Предупреждение поглощений при бурении скважины
В целях ограничения репрессии и снижении вероятности гидроразрыва пласта и поглощений бурового раствора необходимо выполнять следующие мероприятия:
1. Выдерживать скорости движения бурильного инструмента во время СПО, наращиваний и проработок. Скорость спуска бурильной колонны за 200 м от кровли поглощающего горизонта и (или) вскрытого пласта должна быть снижена и не превышать 0,7 м/с, а в самом горизонте (пласте) – не более 0,4 м/с. В процессе проработки скважины скорость подачи инструмента не должна превышать 1-3 м/мин.
2. При высоких скоростях бурения и появлении признаков плохого выноса шлама из скважины (затяжки при наращивании, скачки давления) увеличивать время промывок с расхаживанием до стабилизации давления и ликвидации затяжек.
3. При появлении затяжек во время подъема инструмента промыть и проработать скважину, не допуская прохождения интервала затяжек «в сухую». Промывку начинать с минимальной производительностью, ступенчато, увеличивая ее по мере стабилизации давления. Промывки производить с расхаживанием инструмента.
4. При СПО контролировать объемы долива и вытеснения бурового раствора в целях своевременного обнаружения возможного поглощения бурового раствора.
5. Поддерживать параметры бурового раствора в пределах регламентированных.
6. Рекомендуется использовать в КНБК инструмент (датчик) для измерения давления в скважине во время бурения, что позволит контролировать скважинное давление и ЭПЦ (эквивалентная плотность циркуляции).
7. Вскрытие зон поглощения рекомендуется проводить с применением буровых растворов скольматирующими свойствами (в качестве наполнителя могут быть использованы материалытипа сломель марки НП-0.25, отходы шлифовки ДСП, фрезерованный торф, мелкофракционные кольматанты серии “К” в объеме до 10 % от объема бурового раствора).
8. При катастрофических поглощениях (более 40 – 50 м3/час) предусмотреть технологию спуска профильного перекрывателя («гофры») без потери диаметра скважины (производитель ОЛКС − ЗАО “Перекрыватель” (Татарстан, г. Азнакаево)).
Предупреждение прочих возможных аварий и осложнений (прихватов, осыпей и обвалов)
1. Основным фактором по предупреждению прихватов и нарушения устойчивости стенок скважины является:
– строгое соблюдение свойств и параметров бурового раствора, определенных в соответствии с геологическими характеристиками разреза скважины, технологически отработанными рецептурами, в том числе поставками химреагентов;
– максимальное сокращение времени бурения и крепления ствола скважины, минимальное время нахождения бурильного инструмента без движения в скважине, связанное со строгим соблюдением технико-технологической и организационной дисциплины бурового предприятия.
2. Предупреждение прихватов достигается выполнением требований пункта 1 при обеспечении минимальной толщины корки, образующейся на стенках скважины, в зоне высокопроницаемых горизонтов, что достигается качественной обработкой бурового раствора реагентами и применением эффективной смазочной добавки.
3. При непрекращающихся явлениях сужения ствола, вызванных выпучиванием пород, необходимо постепенно утяжелять буровой раствор на 10-15% больше требуемого ГТН.
Требования к технологии бурениягоризонтальных многозабойных скважин
При строительстве МЗС с горизонтальными окончаниями в продуктивном горизонте необходимо руководствоваться Стандартом компании [59].
При реализации цикла работ по строительству МЗС необходимо руководствоваться следующими основными требованиями:
1. Бурение МЗС должно осуществляться при обязательном наличиигеологического проекта и основных инженерных расчетов по технологии бурения. Геологический проект на бурение МЗС является одним из основных документов дляразработки рабочего проекта на бурение МЗС.
Геологическое сопровождение бурения является основной частью реализации бурения МЗС, позволяющей решить следующие задачи:
– обеспечение выполнения проектных решений;
– оперативная корректировка траектории ствола с учетом новой геологическойинформации без принципиального изменения геологического проекта на бурение МЗС;
– своевременное внесение изменений в проектные решения при бурении МЗС присущественном отличии фактического разреза от проектного.
2. Прогноз технологических показателей эксплуатации МЗС должен бытьвыполнен на основе гидродинамического моделирования.
3. Геологический проект на бурение МЗС должен быть согласован с Управлением геологического сопровождения бурения скважин Департамента разработки месторождений ОАО «НК «Роснефть»(УправлениемГСБС Департамента РМ) до начала бурения МЗС.
4. Бурение пилотного и транспортного стволов должно осуществляться в строгомсоответствии с последней версией утвержденной проектной траектории.
5. Корректировка траектории МЗС должна быть своевременной в целяхобеспечения непрерывности процесса бурения.
6. Информационное взаимодействие между Заказчиком и подряднымиорганизациями, выполняющими работы на объекте, осуществляется черезначальника отдела сопровождения горизонтального бурения геологической службы дочернего общества ОАО «НК «Роснефть»(ДО).
8. Ответственным за своевременную корректировку целей МЗС являетсяначальник отдела сопровождения горизонтального бурения геологической службы дочернего общества (ДО).
9. Изменение траектории горизонтального участка МЗС при бурении секцийпилотного и транспортного стволов должно быть зафиксировано протоколомизменения траектории.
10. Изменение траектории горизонтального участка МЗС при бурениигоризонтальной секции должно быть зафиксировано телефонограммами покорректировке траектории.
11. Для горизонтальных скважин спуск эксплуатационной колонны производить только послесогласования протокола посадки эксплуатационной колонны Главным геологом ДОи руководителем Управления ГСБС Департамента РМ.
12. После посадки эксплуатационной колонны МЗС запись гамма-каротажа должнаначинаться до начала бурения, за 30-50 метров по стволу до башмака колонны(перекрытие гамма-каротажа).
13. Спуск хвостовика и заканчивание скважины производитьтолько после согласования протокола спуска хвостовика Главным геологом дочернего общества (ДО) ОАО НК «Роснефть» ируководителем Управления геологического сопровождения бурения скважин (ГСБС) Департамента разработки месторождений (ДРМ).
15. Геологическое сопровождение бурения МЗС могут осуществлять:
− специалисты отдела сопровождения горизонтального бурения геологическойслужбы ДО;
− специалисты УГСБС ДРМ;
− специалисты геологической службы подрядчика, оказывающего услуги посопровождению бурения под контролем геологической службы ДО и УГСБС.
16. Специалисты сторонних организаций, оказывающие услуги по геологическому сопровождению бурения МЗС должны:
− обладать необходимым уровнем знаний и опытом проводки МЗС;
− пройти инструктаж по проводке горизонтальной секции скважины у начальникаотдела сопровождения горизонтального бурения ДО;
− иметь на буровой: программу бурения горизонтальной части скважины, протоколсогласования траектории, разрез скважины с внутрипластовой корреляцией,проектным профилем горизонтальной секции скважины.
17. Бурение горизонтального участка МЗС должно осуществляться согласнопоследней рекомендации специалистов по сопровождению горизонтальногобурения, основанной на анализе вновь полученной геологической информации.
18. Эксплуатационная колонна должна быть спущена и зацементирована в точке Т1. Необходимость спуска колонны выше или ниже точки Т1 должна определяться, исходя из конкретных геологических условий.
19. Интервал установки пакера и цементировочной муфты должен выбираться, исходя из условий надежного перекрытия (минимум 15-20 м по стволу) и изоляции вышележащих водо- и газонасыщенных интервалов.
Длина горизонтального ствола находится в пределах 100…150 м.
Окончательный выбор технико-технологических решений по вырезке окна в эксплуатационной колонне, бурению бокового горизонтального ствола (в том числе определение длины горизонтальной части бокового ствола), типа бурового раствора при вырезке окна и вскрытии продуктивного пласта, варианта компоновки «хвостовика» (с определением способа цементирования и подвески «хвостовика») производится при разработке проектной документации с учетом имеющегося опыта строительства скважин в ОАО «Удмуртнефть».
Для контроля проводки стволов рекомендуется применение телесистем, способных осуществлять инклинометрию, гамма-каротаж и определение нефтегазонасыщенности в процессе бурения, станции геолого-технологических исследований, круглосуточный супервайзерский пост.
Требования к технологии бурения боковых стволов
В соответствии с «Классификатором ремонтных работ в скважинах» [61] зарезка боковых стволов (БС) из действующих скважин классифицируется как капитальный ремонт КР-6-1: «Зарезка новых стволов скважин».
Строительство боковых стволов должно проводиться в соответствии с «Методическим руководством по проектированию, строительству и эксплуатации дополнительных (боковых) стволов скважин» [62], «Инструкцией по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины» [63], а также Технологической Инструкции Компании «Восстановление скважин методом бурения боковых стволов» [64] и Стандарта Компании «Осуществление инженерно-технологического сопровождения процессов строительства и реконструкции скважин Компании» [65].
Бурение БС при реконструкции скважины должно производиться по рабочему проекту на реконструкцию скважины, разработанному, согласованному и утвержденному в порядке, предусмотренном разделом 1.3 ПБ в НГП [41].
На основании рабочего проекта на реконструкцию скважины Подрядчик по бурению составляет программу бурения БС. Программа бурения БС согласовывается с Сервисными подрядчиками, участвующими в бурении, заканчивании или креплении БС, Заказчиком и утверждается техническим руководителем Подрядчика по бурению БС.
При бурении бокового ствола из колонны диаметром 146 мм в интервале выхода из окна до кровли продуктивного горизонта (не доходя 10-20 м) необходимо использовать бицентричные долота диаметром 120/146 мм, 114/146 или 114/132 мм, дающие возможность получения диаметра ствола большего, чем внутренний диаметр эксплуатационной колонны. Это необходимо для увеличения диаметра ствола и увеличения толщины цементного камня за хвостовиком с целью повышения качества крепления хвостовика. При бурении в остальной части бокового ствола можно использовать долота диаметром 123,8 мм.
Для стабилизации зенитного угла возможно использование компоновки с винтовыми двигателями с установкой между шпиндельной и двигательной секциями центратора диаметром на 1-2 мм меньше, чем долото, в сочетании с одной УБТ над забойными двигателями.
В случае необходимости снижения угла наклона ствола можно применять компоновки без опорно-центрирующих элементов.
При бурении БННС рекомендуется применение долот, обеспечивающих максимальную скорость механического бурения. При бурении БГС рекомендуется применять долота, обеспечивающие максимальную проходку за один рейс.
Применяемые забойные двигатели для бурения боковых стволов должны обеспечивать вращение долота со скоростью 65-190 об/мин, момент на долоте 1-2,3кНм при расходе промывочной жидкости 4-12 л/сек, максимальный угол перекоса 3° (для ВЗД с шарнирным шпинделем 5°).
Применяемые забойные двигатели для разбуривания оснастки хвостовика после крепления должны обеспечивать вращение долота 150-260об/мин, момент 0,5-0,7кНм при расходе промывочной жидкости 3-5л/сек.
Рекомендации и ограничения при зарезке и бурении бокового ствола
· Всегда снижать скорость спуска до 0,1 м/с при прохождении КНБК в интервале «окна» в э/колонне.
· При не прохождении КНБК через «окно» использовать телесистему.
· Избегать циркуляции с вращением долота в эксплуатационной колонне, в особенности вблизи предполагаемого интервала установки подвески хвостовика.
· Категорически запрещается вращение инструмента, когда долото или калибратор находятся на рабочей плоскости клина-отклонителя. Данные элементы могут подцепить край клина-отклонителя, что может повлечь его повреждение или проворачивание в обсадной колонне, что приведет к частичному или полному перекрытию «окна».
· Для опрессовки забойного двигателя использовать долото без вооружения (с обрезанными лапами).
· Опускать КНБК через «окно» в режиме слайдирования и возобновлять бурение только после выхода из «окна» верхнего калибратора.
· Не применять более жестких компоновок, чем указанно в программе. Это может привести к заклиниванию инструмента в верхней части «окна» клина-отклонителя.
· Если на любом этапе бурения возникнут осложнения при проходе инструмента в интервале «окна», необходимо спустить компоновку из конического фреза и калибрирующего райбера для зачистки зоны «окна».
· При необходимости проведения ловильных работ в интервале «окна» необходимо использовать ловильный инструмент наименьшего наружного диаметра из всех инструментов, подходящих для данной операции. В тех случаях, когда применяются овершоты или ловильные колокола, рекомендуются использовать направляющие юбки с неглубоким фигурным вырезом (12,7-25,4 мм). Ловильные компоновки должны быть как можно менее жесткими. Непосредственно над любым ловильным инструментом рекомендуется размещать полномерный проходной калибрующий райбер (наружный диаметр соответствует типоразмеру долота для данной колонны) с целью обеспечения центрирования инструмента и предотвращения зацепов фигурного выреза или иных кромок инструмента с верхней или нижней частью рабочей плоскости отклонителя. Если необходимо, проходной райбер может быть использован для зачистки любых уже имеющихся повреждений «окна».
Требования к буровым растворам
Бурение скважин рекомендуется проводить на промывочной жидкости соответствующей следующим требованиям:
– обладать хорошей выносящей способностью за счёт оптимизации режима промывки и реологических параметров промывочной жидкости;
– обеспечивать безаварийную проводку ствола скважины;
– обеспечение устойчивости стенок скважины путём регулирования кольматирующих, фильтрационных свойств и выбора оптимального диапазона плотности;
– сохранение фильтрационных характеристик и проницаемости продуктивного горизонта;
– обеспечить передачу рациональной осевой нагрузки на долото за счёт улучшения смазывающих свойств, уменьшения толщины и липкости корки;
– обеспечение необходимой гидравлической мощности для оптимальной работы ВЗД и очистки забоя во время бурения.
Пластовые давления по разрезу скважины близки к гидростатическим.
Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения рассчитывается, исходя:
– из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления, превышающего пластовое (поровое) согласно п.п. 2.7.3.2 и 2.7.3.3 ПБ 08-624-03;
– исключения возможности гидроразрыва пластов и поглощения промывочной жидкости согласно п. 2.7.3.4 ПБ 08-624-03;
– обеспечения устойчивости стенок скважины в интервалах, сложенных терригенными породами, в соответствии с положениями п. 2.7.3.5 ПБ 08-624-03.
Бурение ствола скважины до кровли продуктивного горизонта рекомендуется проводить на промывочной жидкости, соответствующей следующим требованиям:
–обладать хорошей выносящей способностью (особенно на участках с зенитным углом более 55-65°), за счёт оптимизации режима промывки и реологических параметров промывочной жидкости;
–иметь необходимые кольматирующие свойства;
–обеспечивать безаварийную проводку наклонно-направленного ствола скважины.
Бурение ствола в продуктивном горизонте следует проводить на промывочной жидкости, соответствующей следующим требованиям:
–обладать хорошей выносящей способностью (особенно на участках с зенитным углом 55-65о, за счёт реологических параметров промывочной жидкости);
–обеспечение устойчивости стенок скважины путём регулирования кольматирующих, фильтрационных свойств и выбора оптимального диапазона плотности;
–сохранение фильтрационных характеристик и проницаемости продуктивного горизонта;
–обеспечение безаварийной проводки наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины;
–обеспечить передачу рациональной осевой нагрузки на долото, за счёт улучшения смазывающих свойств, уменьшения толщины и липкости корки;
–обеспечение необходимой гидравлической мощности для оптимальной работы ВЗД и очистки забоя во время бурения.
В процессе бурения по продуктивному горизонту служба Заказчика должна контролировать качество и параметры применяемой промывочной жидкости.
Исходя из условия предупреждения осложнений и аварий при строительстве скважины к буровому раствору предъявляются следующие требования:
1. Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями, регламентирующими процесс проходки ствола, обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями и минимальным ущербом окружающей среде.
2. Перед началом бурения скважины иметь на кустовой площадке достаточное количество кольматантов, химических реагентов и исправное оборудование для приготовления и очистки раствора, а также для оперативных работ, связанных с поглощением промывочной жидкости.
3. В процессе бурения скважины контроль за параметрами бурового раствора и его обработка производится согласно «Программы на промывку скважины». Перед вскрытием продуктивного горизонта составить акт с представителем Заказчика на соответствие параметров бурового раствора регламентированным значениям.
4. Основные параметры бурового раствора (плотность, условная вязкость) замеряются через 1 час, водоотдача – 2 раза в смену буровой вахты с записью в журнале по буровым растворам. При осложненных условиях бурения замеры плотности и условной вязкости производятся через 10-15 мин, водоотдачи – через каждые 4 часа. При отклонениях одного из параметров от ГТН немедленно извещается полевой супервайзер.
5. Полный анализ бурового раствора по стандарту (не менее 15 параметров) проводится 2 раза в сутки по транспортному стволу и 3 раза в сутки, начиная с глубины за 50 м до вскрытия проектного горизонта.
6. Необходимо производить постоянный контроль за объемом бурового раствора в емкостях.
7. Перед началом бурения интервала с продуктивными пластами иметь запас бурового раствора на поверхности не менее 1,5 объемов скважины и запас химреагентов на приготовление 100 м3 раствора.
8. За 50 м перед вскрытием продуктивных пластов довести параметры бурового раствора в соответствие с проектными значениями. Перед вскрытием продуктивных пластов снизить плотность и водоотдачу до минимальных значений в соответствии с «Программой промывки скважины».
Параметры буровых растворов и химические реагенты для их приготовления и обработки выбираются с учетом следующих требований:
– наличие токсикологического паспорта и гигиенического сертификата на компоненты бурового раствора;
– снижение до минимума техногенной нагрузки на окружающую природную среду;
– максимальное уменьшение отрицательного воздействия бурового раствора на продуктивные пласты;
– предупреждение осложнений в процессе бурения и крепления;
– доступность и технологическая эффективность химических реагентов;
– экономически приемлемая стоимость бурового раствора.
Для очистки раствора рекомендуется 4-х ступенчатая система очистки: линейное вибросито (2 шт.), ситогидроциклонная установка, включающая пескоотделитель ПГ 60/300 (1 шт.), илоотделитель ИГ-45М (1 шт.), линейное вибросито СВ 1ЛМ или ЛВС (1 шт.), центрифуга типа ОГШ 501У01 (1 шт.), дегазатор Каскад.