4.4.1.Конструкция скважин

Для разработки Северного купола ме­сторождения Одопту-море с берега необ­ходимо бурить скважины с горизонталь­ным отклонением 4500—6000 м при вер­тикальной глубине около 1600 м. По ко­эффициенту сложности (отношение гори­зонтального отхода к вертикальной глу­бине), который в данном случае равен примерно четырем, такие скважины при­нято считать сложными (рис 6).

Рис. 6. Коэффициент сложности скважин

Конструкция наклонно-направлен­ных скважин была выбрана исходя из ус­ловий предотвращения осложнений в процессе бурения (Рис. 7).

Рис. 7 . Типовая конструкция скважин

Верхняя неустойчивая часть ствола скважин (пески), где возможно поступле­ние в скважину морской воды, до глуби­ны 100—150 м перекрывается кондукто­ром. Ствол скважины под кондуктор бу­рится долотом 0 660,4 мм на глубину 90—130 м, кондуктор 0 508 мм спускает­ся и цементируется на ту же глубину. При этом ниже кондуктора не имеется зон с условиями бурения, несовместимыми по градиентам давлений столба бурового раствора. Чтобы исключить грифонообразование (при газонефтепроявлениях с открытым фонтанированием), в ствол диаметром 444,5 мм предусмотрен спуск промежу­точной колонны диаметром 340 мм, которая це­ментируется до устья. Глубина спуска (1300 м) определяется из условия исклю­чения возможности разрыва слабо сце­ментированных песков под башмаком кондуктора после полного замещения бу­рового раствора в скважине герметиза­ции устья. В скважинах с большими угла­ми наклона бурение длинного открытого ствола сопровождается значительным желобообразованием с последующими возможными прихватами бурильных колонн в процессе бу­рения и обсадных колонн при их спуске. Во из­бежание этого, выход из-под башмака преды­дущей колонны ограничивается до 4400 м, что достигается спуском второй промежуточной колонны диаметром 244,5 мм в ствол, пробуренный до­лотом диаметром 311,2 мм на глубину 4000—6400 м. Ко­лонна перекрывает вышележащие нефтеносные и водоносные пласты, предполагая в последую­щем возврат на эти объекты. Спуск второй про­межуточной колонны повышает гарантии ус­пешного спуска эксплуатационной колонны (хвостовика) до проектной глубины в горизон­тальном стволе. Увеличение его длины позво­лило уменьшить крутящий момент сопротивления и спускать хвостовик с вращением, что в сочетании с применяемым инвертно-эмульсионным раствором — значительно снизило тре­ние труб о стенки скважины. Эксплутационная колонна диаметром 168 мм спускается лайнером (хвос­товиком) в горизонтальный ствол с перекрыти­ем башмака предыдущей колонны на 50—100 м по стволу, и устанавливается в интервале 4000—6800 м. При этом эксплуатационную ко­лонну и предшествующую ей промежуточную колону связывает герметичное соединение.

4.4.2. Промывочная жидкость

Выбор типа бурового раствора при бурении наклонно-направленных скважин на Сахалине определяли не особенности геологических ус­ловий бурения, а конфигурация стволов сква­жин. Большие величины углов наклона (до 85—90°) и горизонтальных отходов (до 6 км), длинные наклонные участки, при вертикаль­ной глубине до 1,5 км, требуют от буровых растворов, прежде всего, высокой смазываю­щей способности, обеспечивающей коэффици­ент трения < 0,3; исключения прихватов из-за перепадов давлений; хорошего выноса шлама, уменьшения кавернообразования и замедле­ния желобообразования [2].

В наибольшей степени этим требованиям со­ответствует буровой инвертный эмульсионный раствор (БИЭР) на углеводородной основе, рецептура которого, а также рекомендации по перечню и объёмам химических реагентов и материалов, разработаны специалистами «Сахалинморнефтегаза» совместно с учеными УГНТУ [3]. С начала работ первоначально вы­бранная рецептура (на основе отечественных материалов) потребовала лишь незначитель­ных корректировок.

Рис. 8. Динамика добычи нефти из горизонтальных скважин

Длительная эксплуатация скважин, до сих пор дающих безводную продукцию, подтверж­дает высокий профессионально-технический уровень крепления скважин. Освоение место­рождения Одопту-море (Северный купол) пу­тем бурения наклонно-направленных скважин с берега позволило ОАО «НК «РН» — СМНГ» за 5 лет нарастить годовую добычу с него до 350 тыс. т (рис. 8) и поддержать уровень добы­чи в целом по предприятию, эксплуатирующе­му, в основном, место­рождения, находящиеся на завершающей стадии разработки.

Рис. 9 . Темп строительства скважин

В ходе работ ОАО «НК «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» приобрел ценный опыт проводки наклонно-направленных скважин со сверхдаль­ним отходом от вертикали, почерпнуть который из технической литературы невозможно (подоб­ные материалы не публикуются) и который зна­чительно улучшил ТЭП строительства скважин (рис. 9).