COMPLETION AND FASTENING OF OIL AND GAS WELLS, METHODS OF OPENING PRODUCTIVE FORMATIONS AND WELL DEVELOPMENT

COMPLETION AND FASTENING OF OIL AND GAS WELLS, METHODS OF OPENING PRODUCTIVE FORMATIONS AND WELL DEVELOPMENT

Aktoty Kassanova

Doctoral student, Caspian State University of Technology and Engineering named after Sh. Yesenov,

Kazakhstan, Aktau

Maral Karazhanova

PhD, associate professor Caspian State University of Technology and Engineering named after Sh. Yesenov,

Kazakhstan, Aktau

ЗАКАНЧИВАНИЕ И КРЕПЛЕНИЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН, МЕТОДОМ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

Касанова Актоты Гарифоллаевна

докторант, Каспийского Государственного Университета технологий и инжиниринга им. Ш. Есенова,

Казахстан, г. Актау

Каражанова Марал Койлыбаевна

PhD, доц., Каспийского Государственного Университета технологий и инжиниринга им. Ш. Есенова,

Казахстан, г. Актау

Исследования свойств пластовых флюидов месторождения С.Балгимбаев начались в геологоразведочный период. Исследования свойств нефти и газа проводились в ЦНИЛ ПОЭН (ЦТИ) г. Атырау, а также в лабораториях ТОО НИПИ «Каспиймунайгаз».  Исследования проведены из скважины №№20, 232, 237 (апт-неокомского горизонт Южное крыло, южное поле) и из скважины №228 (Ю-I горизонт Северное крыло).  Лабораторные исследования проб пластовой нефти проводились на установке (FLUID-EVAL).

В настоящее время все проектные скважины пробурены и введены в эксплуатацию. По проекту предусматривалась следующая конструкция скважин:

Направление Ø 324мм спускается на глубину 30 м, с целью перекрытия верхних неустойчивых отложений и обвязки устья скважины с циркуляционной системой; Кондуктор Ø 245 мм спускается на глубину от 300 м, цементируется до устья, с целью перекрытия возможно водоносных отложений, недопущения гидроразрыва пород при ликвидации ГНВП и установки противовыбросового оборудования. На кондуктор, на резьбовом соединении устанавливается колонная головка ОКК1-21х168х245; Эксплуатационная колонна Ø 168 мм спускается до проектной глубины и цементируется подъемом цемента до устья прямым способом, с установкой башмака на глубине 940м, для вскрытия всех продуктивных горизонтов и добычи продукции.

Глубина спуска колонны, определяется из условий залегания продуктивного горизонта и наличия зумпфа. Рекомендованная конструкция скважин приведена в таблице 1.

Таблица 1.

Проектная конструкция скважин

В таблице 2. приведена конструкция вертикальных скважин, пробуренных на месторождении за отчетный период согласно проектным решениям варианта разработки.

Таблица 2.

Конструкция пробуренных и освоенных вертикальных скважин

Как видно из сравнения данных таблиц 1 и 2, конструкции скважин, пробуренных на месторождении, в основном соответствуют рекомендованным конструкциям скважин.

Бурение проектных скважин, производилось буровой установкой ZJ-20. Бурение скважин должно проводиться в режимах, близких к равновесному бурению, с использованием ингибированных буровых растворов с низким содержанием твердой фазы и минимальной фильтрацией. С целью сохранения и регулирования технологических показателей бурового раствора (особенно для регулирования содержания твердой фазы и плотности бурового раствора), предусматривается обязательное применение трехступенчатой системы очистки от выбуренной породы: вибросито, песко- и илоотделители, четкое и точное соблюдение параметров раствора при бурении ствола под эксплуатационную колонну.

При подготовке ствола скважины для цементирования необходимо выполнить несколько важных технологических мероприятий, а именно:

1. Принудительную кольматацию высокопроницаемых водопроявляющих пластов для предотвращения поглощения раствора и предупреждения прихватов бурильного инструмента;

2. Обеспечение минимального разрыва во времени, между окончанием процесса проработки ствола и началом процесса цементирования, во избежание набухания глинистых пород и сужения ствола скважины;

3. Наличие на буровых постоянного запаса бурового раствора в объеме, соответствующем объему очередной обсадной колонны.

Анализ данных по цементированию показал, что для цементирования скважин на месторождении С.Балгимбаева использовались различные типы цементов: портландцементы типа ПТЦ-IIIоб.5-50, ПЦТ-Ι-Ġ-СС-1, облегченный цемент типа ОЦГ, цементно-бентонитовые смеси и другое. Однозначно выделить какой-либо тип цемента, обеспечивающий качественное разобщение пластов невозможно, поскольку качество и надежность крепления можно оценить только косвенным способом - по наличию или отсутствию межколонных перетоков и т.д. Из-за наличия зон поглощения по стволу, водопроявляющих горизонтов и необходимость подъема тампонажного раствора на проектную высоту при низких градиентах гидроразрыва пласта было рекомендовано применить прямой способ цементирования скважин с использованием двух типов цементных растворов – с облегченной и нормальной плотностью. Но точное место подъема цемента с нормальной плотностью определяется по результатам геофизических исследований. В качестве буферной жидкости для разобщения бурового и цементного раствора рекомендовалось применять техническую воду в объеме 3-4 м³, обработанную солями хлористого кальция в концентрации 1,0-1,5% к объему воды.

Эксплуатационная колонна цементируется – первая порция (в интервале 0-600 м) облегченным тампонажным раствором плотностью 1,50-1,55 г/см³. Требования к качеству тампонажного раствора должны быть особенно высокими. Для проведения тампонажных работ рекомендуется использовать высококачественные цементы с повышенной сульфатостойкостью класса G (тип HSR) в соответствии со стандартами АНИ марки ПТЦ-1-G-CC-1 (ГОСТ 1581-96) с вводом расчетного количества облегчающих добавок в жидкость затворения или применить тампонажный цемент марки ПЦТ-ΙΙΙ-об.5-50 (ГОСТ 1581-96) [4]. Вторая порция (в интервале 600-940 м) – представляет собой тампонажный раствор нормальной плотности (1,83-1,85 г/см³) на основе цемента марки ПЦТ-Ι-G-СС-Ι с вводом в состав тампонажной смеси расширяющих добавок из расчета до 30% от общего количества. Для обеспечения заданной плотности цементных растворов, регулирования реологических свойств и обеспечения оптимального режима течения (турбулентного или ламинарного) во время всего процесса цементирования было рекомендовано применение осреднительной емкости типа УО-20, блока манифольда БМ-700 и станции СКЦ-3М. Ввод в цементный раствор понизителей водоотдачи, замедлителей сроков схватывания и расширителей цемента позволит более точно регулировать свойства тампонажного раствора и получить прочный цементный камень. Сроки схватывания цемента не должны превышать 4 часов, а в качестве замедлителя срока схватывания цементного раствора рекомендовалось использовать нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) ТУ 2439-347-05763441-2001 в количестве 0,01-0,015% от массы сухого цемента. Для создания равномерного цементного камня в кольцевом пространстве в технологическую оснастку обсадных колонн рекомендовалось включить центраторы, скребки и турбулизаторы потока, строго в соответствии с нормами и требованиями технического проекта на бурение скважин. Места установки элементов технологической оснастки можно будет уточнить после проведения геофизических исследований.

В случае необходимости отбора керна в отдельно взятых скважинах, производство данных работ рекомендовалось осуществляеть с применением колонкового снаряда КД11М-190/80 «Недра» через каждые 5 м нефтенасыщенных толщин.

Анализ качества цементирования эксплуатационных колонн по скважинам, пробуренным и зацементированным, оцениваемый по результатам акустической цементометрии (АКЦ), представлен в таблице 3. Из приведенных данных видно, что качество цементирования эксплуатационных колонн в целом удовлетворительное, характер контакта цементного камня с колонной, в основном, представлен сцеплением сплошным – от 40,4% длины колонны в скважины № 236 до 62,7% в скважины № 237.

Таблица 3.

Анализ качества цементирования эксплуатационных колонн на месторождении

С целью предотвращения возможных осложнений в процессе бурения первичное вскрытие продуктивных пластов осуществить на химически обработанном глинистом растворе, строго соблюдая его проектные параметры. При этом репрессия на пласт не должна превышать 5% от пластового давления. С этой целью, вскрытие продуктивного горизонта следует производить только после полного выравнивания параметров бурового раствора. В противном случае, неизбежно поглощение бурового раствора без выхода циркуляции, особенно в интервале с низким градиентом пластового давления.

Основные требования, предъявляемые к жидкостям для вторичного вскрытия продуктивных пластов, следующие:

- создание противодавления на пласт, достаточного для предупреждения нефтегазопроявлений после вторичного вскрытия перфорацией, не вызывая при этом поглощений этих жидкостей пластом;

- недопущение кольматации перфорационных каналов и околоствольной зоны пласта (ОЗП).

Вторичное вскрытие продуктивных горизонтов производится методом кумулятивной перфорации корпусными перфораторами типа INNICOR-32, ЗПКО-89 и другие. В отличие от других типов кумулятивных перфораторов, их кумулятивные заряды, детонирующий шнур и взрывной патрон заключены в стальной герметичный толстостенный корпус. При применении данных перфораторов можно получить высокую пробивную способность, лучшую проходимость в скважинах, за один рейс перфорируется большой интервал и есть возможность создавать каналы большой длины (0,4 м) и диаметра (12-14 мм). Плотность прострела для низкопроницаемых пластов 10-20 отверстий на 1 п. метр. Перед вызовом притока пластового флюида производится замена бурового раствора в скважине на перфорационную жидкость.

В качестве перфорационной среды должна применяться жидкость с плотностью, соответствующей требованиям «Правила обеспечения промышленной безопасности для опасных производственных объектов нефтяной и газовой отраслей промышленности» [5]. Перфорационную жидкость рекомендуется закачать в зону перфорации объекта плюс 100-150м выше верхней границы зоны перфорации. Оставшийся ствол скважины заполнить буровым раствором, использованным при вскрытии продуктивных пластов. Перфорационную жидкость, представляющую собой водный раствор солей, очищенных от механических примесей, необходимо обработать неионогенными добавками ПАВ для снижения поверхностного натяжения и капиллярного давления в порах пласта.

При вскрытии продуктивных горизонтов в водонефтяных зонах, во избежание преждевременного обводнения, следует вскрывать не более 2/3 нефтенасыщенных толщин от кровли. При слабом притоке жидкости следует произвести плавный перевод скважины на ШГН. При отсутствии притока произвести плавное снижение уровня компрессором. Все работы должны проводиться по специальному плану со строгим соблюдением правил по ТБ.

Список литературы:

1. МООС РК, Методические указания по определению объемов отработанных буровых растворов и шлама при строительстве скважин, утвержденные Приказом МООС РК №129-Ө от 03.05.2012г, г. Астана, 2012г;
2. Ерубаева К.Д., Накесова К.К. и Тлемисова З.К., «Пересчет начальных геологических и извлекаемых запасов УВ месторождения С. Балгимбаев Атырауской области Республики Казахстан по состоянию изученности на 02.01.2014г».
3. Дюсемалиева А.Б., Утесинова Х.Р. и др., «Уточненный проект разработки месторождения С.Балгимбаев». ТОО «НИИ «Каспиймунайгаз», г.Атырау, 2015г.
4. Максимов М.И., «Геологические основы разработки нефтяных месторождений». Изд. 2-е. М., «Недра», 1975г;
5. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., «Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов», г. Москва, «Недра», 2008г.