CC BY
70
УДК 519.876.5;622.276
Ключевые слова:
бурение скважины, азимут, осложнение, прихват трубы, поглощение бурового раствора.
Анализ осложнений при строительстве наклонно направленных эксплуатационных скважин на месторождении Восточной Сибири
А.Г. Потапов1*, РА Жирнов1, Д.И. Изосимов2, А.Г. Минко1, А.С. Чудин1, А.В. Сутырин1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1
2 ООО «Газпром добыча Ноябрьск», Российская Федерация, 629806, ЯНАО, г. Ноябрьск, ул. Республики, д. 20
* E-mail: A_Potapov@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Анализируются данные об осложнениях на 40 наклонно направленных скважинах, пробуренных на одном из месторождений Восточной Сибири, за исключением осложнений в вертикальном интервале скважины, перекрытом кондуктором. Наибольшее количество осложнений (37,7 %) при бурении наклонно направленных скважин происходит при азимуте ствола, совпадающем с направлением северо-восточной диагональной системы планетарной трещиноватости и максимального горизонтального напряжения (30°...60°). Высокий процент осложнений (30,5 %) отмечен при бурении скважин в рамках субширотной системы планетарной трещиноватости. Наименьшее количество осложнений (7,6 %) наблюдается при бурении скважины с азимутом вне систем планетарной трещиноватости. Вероятнее всего, возникновение большинства осложнений обусловлено недостаточной очисткой наклонно направленных и горизонтальных интервалов скважин, создающей условия для усиления депрессии в скважине при подъеме инструмента, что приводит к осыпям и обвалам породы, а также притоку пластовых флюидов.
Неполнота имеющихся в распоряжении результатов гидродинамических исследований эксплуатационных скважин не позволяет с достаточной объективностью оценить влияние азимута ствола в продуктивном горизонте на продуктивность скважины. Однако можно предположить, что при совершенствовании технологии бурения горизонтальных интервалов и снижении количества осложнений наиболее эффективными окажутся скважины, ориентированные в направлении диагональной северо-восточной и ортогональной субширотной (Восток - Запад) систем планетарной трещи-новатости.
Авторами проанализированы данные об осложнениях, возникших при бурении 40 наклонно направленных скважин на одном из месторождений Восточной Сибири, конструкция которых предусматривает наличие направления, кондуктора и эксплуатационной колонны. На некоторых из них применена утяжеленная конструкция, когда надпродуктивная толща перекрывается дополнительной промежуточной колонной. Из анализа исключались осложнения, имевшие место в вертикальных интервалах стволов скважин, перекрытых кондуктором.
В табл. 1 перечислены основные виды зарегистрированных осложнений. В целом все эти осложнения взаимосвязаны и обусловлены проблемой устойчивости стенок ствола скважины в процессе бурения. Не исключено, что причиной большинства из них стала недостаточная очистка наклонно направленных и горизонтальных
Таблица 1
Осложнения, возникающие при бурении эксплуатационных скважин
Вид Количество случаев Доля, %
Затяжка/посадка в ходе спуско-подъемной операции (СПО) 609 90,6
Поглощение бурового раствора 28 4,2
Нефтегазопроявление 17 2,5
Обвал горных пород 14 2,1
Заклинка инструмента 4 0,6
Итого 672 100
интервалов стволов, создавшая условия для увеличения депрессии в скважине при подъеме бурильного инструмента (эффект сваби-рования). Повышение депрессии, в свою очередь, приводит к осыпям и обвалам неустойчивых пород, слагающих продуктивные отложения месторождения.
Как видно (см. табл. 1), основной объем осложнений связан с посадками и затяжками инструмента при СПО. Эффективное, рациональное и безаварийное ведение буровых работ во многом определяется тем, насколько правильно решены задачи управления балансом давлений в скважине.
Одной из основных причин осложнений разного вида - обвалов горных пород, поглощения бурового раствора и др. - являются разнонаправленные трещины в горном массиве. В.М. Анохиным, А.И. Тимурзиевым и другими исследователями закономерностей образования и распространения планетарной трещи-новатости в континентальной коре Земли отмечается, что существует конечное число закономерно ориентированных систем линейных структур, образующих систему планетарной трещиноватости [1, 2]. Закономерности сводятся к существованию четырех главных систем разрывных нарушений: 1) суб-меридиальной - азимут (0°...180°) ± 15°;
2) субширотной - азимут (90°.270°) ± 15°;
3) диагональной северо-восточной - азимут (45°.225°) ± 15°; 4) диагональной юго-
восточной - азимут (135°...315°) ± 15° [1, 2]. А.И. Тимурзиевым показано, что при наложении на азимутальный круг «генеральной схемы проявления разрывных деформаций в земной коре» теоретически они образуют восемь азимутальных секторов: четыре ортогональных и четыре диагональных [2, 3].
В соответствии со схемой А.И. Тимурзиева разработана табл. 2, в которой представлены 16 азимутальных секторов, восемь из которых (нечетные) являются элементами четырех главных систем разрывных нарушений, а восемь (четные) не входят в эти системы. В табл. 2 внесены данные об осложнениях при бурении эксплуатационных скважин в соответствии с азимутами наклонно направленных интервалов.
Как видно (см. табл. 2), наибольшее количество осложнений - 221 случай (32,9 %) - попало в сектор № 3, который по азимуту (45° ± 15°) соответствует направлению максимального горизонтального напряжения (30°...60°), определенному путем интерпретации данных геофизических исследований скважин, выполненных сотрудниками компании «Шлюмберже». Следует отметить, что сектор № 3 имеет полный набор всех типов осложнений, встречающихся при проводке скважин на месторождении, чего нет в других секторах.
На втором месте по количеству осложнений - 123 случая (18,3 %) - находится сектор № 5 (90° ± 15°), входящий в субширотную систему. Во внесистемных секторах наблюдалось
Таблица 2
Распределение осложнений по секторам системы глобальной трещиноватости
и внесистемным секторам
Параметр Номер секто ра (азимут) Итого
1 (0° ± 15°) 2 (15°...30°) 3 (45° ± 15°) 4 (60°...75°) 5 (90° ± 15°) 6 (105°...120°) 7 (135° ± 15°) 8 (150°...165°) 9 (180° ± 15°) 10 (195°...210°) 11 (225° ± 15°) 12 (240°...255°) 13 (270° ± 15°) 14 (285.300) 15 (315° ± 15°) 16 (330°...345°)
Вид осложнения, случаев затяжка 34 10 196 8 114 4 32 6 24 0 30 14 75 0 56 6 609
поглощение 0 0 6 0 7 0 2 0 2 0 1 2 6 0 2 0 28
проявление 0 0 5 0 0 0 5 1 6 0 0 0 0 0 0 0 17
обвал 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0 0 0 14
заклинка 0 0 2 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4
итого 34 10 221 8 123 4 39 7 32 0 32 16 82 0 58 6 672
Доля в общем числе осложнений, % 5,0 1,5 32,9 1,2 18,3 0,6 5,8 1,0 4,8 0 4,8 2,4 12,2 0 8,6 0,9 100
незначительное количество осложнений, и в основном это были затяжки и посадки инструмента.
В табл. 3 представлено распределение осложнений по четырем системам главных разрывных нарушений. Видно, что основное количество осложнений наблюдалось на диагональной системе СВ - ЮЗ (37,7 %) и субширотной системе В - З (30 %). В целом на четыре системы главных разрывных нарушений приходится 621 осложнение, что составляет 92,4 % от общего числа инцидентов, использованных при анализе. Следует отметить незначительное
количество осложнений по скважинам, пробуренным вне указанных систем (см. табл.3).
Для наглядности составлена круговая диаграмма, по радиусу которой с шагом 5 % отложена процентная доля осложнений, по окружности - азимут с началом отсчета на севере (рисунок).
В табл. 4 представлены данные по осложнениям при бурении скважин с дополнительной промежуточной колонной (утяжеленная конструкция), перекрывающей интервал ниже башмака кондуктора до продуктивных отложений. За исключением двух верхних
Таблица 3
Распределение осложнений по системам планетарной трещиноватости
Параметр Система планетарной трещиноватости Внесистемные Итого
0°...180° 45°...225° 90°...270° 135°...315° Z данные
Количество проект 3 7 10 8 28 12 40
скважин факт 6 9 11 7 33 7 40
Осложнения количество случаев 66 253 205 97 621 51 672
% 9,8 37,7 30,5 14,4 92,4 7,6 100
270
260
190° 180° 170° ♦ доля осложнений, % Диаграмма азимутальной направленности осложнений при бурении скважин
интервалов скв. 3013 (1000...2200 м) и интервала 1000...1600 м скв. 3014, интервалы пробурены в пределах секторов, принадлежащих системам планетарной трещиноватости. Сравнение табл. 3 и 4 показывает следующее: несмотря на то что в табл. 4 приведены результаты по скважинам с дополнительной промежуточной обсадной колонной, азимутальное распределение осложнений совпадает с данными табл. 3. Из общего количества осложнений (127 случаев) в скважинах с утяжеленной конструкцией 73 осложнения (57 %) получено при бурении ствола в азимутальном направлении (45°...225°) ± 15° и 35 осложнений (27,6 %) -при бурении стволов в границах субширотной системы (90°.. .270°) ± 15° планетарной трещи-новатости.
Следует отметить, что увеличение плотности бурового раствора не привело, как предполагалось, к снижению количества осложнений. Так, в скв. 3038 при р = 1,27 г/см3 в верхнем интервале кроме затяжек наблюдались газопроявления и прихват, в нижнем - множество затяжек и три случая газопроявления. В скв. 3061 при р = 1,29 г/см3 в верхнем интервале при азимуте 93° получено 15 затяжек и в нижнем при азимуте 55° около 40 затяжек и посадок.
Таким образом, спуск дополнительной колонны не привел к значительному снижению количества осложнений. В то же время
результаты, полученные при строительстве скважин с дополнительной колонной, лишний раз подтверждают влияние выбора азимутального направления ствола на количество осложнений, сопровождающее бурение скважины. В связи с этим представляет интерес наличие либо отсутствие связи дебитов эксплуатационных скважин с азимутальным направлением стволов в продуктивной толще. С одной стороны, осложнения, связанные с поглощением бурового раствора, обвалом пород и неудовлетворительной очисткой ствола от шлама, должны приводить к загрязнению коллектора и снижению продуктивности скважин, имеющих высокий процент осложнений. С другой стороны, высокий процент осложнений обусловлен большими значениями трещиноватости и разу-плотненности горных пород, что должно отражаться на их коллекторских свойствах.
Ранее опубликованы данные о коэффициентах продуктивности скважин нефтегазового месторождения, имевших азимутальные направления, совпадающие и не совпадающие с секторами планетарной трещиноватости [3]. Первые скважины вскрыли эффективную толщину (Яэф), в среднем равную 144 м, при этом имели множество объемных поглощений бурового раствора. Среднее значение коэффициента продуктивности составило 38 м3сут-1МПа-1. Вторые не имели серьезных осложнений и при
Таблица 4
Осложнения при бурении скважин утяжеленной конструкции
Скв. Интервал, м Плотность раствора (р), г/см3 Азимут, град. Количество осложнений
2052 1000.1600 1,27 135 0
1600.2400 1,27 135 3
3013 1000.1600 1,13 298 0
1600.2200 1,13 294 0
3014 1000.1600 1,08 160 1
1600.2800 1,08 180 3
3022 1000.1600 1,08 318 7
1600.2800 1,08 328.334 0
3038 1000.1600 1,27 45 8
1600.3000 1,27 30.32 25
3050 1000.1600 1,07 266 6
1600.2400 1,07 270 0
3051 1000.1600 1,17 96 13
1600.2000 1,17 96 1
3061 1000.1600 1,29 75.93 25
1600.2600 1,29 50.55 35
Итого 127
Доля в общем числе осложнений, % 18,9
среднем значении Нэф = 240 м характеризовались средним коэффициентом продуктивности 17 м3сут-1МПа-1, т.е. в два раза меньшим, чем в первом случае.
В табл. 5 приведены азимуты отходов стволов по секторам, результаты гидродинамических исследований (ГДИ) эксплуатационных скважин и проектные показатели при трех различных технологических режимах. Показанные скважины эксплуатируют различное количество пластов в разных сочетаниях, что затрудняет объективную оценку влияния азимута ствола скважины на ее продуктивность. Однако следует отметить скв. 2190, в которой при бурении ствола в продуктивных отложениях с зенитным углом 80°...85° в пределах северо-восточного сектора (45° ± 15°) возникло множество осложнений и тем не менее фактические дебиты превысили проектные в среднем почти на 40 %.
Как отмечалось ранее, основной объем осложнений составляют затяжки и посадки бурового инструмента при СПО. Считается, что это обусловлено проблемой устойчивости
горных пород на стенках ствола скважины. Решение данной проблемы связано с тем, насколько полно учитываются процессы и условия в скважине, влияющие на сохранение баланса давлений в стволе и напряжений на стенках. Важным фактором является достигаемая степень очистки ствола от выбуренной породы при зенитном угле 65°...90°. При накоплении шлама на нижней стенке просвет ствола сужается, и при подъеме инструмента усиливается депрессия на пласты и стенки скважины за счет эффекта свабирования. При этом релаксация депрессии, даже в вертикальных скважинах, может длиться от нескольких минут до часа и более [4]. Очевидно, что эффект воздействия на пласты и стенки зависит не только от значения депрессии, но и от продолжительности ее воздействия. В результате этого могут происходить обвалы пород, проявления пластового флюида другие осложнения. При спуске бурильного инструмента в таких условиях усиливается репрессия в скважине (эффект порш-невания), что приводит к гидроразрыву пласта и поглощению бурового раствора.
Таблица 5
Результаты ГДИ эксплуатационных скважин
Скв. Сектор, град. Устьевое давление (проект), МПа Дебит, тыс. м3/сут Продуктивный горизонт (Нэф, м, по стволу)
факт (по данным ГДИ) проект
2024 30.60 10,3 111 197 Талахский (29,2); хамакинский (46,3)
10,2 111 289
9,5 139 366
2190 10,3 215 200 Хамакинский (80,0)
10,2 305 200
9,4 465 309
3042 9,1 199 233 Ботуобинский (9,9); хамакинский (133,1); талахский (326,6)
9,5 150 350
8,7 248 380
2031 75.105 10,5 184 200 Ботуобинский (14,1); хамакинский (97,3)
10,4 200 200
9,4 335 459
2032 300.330 10,5 148 200 Хамакинский (360,8)
10,4 179 200
9,4 282 466
2046 120.150 10,3 182 299 Хамакинский (36,8); талахский (66,6)
8,8 460 601
9,5 324 392
3048 255.285 10 100 100 Хамакинский (65,2); талахский (375,2)
9,4 159 277
8,8 225 350
2192 210.240 10,3 70 174 Хамакинский (162,7)
9,1 250 325
9,5 204 229
Следует отметить, что в процессе проектирования скважины при зенитном угле ствола 65°.90° сложно обеспечить необходимые значения гидростатических и гидродинамических нагрузок на пласт и стенки слагающих пород.
В настоящее время при бурении скважин практически не контролируются такие показатели процесса СПО, как значение депрессии и время ее релаксации (восстановления гидростатического давления). Кроме того, в лабораторных условиях не контролируются вязкоу-пругие свойства буровых растворов, влияющие на очистку ствола от шлама и на релаксацию депрессии.
***
Таким образом, можно заключить, что на анализируемом месторождении наибольшее количество осложнений (37,7 %) при бурении наклонно направленных скважин происходит при азимуте ствола, совпадающем с направлением северо-восточной диагональной системы планетарной трещиноватости, в свою очередь, совпадающим с направлением максимального горизонтального напряжения (30°.60°). Высокий процент осложнений (30,5 %) отмечен при бурении скважин в рамках субширотной системы планетарной трещиноватости. Наименьшее количество осложнений (7,6 %)
наблюдается при бурении скважин с азимутом вне систем планетарной трещиноватости.
Скважины с дополнительной колонной пока не дают основания признать опыт их строительства успешным. То же заключение можно сделать и о результатах использования утяжеленного бурового раствора.
Большинство осложнений, вероятнее всего, обусловлено недостаточной очисткой наклонно направленных и горизонтальных интервалов стволов скважин, что создает условия для роста депрессии в скважине при подъеме инструмента, приводящей, в свою очередь, к осыпям и обвалам породы, а также притоку пластовых флюидов.
Проанализированные результаты ГДИ эксплуатационных скважин не позволяют с достаточной объективностью оценить влияние азимута ствола в продуктивном горизонте на продуктивность скважины в связи с неполнотой информации. Однако можно предположить, что при совершенствовании технологии бурения наклонно направленных и горизонтальных интервалов и снижении числа осложнений наиболее эффективными окажутся скважины, ориентированные в направлении диагональной (северо-восток - юго-запад) и ортогональной субширотной (восток - запад) систем планетарной трещиноватости.
Список литературы
1. Анохин В.М. Характеристики глобальной сети планетарной трещиноватости / В.М. Анохин, И. А. Одесский // Геотектоника. - 2001. - № 5. -С. 3-9.
2. Тимурзиев А.И. Новейшая сдвиговая тектоника осадочных бассейнов: тектонофизический
и флюидодинамический аспекты (в связи с нефтегазоносностью): автореф. дис. . д.г.-м.н. / А.И. Тимурзиев. - М.: МГУ им. В.М. Ломоносова, 2009.
3. Потапов А.Г. К вопросу о геомеханическом моделировании при бурении скважин / А.Г. Потапов, Д.Г. Бельский, О.А. Потапов // Вести газовой науки: Проблемы разработки газовых, газоконденсатных
и нефтегазоконденсатных месторождений. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - № 4 (20) -С. 69-74.
4. Потапов А.Г. Влияние релаксационных свойств буровых растворов на технологические процессы бурения скважин / А.Г. Потапов // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1986. - № 4.
Analysis of complications in construction of controlled directional producing wells in Eastern-Siberian accumulations
A.G. Potapov1*, R.A. Zhirnov1, D.I. Izotov2, A.G. Minko1, A.S. Chudin1, A.V. Sutyrin1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
2 Gazprom Dobycha Noyabrsk, Bld. 20, Respubliki street, Noyabrsk, Yamal-Nenets Autonomous District, 629806, Russian Federation
* E-mail: A_Potapov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. The article is dedicated to complications in 40 controlled directional wells drilled at one of the Eastern-Siberian accumulations. The analysis excluded complications of the well vertical spacing, blocked off by the conductor.
Most of complications (37.7 %) while drilling controlled directional wells occur when the azimuth of drift coincides with a direction of North-East diagonal system of planetary fissuring, which also coincides with the direction of maximum horizontal stress (30°...60°). High percentage of complications (30.5 %) was marked while drilling wells within sublatitudinal system of planetary fissuring. The fewest number of complications (7.6 %) was noted while drilling wells with the azimuth outside the system of planetary fissuring.
The largest number of the complications is most likely to be caused by the undertreatment of controlled directional and horizontal spacing of wells. That creates conditions for increase of depression in a well while a borer is being lifted and leads to bridges, rockslides and afterflows.
The lack of comprehensive data in provided hydrodynamic studies of producing wells does not allow making an objective estimate of the influence of the azimuth of the drift in producing horizon on well delivery. However, authors can suppose that if the technology of the horizontal spacing drilling is developed and complications are reduced, the wells oriented in the direction of the diagonal North-East and orthogonal sublatitudinal East-West systems of planetary fissuring will be the most efficient.
Keywords: well drilling, azimuth, complication, stuck pipe, loss of circulation.
References
1. ANOKHIN, V.M. and I.A. ODESSKIY. Characteristics of the Global Planetary Fissuring Net [Kharakteristiki globalnoy seti planetarnoy treshchinovatosti]. Geotektonika. 2001, no. 5, pp. 3-9. ISSN 0016-853X. (Russ.).
2. TIMURZIYEV, A.I. Latest tectonic displacement of sedimentary reservoirs: tectonic-physical and fluid-dynamical aspects (in respect to oil-gas-bearing capacity) [Noveyshaya sdvigovaya tektonika osadochnykh basseynov: tektonofizicheskiy i fluidodinamicheskiy aspekty (v svyazi s neftegazonosnostyu)]: abstract of Dr. thesis (geology and minerology). Lomonosov Moscow State University, 2009. (Russ.).
3. POTAPOV, A.G., D.G. BELSKY, O.A. POTAPOV. On the problem of geomechanical modeling during well drilling [K voprosu o geomekhanicheskom modelirovanii pri burenii skvazhin]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2014, no. 4(20): Problems of development of gas, gas condensate and oil/gas/condensate fields, pp. 69-74. ISSN 23068949. (Russ.).
4. POTAPOV, A.G. Influence of the relaxation properties of the drilling muds on the technologies of well drilling [Vliyaniye relaksatsionnykh svoystv burovykh rastvorov na tekhnologicheskiye protsessy bureniya skvazhin]. Izvestiya vuzov. Neft i gaz. 1986, no. 4. ISSN 0445-0108. (Russ.).
