсадная Ø244,5мм колонна выбрана по расчетам для восприятия всех нагрузок, возникающих при бурении и эксплуатации скважин. Высота подъема цемента за колонной – до устья.
Спуск эксплуатационного хвостовика Ø139,7мм, осуществлялся на глубину 4332 метров (длина хвостовика 4170-4332 метров), с установкой подвесного устройства на 50-100 метров внутри обсадной колонны Ø244,5мм.
Разработанная конструкция скважин с двумя лифтами для ОРЭ нескольких горизонтов приводится на рисунке. На основании геологических результатов и по расчетам с совместимостью условий бурения в связи с наличием четырех зон крепления конструкция исследуемых скважин представлена тремя обсадными колоннами, а забойная часть потайной колонной в виде хвостовика.
Особое отличие предложенной нами для научных испытаний конструкции от ранее применяемой – увеличение глубины спуска Ø244,5мм второй технической колонны для крепления верхних продуктивных горизонтов, и нижних горизонтов с колоннами обсадных труб диаметром Ø139,7мм или специальными фильтрами в виде хвостовика [2].
Суть данной технологии заключается в том, что в эксплуатационную колонну (преимущественно это Ø244,5мм промежуточная колонна) с целью спуска два параллельных лифта НКТ, отличающихся между собой высотой подвески - короткий и длинный. Продуктивные горизонты при этом разделяются пакерным устройством, что обеспечивает их раздельную эксплуатацию и учет скважиной продукции для каждого эксплуатационного объекта[3].
На скважине №200 Северный Готурдепе с целью ОРЭ нескольких продуктивных горизонтов увеличили глубину спуска Ø244,5 мм второй технической колонны для крепления верхних продуктивных горизонтов, а нижних горизонтов обсадными колоннами Ø139,7мм с цементированием в виде хвостовика.
При освоении скважины №200 методом ОРЭ получен большой приток нефти, результаты исследований приведены в таблице 3.
Таблица 3.
Данные по перфорациям и показания исследований в процессе освоения скважины №200 площади Северный Готурдепе
|
Обозначение объекта, тип перфоратора, кол-во дырок |
Расстояние испытуемого объекта, (м) |
Возраст, искусственная глубина, (м) |
Результаты освоения |
|
I ПКO-102 800 |
4046-4052 4057-4067 4071-4077 4079-4085 4086-4092 4094-4104 4122-4128 4134-4140 |
Пачка IX |
I-лифт НКТ получен приток нефти. Д ш =22мм, Р раб =38 атм. Q нефть =157,3м3/сут. |
|
ПКО-89 545 Энержет-43 273 |
4192-4198 4204-4216 4288-4292 |
Нижний красноцвет НК-1, НК-2 |
II-лифт НКТ получен приток нефти. Д ш =15мм, Р раб =38 атм. Q нефть =127,4м3/сут. |
По схемам скважины заканчиванием в виде хвостовика с полным цементированием в продуктивных зонах имеют следующие достоинства: - использовать освоение технологии исследования, цементирования, вторичного вскрытия и освоения скважины;
-
- обеспечить перекрытие зон поступления пластовой воды и герметичность наклонной части ствола;
-
- эксплуатировать переслаивающиеся коллекторы.
На рисунке приведена конструкция скважины №200 на площади Северный Готурдепе с двухлифтной НКТ с внутри скважинным оборудованием для ОРЭ.
Рисунок. Конструкция скважины №200 на площади Северный Готурдепе с двухлифтной НКТ с внутри скважинным оборудованием для ОРЭ
Список литературы Выбор конструкции эксплуатационных скважин для разработки многопластовых месторождении методом одновременной раздельной эксплуатацией
- Деряев А.Р. Особенности проводки и заканчивания в нефтегазовых месторождениях Туркменистана с использованием передовых технологии.// Сборник статей XXIII международной научно-практической конференции "Актуальные вопросы, достижения и инновации". - Пенза: Научное издание: МЦНС "Наука и просвещение". 2022.-с.29-34.
- Деряев А.Р. Вторичное вскрытие продуктивных горизонтов// Biсник науки, випуск №7. - Рига, Латвiя / Одеса, Украiна: Издательство "Вiстник науки". 2022. - с.27-34.
- Деряев А.Р. Технология бурения наклонно-направленной скважины с раздельной эксплуатацией одновременно нескольких горизонтов на месторождении Северный Готурдепе. // Материалы 83-й Международной научно-практической конференции "Актуальные вопросы науки".- М: ООО Издательство Спутник +.2022. - с. 30-35.
