Анализ проводки скважин на месторождении

На Юрхаровском нефтегазоконденсатном месторождении за все время освоения и разработки (около 39 лет) были пробурены десятки поисково-оценочных, разведочных и эксплуатационных скважин как вертикальных так наклонно-направленных и горизонтальных. Основными разрабатываемыми продуктивными объектами являются: газовые ПК₁, ПК_18-19 и АУ₇, газоконденсатные и нефтяные БУ_1-2, БУ_3-7 и БУ_8-10.

Строительство поисковых и разведочных скважин на месторождении ведется с 1970 г. Проектные конструкции разведочных скважин предусматривали в соответствии с действующими в то время требованиями «Единых технических правил ведения буровых работ»:

- направление, диаметром 426 мм или 324 мм, на глубину 10-20 м;

- кондуктор, диаметром 324 мм или 219 мм, на глубину 400 м;

- промежуточную колонну диаметром 219 мм (или эксплуатационную колонну диаметром 146 мм для сеноманских скважин) на глубину 1200 м;

- эксплуатационную колонну диаметром 146 мм на глубину 3200 м.

При проектировании строительства скважин предполагались следующие возможные осложнения:

- 0-400 м – обвалы стенок скважины при растеплении ММП четвертичного и палеогенового возрастов:

- 1000-1200 м – газопроявления, поглощения промывочной жидкости;

- 1200-2600 м – водопроявления, поглощения промывочной жидкости;

- 2600-3200 м – нефтегазопроявления, обвалы стенок скважины, посадки и прихваты инструмента, поглощения промывочной жидкости.

Анализ конструкций пробуренных разведочных скважин (таблица 6.1) показывает, что разведочные скважины бурились, в основном, по следующей конструкции: кондуктор диаметром от 299 до 324 мм спускался на глубину от 280 до 410 м; промежуточная колонна (для скважин, бурящихся на валанжин) диаметром 219 мм спускалась на глубину от 1084 до 1244 м; эксплуатационная колонна (для скважин, бурящихся на сеноманский горизонт) диаметром 146 мм спускалась на глубину от 1199 до 1253 м; эксплуатационная колонна (для скважин, бурящихся на валанжин) диаметром от 140 до 146 мм спускалась на глубину от 2976 до 3225 м.

Таблица 6.1 – Краткие сведения о пробуренных разведочных скважинах на Юрхаровском НГКМ

№, п	№ скв.	Время бурения	Глубина скважины, м	Продуктивный горизонт	Искусственный забой, м	Конструкция скважины (фактическая)
			проект	факт	проект	факт	забой, м	колонна	диаметр, мм	глубина башмака колонны, м	высота подъема цемента, м
	20Р	3.11.70-18.12.70г.			верхний мел	верхний мел		кондуктор			до устья
								экспл. кол.	не обсажена
	21Р	17.04.70-3.05.70г.			сеноман	сеноман	1233, 30	кондуктор			до устья
								экспл. кол.		1253,3	до устья
	22Р	15.06.70-27.06.70г.			сеноман	сеноман		кондуктор			до устья
								экспл. кол.	не обсажена
	89Р	19.03.77-29.05.77г.			валанжин	валанжин		кондуктор			до устья
								пром. кол.			до устья
								экспл. кол.			до устья
	90Р	14.06.77-10.09.77г.			валанжин	валанжин		кондуктор			до устья
								пром. кол.			до устья
								экспл. кол.			до устья
	91Р	4.10.77-16.03.78г.			валанжин	валанжин		кондуктор			до устья
								пром. кол.			до устья
								экспл. кол.			до устья
	92Р	30.08.90-20.11.90г.			валанжин	валанжин		кондуктор			до устья
								пром. кол.			до устья
								экспл. кол.			до устья
	93Р	16.02.76-29.05.76г.			валанжин	валанжин		кондуктор		354,4	до устья
								пром. кол.			до устья
								экспл. кол.			до устья

Продолжение таблицы 6.1

94Р

8.06.76-21.08.76г.

валанжин

валанжин

кондуктор

до устья

пром. кол.

до устья

экспл. кол.

до устья

95Р

30.09.76-28.02.77г.

валанжин

валанжин

кондуктор

403,6

до устья

пром. кол.

до устья

экспл. кол.

до устья

96Р

30.09.76-28.02.77г.

валанжин

валанжин

н/д

кондуктор

до устья

пром. кол.

до устья

экспл. кол.

до устья

97Р

25.06.75-13.09.75г.

валанжин

валанжин

кондуктор

до устья

пром. кол.

1198,5

до устья

экспл. кол.

до устья

30.08.74-28.09.75г.

валанжин

валанжин

н/д

кондуктор

до устья

пром. кол.

до устья

экспл. кол.

до устья

99Р

19.05.88-12.08.88г.

валанжин

готерив

н/д

кондуктор

до устья

пром. кол.

до устья

экспл. кол.

до устья

100Р

28.01.74-1.05.74г.

валанжин

валанжин

кондуктор

до устья

пром. кол.

до устья

экспл. кол.

до устья

101Р

29.04.87-14.07.87г.

валанжин

валанжин

кондуктор

до устья

пром. кол.

до устья

экспл. кол.

до устья

24.07.87-10.10.87г.

валанжин

валанжин

кондуктор

299,324

до устья

пром. кол.

до устья

экспл. кол.

до устья

Продолжение таблицы 6.1

		18.08.90-27.01.91г.			валанжин	валанжин		кондуктор			до устья
								пром. кол.			до устья
								экспл. кол.			до устья
		30.05.87-24.08.87г.			валанжин	валанжин		кондуктор			до устья
								пром. кол.			до устья
								экспл. кол.			до устья
		31.03.89-12.07.89г.			валанжин	валанжин		кондуктор			до устья
								пром. кол.			до устья
								экспл. кол.			до устья
		31.06.89-5.11.89г.			валанжин	валанжин		кондуктор	324,299		до устья
								пром. кол.			до устья
								экспл. кол.			до устья
		4.03.88-5.06.89г.			валанжин	валанжин		кондуктор			до устья
								пром. кол.			до устья
								экспл. кол.			до устья
		18.05.91-12.08.91г.			валанжин	валанжин		кондуктор			до устья
								пром. кол.			до устья
								экспл. кол.			до устья
		29.08.91-24.02.92г.			валанжин	валанжин		кондуктор			до устья
								пром. кол.			до устья
								экспл. кол.	140,146		до устья

Для бурения под кондуктор глинистый раствор готовили из бентонитового глинопорошка. Дальнейшая проводка скважин велась на естественно-наработанном глинистом растворе с добавлением бентонитового глинопорошка и обработкой соответствующими химреагентами, обеспечивающими предотвращение осложнений при проводке скважин.

Герметичность кондуктора, промежуточной и эксплуатационной колонн проверялась опрессовкой и снижением уровня согласно действующих в то время «Единых технических правил ведения работ при бурении скважин» М., 1983г. Под кондуктор бурение велось роторным способом, а дальнейшее углубление – турбинным или роторным способом. Для бурения скважин использовались буровые установки Уралмаш-3Д - ГТП, Уралмаш –5Д, БУ-80, БУ-75.

Эксплуатационные скважины были пробурены согласно «Групповому рабочему проекту №185/00-10-Э на строительство эксплуатационных газоконденсатных (БУ_1-2) скважин на Юрхаровском НГКМ» (ТюменНИИгипрогаз, 2001 г.), «Групповому рабочему проекту №185/00-09-Э на строительство эксплуатационных (ПК₁) скважин на Юрхаровском НГКМ» (ТюменНИИгипрогаз, 2003 г.), «Групповому рабочему проекту №185/00-11-Э (дополнение 1, книга 4) на строительство субгоризонтальной газоконденсатной скважины №312 на БУ_8-9», «Групповому рабочему проекту №145/06-168-Э на строительство эксплуатационных газоконденсатных (БУ_8-9) скважин на Юрхаровском НГКМ» (ТюменНИИгипрогаз, 2006 г.), «Групповому рабочему проекту №145/06-169-Э на строительство эксплуатационных газоконденсатных (БУ_1-2) скважин на Юрхаровском НГКМ» (ТюменНИИгипрогаз, 2006 г.), «Групповому рабочему проекту №171/07-189-Э на строительство эксплуатационных газоконденсатных (БУ_5-6) скважин на Юрхаровском НГКМ» (ТюменНИИгипрогаз, 2007 г.)_. Ниже приведено сопоставление фактических и проектных данных пробуренных скважин 210, 208, 207, 206, 211, 212 и 214 (БУ_1-2), скважин 106, 108, 109, 110 (ПК₁), 312 (БУ_8-9) и 270 (АУ₇). Сравнительная характеристика проектных и фактических конструкций эксплуатационных скважин приведена (таблицы 6.2-6.7).

Таблица 6.2 – Проектные конструкции эксплуатационных скважин (ПК₁) Юрхаровского НГКМ

Наименование обсадных колонн	Конструкция скважины	Наименование тампонажного материала, Плотность раствора, г/см^3
Диаметр, мм / глубина спуска по вертикали (по стволу), м	Высота подъема цементного раствора (по вертикали), м
№№ 108, 109
Направление	324 / 90	90 – 0	ЦТРОА, 1,5
Кондуктор	245 / 750 (767)	750 – 450 450 - 0	Аркцемент, 1,82 ЦТРОА, 1,5
Эксплуатационная	168 / 1130 (2190)	1130 – 700 700 - 0	ПЦТ 1-50, 1,82 ОТР с МС-500, 1,5
№№ 106, 110
Направление	426 / 90	90 – 0	ЦТРОА, 1,5
Кондуктор	324 / 750 (762)	750 – 550 550 - 0	Аркцемент, 1,82 ЦТРОА, 1,5
Эксплуатационная	245 / 1060 (1854)	1060 – 700 700 - 0	ПЦТ 1-50, 1,82 ОТР с МС-500, 1,5
Хвостовик	178 / 1038 – 1130	1130 - 1038	ПЦТ 1-50, 1,82

Таблица 6.3 – Фактические конструкции скважин (ПК₁) Юрхаровского НГКМ

Наименование колонн	Диаметр (мм) / Глубина спуска по стволу (м)
№ 106	№ 108	№ 109	№ 110
Направление Кондуктор Эксплуатационная Хвостовик Фильтр ЗСМФЭ НКТ	426 / 92 324 / 754 245 / 1216 178ц / 1089-1934 - 168х127 / 1456	324 / 95 245 / 759 168 / 1653 - - 114х89 / 1504	426 / 89 324 / 777 245 / 1615 178ц / 893-2240 178 / 1955-2193 168х127 / 1781	324 / 87 245 / 760 168 / 1697 - 168 / 1491-1676 114 / 1543

Таблица 6.4 – Конструкция скважины 270 (АУ₇) Юрхаровского НГКМ

Наименование колонн	Диаметр (мм) / Глубина спуска по стволу (м)
проектная	фактическая
Направление Кондуктор Промежуточная колонна Эксплуатационная Фильтр ЗСМФЭ НКТ	426/90 324/550   245/1389 178/3103 178/2892-3002 140/2861,64	426/88 324/553   245/1397 178/3103 178/2882,09-3002,73 140/2861,64

Таблица 6.5 – Конструкции скважин (БУ_1-2) Юрхаровского НГКМ

Таблица 6.6 – Проектная конструкция скважины 312 (БУ_8-9) Юрхаровского НГКМ

Наименование обсадных колонн	Конструкция скважины	Коэффициент кавернозности
Диаметр, мм / глубина спуска по вертикали, м	Высота подъема тампонажного раствора по вертикали, м
Направление	426 / 90	90 - 0	1,3
Кондуктор	324 / 550	550 - 0	1,2
Промежуточная	245 / 1350	1350 - 0	1,1
Эксплуатационная	168 / 2811(3659)	2767 - 0 (3477 – 0) (через ПДМ-168, установленный в кровле пласта БУ8^0)	1,1
В том числе: эксплуатационный фильтр	ЗСМФ-168 / 2767 – 2811 (3477-3659)	не цементируется	1,1
Примечания: - в скобках указаны данные по стволу скважины

Таблица 6.7 – Фактическая конструкция скважины 312

Наименование колонн	Диаметр (мм) / Глубина спуска по стволу (м)	Наименование тампонажного материала / Плотность раствора, г/см^3
Направление Кондуктор   Промежуточная     Эксплуатационная   Фильтр ЗСМФЭ	426 / 90 324 / 550   245 / 1350     168 / 2846   -	- ЦТРО, 1,52 ЦТРС, 1,82   ЦТРО, 1,5-1,52 ЦТРС-100, 1,82-1,84   ЦТРО, 1,5 ЦТРС, 1,82

Анализ строительства скважин на БУ_1-2 показал следующее.

Конструкция всех пробуренных скважин: 426х324х245х168 мм, НКТ 114 мм. Конструкция скв.205: 530х426х324х245 мм, НКТ 168 мм. Расстояния между скважинами 30 м, батарей – 60 м (кусты №2 и №3). Применяемые буровые растворы: биополимерные силикатные «Эйм Ай Дриллинг Флюидс», плотность 1,24-1,26 г/см³. Долота импортные. Блоки очистки и утилизации «Swaco», «Кеm-Troon» на БУ ЭУК-3200 и ЭУК-3000. Цементные растворы: направление, кондуктор – ЦТРОА, ПЦТ 1-100, промежуточная колонна, эксплуатационная колонна – ПЦТ 1-100, ОТР с АСМ.

Пробурены и находятся в эксплуатации скважины №№.210, 206, 207, 208, 209, 205, 211, 212, 214, 314. Дебит скважин от 1,5 до 2 млн.м³/сут. Температура на устье: + 42⁰С. КПО 114/168 отсутствует, эксплуатационные пакеры отсутствуют.

Наличие приустьевых воронок: первоначальный диаметр до 2,2 м, глубина точно не определена (около 8 – 12 м). Засыпаны песчаным грунтом. Наличие МКД от 1,4 до 4,5 МПа.

В результате анализа проводки эксплуатационных скважин на продуктивные пласты ПК₁, БУ_1-2, БУ_8-9 установлено, что все скважины были пробурены с отклонениями от проектных решений по глубине, технологической оснастке, показателям реологии буровых и тампонажных растворов, режимам цементирования.

Анализ результатов цементирования показал наличие частичного, плохого и отсутствия сцепления цементного камня с колонной и породами в равных отношениях и только в продуктивной части преобладание жесткого над частичным сцеплением. С применением новых тампонажных материалов (таких, как ЦТРС-АРМ и ЦТОС-АРМ) по рекомендациям ООО «ТюменНИИгипрогаз» качество цементирования эксплуатационных и промежуточных колонн значительно повысилось.

Дата добавления: 2015-07-25