4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Для достижения проектного уровня добычи нефти на Пограничном месторождении, находящегося на поздней стадии разработки необходимо восстановление бездействующих скважин бурением из эксплуатационных колонн вторых, преимущественно горизонтальных, стволов.
Зарезка второго ствола осуществляется после детальной оценки технического состояния скважины и с учетом требуемого отклонения от вертикали с глубины 1800 - 2200 м (в каждом конкретном случае глубина зарезки уточняется проектом на строительство второго ствола). Кроме того, проводятся детальные геофизические исследования в соседней скважине, в сторону которой будет направлен второй ствол. Это вызвано необходимостью точного установления координат забоев скважин.
Выбор скважин для второго ствола должен осуществляется при следующих условиях:
Возвращение к старым скважинам для получения дополнительной добычи не является новым методом. Начиная с 50-х годов, нефтяные компании возвращались к старым скважинам и бурили боковые стволы, чтобы обойти зоны загрязнения коллектора или механические препятствия в скважине, экономя таким образом средства в сравнении с бурением новых скважин.
Гидроразрывы, повторная перфорация, восстановление коллекторских свойств пласта при обработке кислотой и новое закачивание скважины - все это широко применяемые методы увеличения продуктивности существующих скважин, а значит и чистой текущей стоимости на старых месторождениях. В настоящее время бурение боковых стволов привлекает повышенное внимание в связи с потенциальным увеличением отдачи из загрязненных или истощенных пластов и возможность вскрыть новые пласты с меньшими затратами.
Бурение скважин на Пограничном месторождении осуществлялось в 1985 - 1988 годах. По состоянию на 01.01.1999 года на месторождении пробурено 847 скважин. В добывающем фонде находится 418 скважин, в нагнетательном - 121. Скважины пробурены на два горизонта БС11 и ЮС1 со средней глубиной 2660 м и 2850 м, соответственно.
В настоящее время месторождение находится на стадии снижающейся добычи. Скважины на Пограничном месторождении строились по зональному рабочему проекту 139, разработанным СибНИИНП в 1988 году.
Проектная конструкция скважины:
направление диаметром 324 мм, глубина спуска - 30 м, цементирование - до устья;
кондуктор диаметром 245 мм, глубина спуска - на 510 м, цементирование - до устья;
эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, глубина спуска - 3080 метров, цементирование на 150 метров выше башмака кондуктора.
Вскрытие продуктивного горизонта должно производится на полимер-глинистом растворе плотностью 1,12-1,14 г/см3.
4.1.2.Фактическое исполнение проектных решений
при строительстве скважин
Анализ состояния строительства скважин произведен на основании изучения дел скважин и геофизического материала, имеющихся в НГДУ. В общей сложности всего было просмотрено и проанализировано более 50 дел скважин. Как показывает анализ изучения материала многие скважины построены с нарушением проектных решений. Промысловый материал показывает, что почти все скважины построены без направления диаметром 324 мм. Вскрытие продуктивных пластов производилось на полимер-глинистых растворах повышенной плотностью 1,16-1,18 г/см3, вместо проектной - 1,12 - 1,14 г/см . Превышение плотности бурового раствора по сравнению с проектной было обусловлено несовершенством системы очистки бурового раствора (применялась двухступенчатая система очистки). Как показывают ранее проведенные исследования, вскрытие продуктивного пласта на буровых растворах повышенной плотности приводит к частичному поглощению бурового раствора ( в делах скважин, как это было ранее общепринято, такие факты поглощения бурового раствора не зафиксированы, что не говорит о действительных поглощениях) и к увеличению зоны проникновения фильтрата этого раствора в несколько раз. Все это приводит к значительным сложностям при освоении скважин и к необходимости применять повышенные депрессии на пласт для вызова притока. Применение повышенных депрессий на пласт приводит к образованию заколонных перетоков, что наглядно подтверждается геофизическими исследованиями.
Вторичное вскрытие производилось на солевых растворах плотностью 1,16 - 1,18 г/см Перфорация производилась в основном перфораторами ПКС-80, ПК-103. Как показывают промысловые исследования, этот тип перфораторов наиболее сильно способствует разрушению цементного камня за эксплуатационной колонной (цементный камень разрушается на 10 -15 метров выше и ниже интервала перфорации).
За эксплуатационными колоннами тампонажный раствор поднят до проектной отметки только в 47 % скважин. Качество сцепления цемента с колонной в зоне продуктивных пластов по заключению ГФР в основном частичное или отсутствует. В тампонажных карточках по креплению эксплуатационных колонн указано количество центраторов, установленных в продуктивной зоне. Количество центраторов указывается от 7 до 16 штук. Но так как комплекс СГДТ не проводился, то истинное количество установленных центраторов и глубины их установки определить затруднительно. При разобщении нефтеносного пласта от водоносных горизонтов практически не использовались заколонные пакера.
Как показывает опыт разобщения продуктивных пластов в Западной Сибири цементный камень в плотной перемычке может выдерживать депрессию в 1,5 МПа на метр зацементированного пространства. На Пограничном месторождении при освоении и эксплуатации скважин этот факт практически не учитывался, что привело к наличию заколонных перетоков во многих скважинах.
Приведем несколько конкретных примеров по результатам изучения дел скважин.
Скважина 155. куст 4 . Начало бурения 18.12.85, окончание 26.01.86 г. ввод в эксплуатацию - 05.05.86 г.
Фактическая конструкция скважины: кондуктор диаметром 245 мм, глубина спуска 568 м, цементирование до устья. Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, глубина спуска 2802 м, тампонажный раствор поднят до уровня 113 м от устья.
Искусственный забой - 2788 м, интервал перфорации 2742,8 - 2759,5 м.
Параметры раствора при вскрытии продуктивного пласта:
о плотность 1,16 г/см3;
условная вязкость - 27 с;
водоотдача - 6 см3/ за 30 мин.
Было установлено 14 центраторов в продуктивной зоне, из них 3 шт. жестких. При цементировании был использован Сухоложский цемент марки ПЦД-ДО-50. В качестве продавочной жидкости использовалась техническая вода с 0,1 % сульфанола.
Для обеспечения седиментационной устойчивости при разобщения продуктивных горизонтов реагент КМЦ не использовался.
Скважина 153. куст 4. - начало бурения - 27.08.86 г., окончание 14.09.86г..
Пласт БС11 вскрыт в интервале 2823-2853 м, интервал перфорации 2824 - 2830,5 м и 2832,5 - 2840 м.
Параметры раствора при вскрытии продуктивного пласта : плотность раствора при вскрытии - 1,16 г/ см , условная вязкость - 25 с; водоотдача -6 см / за 30 мин.
Для разобщения продуктивного горизонта от водоносного использовались 14 центраторов, в том числе - 3 жестких. Так как в разрезе продуктивного пласта не имеется плотной перемычки, были установлены турбулизаторы.
Скважина 1027. куст 7.Начало бурения 25.11.86 г., окончание - 14.01.87г.
Пласт БСЦ вскрыт на буровом растворе плотностью 1,16 г/см3, условная вязкость - 25 с; водоотдача - 5 см / за 30 мин.
Фактическая конструкция скважины: кондуктор диаметром 245 мм, глубина спуска 478 м, эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, глубина спуска 3194 м.
Эксплуатационная колонна комбинированная, составленная из труб диаметром 139 мм и 146 мм.
Интервал перфорации 3048 - 3052 м перфорирован ПК - 103. При освоении был получен приток воды, При установке взрывного пакера положительных результатов получено не было.
Скважина 176, куст 7. - заколонная циркуляция в верхнем водоносном пласте в интервале 2408 - 2427 м.
Фактическая конструкция скважины: Кондуктор диаметром 245 мм, глубина спуска -512м.
Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, глубина спуска 3194 м.
В продуктивной части установлено необходимое оборудование: по технологической оснастке.
Продуктивный пласт в интервале БС11.
Скважины 249, 183, 71и другие имеют заколонную циркуляцию из верхних или нижних водоносных горизонтов. По проведенным геофизическим исследованиям установлено, что 34 скважины имеют заколонные перетоки. Следует отметить, что большинство скважин имеют перетоки из нижележащих водоносным горизонтов. Это свидетельствует о том, что при освоении или эксплуатации скважин не соблюдались необходимые величины депрессии на пласт, исходя из конкретных условий разобщения пластов.
Геофизическими исследованиями также выявлена негерметичность эксплуатационных колонн (скв. 250, 491, 72).
При анализе дел скважин выявлено, что более 40% скважин построены с несоблюдением требований набора зенитного угла в зоне установки насосного оборудования или не попали в круг допуска.
Таким образом, анализ состояния строительства скважин показывает, что скважины построены с неудовлетворительным качеством в области крепления и разобщения продуктивных пластов.
|
Скачать 6.08 Mb.