| Главная » Файлы » Научные статьи » 11.00.00 Географические науки |
Технология кислотоструйного бурения боковых стволов скважин колтюбинговым оборудованием на примере Астраханского газоконденсатного месторожд
| 30.08.2019, 22:27 | |
| Одной из наиболее активно развивающихся инновационных технологий при разработке нефтяных и газовых месторождений, является технология бурения с использованием колтюбинговой установки. Данная технология была с успехом применена на Астраханском газоконденсатном месторождении (одном из сложнейших в мире) для бурения боковых стволов на трех скважинах. В работе описана сущность технологий колтюбинга, перечислен состав колтюбинговой бригады необходимый для проведения работ по кислотоструйному бурению, указаны преимущества использования данной инновационной технологии, а так же ограничения в области применения. В качестве объекта работ рассматривается Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ) на котором весной 2012 года проводились работы. В процессе работ было обработано 3 скважины, в которых пробурено по 5 боковых стволов. АГКМ наиболее подходит для внедрения данной технологии по ряду причин как геологических, так и технологических. АГКМ - уникальное месторождение. Размеры залежи достигают 40 на 100 км. Тип залежи – массивно-пластовая. По некоторым данным суммарные разведанные и перспективные запасы газа порядка 6 трлн. м3 и конденсата около 1 млрд. т. Содержание сероводорода (H2S) до 28¬33%. Содержание углекислого газа (СО2) до 16-18 %. t пластовая основного прод. горизонта – 110°С. Глубина залегания основного продуктивного горизонта 4000 – 4100 м. Основным продуктивным горизонтом является башкирский органогенно-детритовый известняк среднего карбона (C2b). Кислотоструйное бурение - технология создания в скважине каналов диаметром не менее 55 мм и длиной до 15 метров (при определённых условиях возможно создание канала до 30 м). Позволяющее ввести в действие новые зоны дренирования за счёт пересечения горизонтальными стволами трещин не вскрытых скважиной. Что позволило выйти из зоны кольматации продуктивного пласта буровым раствором. Технологические сложности проведения работ связаны с тем, что содержание сероводорода достигает 33 %, а СО2 до 16 %. Глубина залегания продуктивного пласта в среднем 3900-4100 м. Пластовые давления 400 — 610 атм. Любая скважинооперация сопряжена с предельным риском. В скважины спускается дорогостоящее глубиннонасосное оборудование. Содержание сероводорода вносит значительные осложнения и сильно увеличивает стоимость работ. Поэтому компания «ФракДжет-Волга» предложила метод создания нескольких боковых горизонтальных стволов с применением колтюбинговой установки и гибких насоснокомпрессорных труб (ГНКТ) в необсаженной части продуктивного пласта. Использование колтюбинговой установки позволяет проводить работы без привлечения бригады КРС, не извлекая спущенное подземное оборудование. Это обеспечивает герметичность на всех этапах работы и позволяет за короткий срок создавать большое количество боковых горизонтальных стволов. Сущность технологии заключается в применении специального оборудования. На ГНКТ спускается многофункциональная компоновка, которая включает в себя гидромониторную насадку диаметром 50 мм и гидроотклонитель. Угол искривления гидроотклонителя подбирается исходя из геологических условий скважины, для минимизации рисков при бурении и получении максимально длинного бокового ствола. Формирование стволов происходит за счёт создания избыточного давления кислотным составом. При этом гидроотклонитель отклоняется на заданный угол. Кислотный состав, проходя через гидромониторную насадку, вступает в реакцию с карбонатными отложениями и намывает в скважине каверну. При проведении операции выделяют следующие этапы работ: 1. Подбор скважины кандидата. Необходимо иметь необсаженную часть продуктивного карбонатного пласта. 2. Выбор интервалов и количества создания боковых горизонтальных стволов в карбонатных отложениях. 3. Завоз и расстановка оборудования, спецтехники и флота ГНКТ. 4. Монтаж и опрессовка оборудования флота ГНКТ. Монтаж оборудования для кислотоструйного бурения боковых стволов диаметром 50 мм на конце ГНКТ. Испытание работы гидроотклонителя. 5. Спуск ГНКТ в скважину. Позиционирование инструмента на необходимой глубине. 6. Проведение работ по кислотоструйному бурению боковых каналов - прокачивание через ГНКТ кислотного состава. При создании избыточного давления гидротклонитель отклоняется на заданный зенитный угол. За счёт реакции в карбонатных отложениях и высокого давления происходит формирование бокового ствола. Химическую реакцию с кальцитом и доломитом можно отразить следующим образом: CaCO3 + 2HCI – CaCl2 + H2O + CO2f CaMg(CO3)2+ 4HCI – CaCI2 + MgCI2 + 2H2O + 2CO2| После бурения первого канала позиционируем инструмент напротив второго интервала бурения. Повторяем операцию необходимое количество раз. Подъём забойного инструмента на ГНКТ до устья. 7. Ревизия многофункциональной компоновки, изменение направления насадки по азимуту. Испытание гидроотклонителя. Спуск инструмента на ГНКТ в скважину. Позиционируем инструмент напротив заданного интервала. Производим кислотоструйное бурение необходимого количества боковых горизонтальных стволов. Подъём забойного инструмента на ГНКТ до устья с периодической подкачкой минерализованной воды, для компенсации объема трубы извлекаемой из скважины. 8. Демонтаж инжектора, инструмента, лубрикатора и превентора. 9. Сдача скважины и территории представителю Заказчика. Глубина канала зависит от диаметра открытого ствола, угла отклонения гидроотклонителя, проходного диаметра НКТ. Длина может достигать 15-17 м. 10. Проведение интерпретации результатов записи в системе СКР Орынгалиев А. А. | |
| Категория: 11.00.00 Географические науки | | |
| Просмотров: 768 | Загрузок: 0 | |
| Всего комментариев: 0 | |