ПРИЛОЖЕНИЕ Д о проведении опытно-промышленных испытаний технологии бурения с регулированием давления в скважине

О бурении скважины №742 УРЕНГОЙСКОМ ГКМ с использованием технологии и оборудования для бурения на равновесии*

Проектом на строительство скважины.

После снижения плотности бурового раствора ниже 1640-1650 кг/м отмечена по- теря устойчивости аргиллитов слагающих покрышку ачимовских отложений в интервале 3540-3625 м( при забое 3650м и 3674 м), что не позволило больше снижать плотность бу- рового раствора. При плотности раствора 1650-1660 кг/м3 потеря устойчивости ствола сква- жины прекратилась.

Извлеченный керн продуктивных ачимовских отложений заполнен газоконденсатом и не имеет следов проникновения в него бурового раствора, что также подтверждает со- блюдение условий равновесия в системе «скважина-пласт»

Считаем работы по вскрытию ачимовских отложений с использованием технологии бурения на равновесии выполненными.

Главный технолог Ф «Тюменбургаз» Начальник ПТО Ф «Тюменбургаз» Зав.

АКТ

о бурении скважины № П-12 Южно-Парусная на равновсии в системе "скважина-пласт"

Бурение скважины № П-12 Южно-Парусная в интервале 2690-3396м проводилось на равновесии в системе "скважина-пласт" с использованием технологии, оборудования, научно-инженерного сопровождения "СевКавНИПИгаз"

Вскрытие валанжинских отложений было осуществлено в течении 22 рейсов, из них 5 с отбором керна. В ходе подготовительных работ к бурению было проведено: -полное техническое обслуживание вращающегося превентора, дистанционно- регул- руемого дросселя со сменой внутренних уплотнительных соединений, герметизирующе- го уплотнителя;

-монтаж комплект оборудования для бурения на равновесии -обучение буровой бригады работе с указанным выше оборудованием.

Бурение в интервале 1300-2690 м проводилось на растворе плотностью 1190-1200 кг/м2, С глубины 2690 м плотность раствора в соответствии с «Программой работ на равновесии» была снижена до 1100-1120 кг/м2 . При этом отмечено увеличение проходки на долото 111-215,9-СГВУ с 37м до 48 м. Отмечается невозможность снижение плотности бурового раствора ниже 1140 кг/м за счет применения стандартной очистки ( вибросита, песко-илоотделителей). Снижение плотности обеспечено за счет использования уста- новки для очистки бурового оборудования с центрифугой.

При забое 3200 м был проведенным комплексом ГИС определен градиент пла- стового давления равный 0,014 МПа/м и прогноз на глубину 3275 м 0,0121МПа/м. Буре- ние до глубины 3275 было продолжено с постепенным увеличением плотности рабочего бурового раствора до 1150 кг/м3. При забое 3217 м вскрыт пласт БУб оказавшийся водо- насыщенным. После проведения тех. отстоев и СПО отмечено устойчивое снижение вяз- кости, плотности бурового раствора с 1150кг/м5 до 1009 кг/м3, увеличение показателя фильтрации с 2 см3 до 3 см3 падение давления циркуляции на 2-2,5 МПа.

При забое 3275 проведенным комплексом ГИС определен градиент пластового давления равный 0,017 МПа/м на глубине 3250 м, и прогноз на глубину 3300 м 0.0123 МПа/м.

При вскрытии пластов БУ$ и БУ7; отмечен небольшой рост газопоказаний за счет выбуренной породы.

При бурении скважины сбоев и отказов оборудования не было, работы проводи- лись в соответствии с «Программой работ на равновесии...». Работы по дальнейшему использованию технологии бурения на равновесии продолжить в соответствии с реше- нием НТС РАО «Газпром» «Повышение надежности строительства эксплуатационных и разведочных скважин на Заполярном ГНКМ» письмом ДООО «Бургаз» №08-19/61 от 01.03.2001 и принятым ранее протоколом технического совещания от 31.01.2000 г.

Главный инженер Ф «Тюменбургаз»

В.В.Подшибякин

АКТ

Промысловых испытаний методов управления газосодержанием в буровом растворе

гидродинамическими методами и определения реологических характеристик бурового раствора в процессе бурения

При бурении скважины №П-68 Средне-Надымская на равновесии ачимовских и тю- менских отложений в интервале 3250-3650 м при забое 3527м произошло нефтегазопроявле- ние признанное геологическим осложнением связанным с несоответствием фактических пластовых давлений (1,29МПа/100м) - проектным и прогнозным значениям (1,10-1,14 МПа/м).

Для управлением забойным давлением, и как следствие, газосодержанием бурового раствора была использована методика «СевКавНИПИгаз». Основанная на изменении гидро- динамического давления в скважине, управления реологическими свойствами бурового рас- твора позволила без утяжеления раствора, создания противодавления на пласт регулировать содержание газа в буровом растворе во время промывки. Это позволило ликвидировать га- зопроявление и продолжить углубление скважины с содержанием газа до 17% во время бур- ния.

Определение и контроль гидродинамического давления в скважине проводился с ис- пользованием реологических характеристик раствора определенных в соответствии со «Спо- собом определения реологических характеристик бурового раствора в процессе бурения» (заявка №2000134055/09 от 19.09.2000г.). Использовать этот способ стало возможным за счет применения насосов с регулируемым расходом бурового раствора. Он учитывает фак- тическое изменение реологических характеристик раствора с изменением температуры, дав- ления, содержания флюида в буровом растворе. Результаты расчета гидродинамических дав- лений в скважине с использованием реологических характеристик раствора определенных по данным бурения показали хорошую сходимость с фактическим давлением циркуляции.

Предлагаемые методики могут быть широко использованы при ликвидации газопро- явлений и бурении скважин в условиях несбалансированных давлений в системе «скважина- пласт»

Главный инженер Ф «Тюменбургаз»

ПРОТОКОЛ совместного геолого-технического совещания Ф «Тюменбургаз» и ДАО «СевКавНИПИгаз» г. Новый Уренгой 26.06.1998 г.

ПРИСУТСТВОВАЛИ. отФ«ТБГ»

Подшибякнн В.В. - и.о. главный инженер

Кудрин О.В. - главный геолог

Севодин Н.М. - главный технолог

Чернухин В.И. - главный инженер УБР-1

от ДАО «СевКавНИПИгаз»

Кулигин А.В. - зав. сектором технологии бурения скважин

ПОВЕСТКА ДНЯ: Об итогах бурения скважины Р-110 Заполярного НГКМ на равнове- сии в интервале 3340 - 3370 м и возможности дальнейшего применения технологии бурения на равновесии в Ф «Тюменбургаз».

СЛУШАЛИ; главного инженера УБР-1 Чернухина В.И.

Скважина Р-110 Заполярного НГКМ с ожидаемым пластовым давлением 426 кг/м2 про- бурена на равновесии в интервале 3340 - 3370 м с использованием оборудования для бурения с герметизированным устьем на растворе плотностью 1260 кг/м3.

доходило до 30%. В процессе бурения продуктивного горизонта на растворе плотностью 1260 кг/м3, поддерживалось противодавление на пласт 7-8 кгс/см2, содержание газа в буровом рас- творе при этом 4-8%. При вымыве газовых пачек после технологических отстоев поддержи- валось противодавление до 30 кгс/см2, содержание газа до 32%, время выхода пачек 70-80 мин с расходом 8-9 л/с.

Оборудование при бурении с герметизированным устьем (вращающийся превентор и дистанционно регулируемый штуцер ДРШ-80) показало себя достаточно надежным. Через ре- зиновое уплотнение вращающего превентора во время СПО и бурения было пропущено 120- 130 муфт диаметром 108 мм, следов износа нет. Дроссельная пара ДРШ-80 отработала 37 ча- сов, с расходами 5-9 л/с и давлением на дросселе 7-30 кгс/см2, седло не имеет следов износа, на запорном элементе-шаре имеются следы пореза, следов абразивного износа нет.

В целом и оборудование и технология для бурения с противодавлением соответствует выдвигаемым к ним требованиям и возможно их дальнейшее использование при бурении скважин.

ВЫСТУПИЛИ: ПодшибякинВВ.,КудринО.В.,Кулигин А.В. ПОСТАНОВИЛИ: 1.

В 1999 г. использовать технологию и оборудование для бурения на равновесии при бурении скважин № 111 ЗНГКМ на пласт БП14, №112 ЗНГКМ В интервале 1500-3400 м, № 185 ЯГКМ на пластБУ-12 с градиентами пластовых давлений 1,24-1,30 кгс/см^м. 2.

По поставке вращающегося превентора на 140 кгс/см2 от Воронежского МЗ произвести вскрытие на равновесии ачимовских отложений на одной скважин Ф«Тюменбургаза» 3.

ДАО «СевКавНИПИгаз» обеспечить поставку резиновых уплотнителей к вращающемуся превентору необходимого типа размера и ЗИПа к дросселю ДРШ-80 и доработать дистанци- онно- регулируемый дроссель на давление до 140 кгс/см2. 4.

ДАО «СевКавНИПИгаз» обеспечить научно- инженерное сопровождение бурения скважин на равновесии.

5 Ф«Тюменбургаза» обеспечить проезд и проживание сотрудников АО «СевКавНИПИгаз» прибывающих для сопровождения бурения скважин.

Председатель

Секретарь А.В. Кулигин

2006г.

АКТ

внедрения результатов диссертационной работы Чернухина В.И., представлен- ной на соискание ученой степени кандидата технических наук, «Разработка технологии бурения скважин с регулируемым давлением на забой».

1. Полное наименование внедренной разработки:

1.1. Технология углубления скважин в условиях гибкого регулирова- ния дифференциального давления в системе «скважина-пласт» (репрессия, равновесие, депрессия).

2. Тема, задание, научное исследование, результатом которых явилась раз- работка, мероприятие:

Договор 64 Г/98.99 «Разработать технические и технологические ре- шения, направленные на повышение строительства скважин», задание 1 «Усо- вершенствовать и внедрить технологию углубления скважин, обеспечивающую гибкое регулирование давления в системе «скважина-пласт».

Договор 0255-02-2 «Разработать опытные образцы нового оборудова- ния и материалов, технологии бурения и заканчивания скважин в условиях аномально-высоких пластовых давлений (АВПД) при депрессии на продуктив- ный пласт». 3.

Наименование предприятия, где произведено внедрение: Филиал «Тюменбургаз» ООО «Бургаз». 4.

Наименование объекта, где произведено внедрение: Скважины № Р-110 Заполярная, № П-12 Южно-Парусовая.

Скважины: № 118.2, № 122.4, № 1233, № 203.4, № 206.3, № 210.7, № 213.1 Заполярного НГКМ; № П. 68 Средне-Надымская; № 742 Уренгойская.

результаты внедрения. В период 1997-2001 гг. проведено бурение на равновесии давлений в системе «скважина-пласт» скважины № Р-110 Заполярная в интервале 3340 - 3370 м с целью оценки продуктивности пласта БТ14, скважины № П-12 Юж- но-Парусовая в интервале 2690-3425 м с целью вскрытия продуктивных пла- стов, скважины №742 УГКМ в интервале 3540-3800 м. При проведении работ применялись разработанные автором научные и технические решения: мето- дика расчета давления на забой скважины восходящего потока газожидкост- ной смеси, обогащенной выбуриваемым шламом, метод определения реологи- ческих характеристик циркулирующего бурового раствора по давлению на- гнетания при различных расходах промывочной жидкости и созданный авто- матический дроссель.

Внедрение разработок обеспечило достижение цели бурения скважин. По скважине №Р-110 Заполярная: процесс бурения сопровождался поступле- нием газа до 30%, во вскрытом интервале промышленный приток газа не уста- новлен. По скважине № П-12 Южно-Парусовая получена информация о про- дуктивности пластов непосредственно во время бурения: из пласта БУ6 - при- ток пластовой воды, из пласта БУ$ — поступление газа до 30%, при испытании скважины получен приток газа, а также отмечен рост механической скорости бурения и проходки на долото на 25-30%. Результаты бурения этой скважины подтвердили открытие новой залежи газоконденсата.

Результаты внедрения технологии углубления скважин в условиях гибкого регулирования забойного давления подтверждают безопасность и эф- фективность данной научно-технической разработки. В результате внедрения технологии получен экономический эффект 2,2 млн. руб.

При бурении скважин: № 118.2, № 122.4, № 1233, № 203.4, № 206.3, № 210.7, № 213.1 Заполярного НГКМ; № П. 68 Средне-Надымская; №742 Уренгойского ГКМ применялся способ определения реологических характери- стик бурового раствора по данным бурения. Промысловые испытания показа- ли значительные расхождения реологических характеристик бурового раство-

pa, определенных в лабораторных условиях без учета термобарических усло- вий и экспериментальных данных, по данным бурения, расчеты давлений на- гнетания проведены на основе экспериментальных реологических характери- стик полученных по данным бурения. Они показали хорошую сходимость с фактическими давлениями нагнетания в скважине. Данная методика может быть рекомендована к использованию для контроля забойного давления при бурении скважин, уточненного расчета гидродинамической программы буре- ния скважин.

Начальник Управления буровых работ филиала «Тюменбургаз»