Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ геолого-технических условий строительства горизонтальных скважин (на примере федоровского месторождения) 8
1.1. Сведения о районе работ 8
1.2. Сведения о стратиграфическом разрезе Федоровского Месторождения 9
1.3. Краткие сведения о тектоническом строении Федоровского месторождения 14
1.4. Сведения о нефтеносности, газоносности и водоносности месторождения 15
1.5. Сведения об осложнениях в процессе бурения скважин 15
1.6. Детальная геологическая характеристика пластов АС4.8 Федоровского месторождения и особенности их разработки горизонтальными скважинами 19
1.7. Анализ отечественного и зарубежного опыта строительства и эксплуатации горизонтальных скважин 25
2. Разработка стабилизирующих КНБК для реализации траекторий ГС пространственного типа 44
2.1. Анализ существующих методик расчета КНБК 45
2.2. Принципы подбора КНБК для безориентированного бурения за рубежем 47
2.3. Анализ отечественных методик расчета КНБК 52
2.3.1. Методика ВНИИБТ 52
2.3.2. Методика Грозненского нефтяного института 53
3. Разработка технологических решений по выбору типа и состава бурового раствора при бурении ГС с учетом охраны окружающей среды 76
3.1. Управление свойствами бурового раствора 78
3.2. Критерии устойчивости стенок скважины 80
3.2.1. Влияние напряжений, возникающих в горных породах, на устойчивость стенок скважин 81
3.3. Физико-химические методы исследований состава глин 82
3.3.1. Рентгенофазовый анализ 82
3.3.2. Обменная емкость глин 84
3.3.3. Методики исследования набухания глин и глиносодержащих пород . 84
3.4. Методы исследований технологических свойств буровых растворов 86
3.4.1. Метод планирования эксперимента 87
3.4.2. Методика исследования свойств буровых растворов 90
3.4.3. Методика исследования свойств фильтрата бурового раствора 93
3.5. Экспериментальные исследования глиноматериалов и рецептур буровых растворов 93
3.5.1. Методика изучения процесса набухания глинистых материалов 93
3.5.2. Результаты исследования процессов увеличения объема (набухания) глинистых материалов в различных средах 95
3.5.3. Экспериментальные исследования глинистых материалов методом ренгеноструктурного анализа 105
3.5.4. Методика определения влияния фильтратов буровых растворов на изменение проницаемости керна 108
3.5.5. Результаты экспериментальных исследований по определению коэффициента восстановления проницаемости образцов керна 109
3.5.6. Пример планирования полнофакторного эксперимента ПФЭ 23 при исследовании свойств растворов 110
3.6. Буровые растворы для бурения горизонтальных скважин 112
3.6.1. Выбор типа бурового раствора 112
3.6.2.0 необходимости применения биополимерных растворов для бурения горизонтальных скважин 114
3.6.3. Дополнительные факторы, влияющие на бурение горизонтальных скважин 115
3.6.4. Рецептуры буровых растворов, рекомендуемые для бурения горизонтальных скважин в глинистых отложениях 117
3.7. Зарубежный опыт по изучению влияния различных факторов на вынос шлама при бурении ГС 121
3.7.1. Инженерный подход к бурению скважин 123
3.7.2. Оценка выноса шлама на участках с зенитными углами более 40 128
3.7.3. Учет приподнимания бурильной колонны и проработок в процессе бурения 129
3.7.4. Дополнительные меры по очистке ствола от выбуренной породы 129
3.7.5. Промывка перед подъемом бурильной колонны 131
3.7.6. Влияние контроля очистки скважины от шлама 131
3.7.7. Оценка влияния режима течения 133
3.7.8. Рекомендации зарубежного опыта по обеспечению очистки ствола скважины от выбуренной породы 134
3.7.9. Рекомендации по бурению стволов ГС 135
3.7.10. Рекомендации по проведению спускоподъемных операций 135
3.8. Исследование экологических аспектов строительства скважин с кустовых площадок, сооруженных с использованием обезвоженных отходов бурения 136
3.8.1. Необходимость биологического мониторинга в районах техногенного воздействия при строительстве скважин 136
3.8.2. Исследования и результаты воздействия отходов бурения на окружающую среду 137
3.9. Выводы и рекомендации 145
4. Исследование технологий заканчивания ГС и технико-экономическая оценка их строительства 147
4.1. Общие сведения 147
4.2. Краткий анализ качества крепления наклонно направленных и ГС с применением новых тампонажных материалов 157
4.3. Сравнительная технико-экономическая оценка строительства ГС 161
4.3.1. Общие сведения о сравнительной эффективности строительства горизонтальных скважин 161
4.3.2. Расчет экономической эффективности от внедрения комплекса КРР 163
Основные выводы и рекомендации 163
Список использованных источников 165
Приложение 177
- Детальная геологическая характеристика пластов АС4.8 Федоровского месторождения и особенности их разработки горизонтальными скважинами
- Принципы подбора КНБК для безориентированного бурения за рубежем
- Методы исследований технологических свойств буровых растворов
- Краткий анализ качества крепления наклонно направленных и ГС с применением новых тампонажных материалов
Введение к работе
В Российской федерации с начала разработки месторождений нефти и газа из недр извлечено около 13,2 млрд. т нефти, включая конденсат, и более 7,5 трлн. м газа. Однако в последнее время произошло существенное снижение добычи нефти и наметилась тенденция к уменьшению добычи газа, что объясняется износом основных фондов (в газовой промышленности на 35%, в нефтяной - 80%) и комплексом геолого-технических, экономических и социально политических проблем.
В топливно-энергетическом комплексе страны ведущим является нефтегазовый регион Западной Сибири, для которого характерно вступление основного количества эксплуатируемых месторождений в позднюю стадию разработки, ввод в эксплуатацию преимущественно маломощных (5-10 м) низкопродуктивных залежей с низкой и неравномерной проницаемостью коллекторов.
Для большинства эксплуатируемых здесь, месторождений характерна высокая выработанность запасов, что обуславливает высокую обводненость добываемой продукции и снижение дебитов скважины. При этом из-за несовершенства техники и технологии разработки месторождений нефтеотдача, как правило, не превышает 30-40%. Так на балансе основных производственных нефтегазовых объединений Западной Сибири имеется большое число скважин, которые не выработали проектного ресурса по причине преждевременной обводнености продукции из-за интенсивного образования конусов воды (газа), заколонных и межпластовых перетоков флюидов, неравномерной выработки залежей и т. п.
Поэтому в последние годы на ряде месторожденияй нефти и газа Западной Сибири (Федоровское, Самотлорское, Ван-Еганское и др.) для увеличения эффективности систем разработки и восстановления их продуктивности успешно реализуется новые технологии строительства пологих скважин с горизонтальным окончанием ствола. При этом основной объем построенного фонда горизонтальных скважин приходится на Сургутский нефтегазовый регион, где успешно сооружает и эксплуатирует такие скважины ОАО Сургутнефтегаз. Анализ накопленного здесь опыта показывает, что эффективность строительства и эксплуатации горизонтальных скважин (ГС) не превышает 45-50%, которая не всегда соответствует мировому уровню.
Поэтому решение указанных проблем объективно связано с совершенствованием техники и технологии строительства горизонтальных скважин, что позволило сформулировать цель работы и задачи исследований.
Однако многообразие методических подходов затрудняет целенаправленный выбор технологий, технических средств и материалов, оптимальных с точки зрения обеспечения качественного строительства и эксплуатации горизонтальных скважин как инженерных сооружений с учетом охраны недр и окружающей среды (ГС).
Современный уровень технологий наклонно направленного и горизонтального бурения в Западной Сибири требует рационального подхода
к выбору компоновок и расчету профиля наклонно направленных и горизонтальных скважин, когда в зависимости от глубины скважины и величины «отхода» от вертикали следует отдавать предпочтение безориентируемым или ориентируемым КНБК при обязательном либо рекомендуемом применении телеметрических систем. Важную роль при осуществлении проектного режима бурения по заданному профилю выполняют буровые растворы, так как устойчивость стенок и номинальный диаметр скважин являются необходимым условием его выполнения.
В работе на примере Федоровского месторождения нефти и газа проведен анализ геолого-технических условий строительства скважин от начала эксплуатации месторождения (1973 г.) до настоящего времени. Приведены сведения о районе работ, особенностях залегания и строения пород, водо- и нефтегазоносности разреза, запасах месторождения и т.д.
Вопросам обеспечения качественного строительства и последующей эксплуатации наклонно направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин посвящены многочисленные работы ведущих отечественных исследователей: Агзамова Ф.А., Александрова М.М., Алексеева Л.А., Ангелопуло O.K. Батурина Ю.Е., Бастрикова С.Н., Буслаева В.Ф., Грачева СИ., Григоряна A.M., Гулизаде М.П. Зозули Г.П., Емельянова П.В., Ишемгужина Е.И., Калинина А.Г., Каплуна В.А., Кауфмана Л.Я. Кузнецова Ю.С, Кошелева А.Т., Клюсова А.А., Кучумова Р.Я., Крысина Н.И., Конесева Г.В., Кулябина Г.А., Мавлютова М.Р.,Медведского Р.И., Овчинникова В.П., Полякова В.Н., Попова А.Н., Спивака А.И., Султанова Б.З., Телкова А.П., Шарипова А.У., Шенбергера В.М., Федорова К.М., Яшина А.С. и др. Среди зарубежных исследователей следует отметить: Азара Дж. Дж., Беккера Т.Е., Дагински У., Вудса Г., Коена А.Д., Лубинского А., Макдональдса В.Д., Райда Т.В., Окрани С, Уоррена Т.М. и др.
Анализ опыта бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин в Западной Сибири показывает, что в каждом конкретном случае необходим научный подход, включающий выбор наиболее эффективных компоновок и расчет элементов профиля скважины, составов буровых растворов и тампонажных систем, методов вскрытия и испытания продуктивных пластов, технологий их заканчивания, а также анализ добывающих возможностей скважин.
Однако большой ассортимент материалов и реагентов затрудняет оптимизацию рецептур буровых растворов, так как часто недостаточна информация об их свойствах, а эффективность приходится доказывать детальными лабораторными исследованиями. Проблематичными остаются вопросы обеспечения устойчивости стенок скважин в глиносодержащих отложениях, особенно при зенитных углах более 45 . Сохраняет актуальность проблема вскрытия продуктивных пластов, прежде всего неоднородных, низкопроницаемых (менее 0,1 мкм2), содержащих в качестве цементирующего материала глинистые минералы. Это доказывает необходимость целенаправленного выбора ингибируещего типа растворов для вскрытия
низкопроницаемых коллекторов и при бурении в неустойчивых отложениях продуктивного комплекса. Актуальным для наклонно направленного и горизонтального бурения остается оценка эффективности вводимых добавок и ПАВ комплексного действия с позиции изучения и уточнения фильтрационных и фрикционных свойств буровых растворов, так как применяемые методы и приборы не всегда позволяют объективно оценивать эти свойства, а значит и правильно определять концентрацию вводимых добавок.
Существуют трудности с выпуском и применением в промышленных масштабах облегченных тампонажных цементов, которые позволяют решать задачи обеспечения необходимой высоты подъема тампонажных растворов за колоннами.
Дополняет предлагаемый подход анализ отечественного и зарубежного опыта, информация об оценке качества строительства ГС с позиции оценки их добывающих возможностей.
Таким образом, анализ состояния и достигнутого уровня технологий строительства наклонно направленных и горизонтальных скважин на этапах их сооружения и начальной эксплуатации позволил обосновать цель и задачи исследований.
Цель работы. Повышение эффективности и качества строительства наклонно направленных скважин с горизонтальным окончанием на основе исследований и внедрения научно-обоснованных технических и технологических решений для разработки низкопродуктивных маломощных залежей с низкой и неравномерной проницаемостью коллекторов.
Основные задачи исследований
Сравнительный анализ результатов бурения и определение приоритетных направлений технологий строительства горизонтальных скважин в низкопродуктивных маломощных коллекторах применительно к горногеологическим условиям Сургутского нефтегазового региона (на примере Федоровского месторождения).
Разработка требований к геометрическим параметрам КНБК для бурения различных участков профилей пологих и горизонтальных скважин.
Разработка методических основ проектирования оптимальных профилей наклонно направленных, пологих и горизонтальных скважин пространственного типа
Исследование высокоингибированных псевдопластичных буро-вых растворов с минимальной фильтратоотдачей и гидрофобизирующими глинистые породы свойствами на основе акриловых полимеров и ПАВ комплексного действия, позволяющих обеспечить качественную очистку пологих и горизонтальных участков ствола, устойчивость стенок скважин и качественное первичное вскрытие продуктвных пластов.
Разработка рекомендаций по совершенствованию технологий заканчивания пологих и горизонтальных скважин.
Внедрение результатов исследований в виде разработанных технических и технологических решений, их технико-экономическая оценка.
Детальная геологическая характеристика пластов АС4.8 Федоровского месторождения и особенности их разработки горизонтальными скважинами
Залежь пластов АС4-8 представляет собой единый объект в центральной и восточной частях месторождения и входит в комплекс сложнопостроенных терригенных отложений, осадконакопление которых происходило в условиях сильной гидродинамической активности. Пласты представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов, глин и карбонатных пород/12,15/. Залежь нефти пластов АС4-8 практически на всей площади представляет собой тонкую нефтяную оторочку, заключенную между обширной газовой шапкой и постилающей ее подошвенной водой. Есть зоны, где в интервале между ГНК и ВНК коллектор отсутствует и разрез представлен газо- и водонасыщенными толщинами. По внешнему контуру нефтеносности площадь залежи составляет 1173 км2, площадь газовой шапки - 974 км2 (83% площади нефтеносности). Высота залежи небольшая, среднее расстояние между ГНК и ВНК - 12м. Средние эффективные толщины: газонасышенная - 9,7 м, нефтенасыщенная -5,6 м, водонасыщенная - 12,2 м. Начальные балансовые запасы нефти категорий B+Ci утверждены ГКЗ РФ в количестве 601 млн. т, извлекаемые -150 млн. и при коэффициенте нефтеизвлечения 0,25 и относятся к трудноизвлекаемым. Начальные балансовые запасы газа газовой шапки составляют 220 млрд м (табл. 1.11). Для залежи характерны местные изменения мощностей и литолого-коллекторских свойств коллекторов, а также разнообразные косо-перекрестно-волновые текстуры, обусловленные намывами слюд и УРД по плоскостям напластования и сменой гранулометрического состава слойков /4,7,8,9/. Проницаемая часть пласта сложена мелкозернистым песчаником и среднезернистым алевролитом, при некотором преобладании в разрезе песчаников мелкозернистых (Mq = 0,10 мм), среднеотсортированных (So = 2,01), малокарбонатных (0,8%) и умеренно-глинистых (13,6%). Величина проницаемости варьируется от 13 до 525 10" мкм , а соответствующие им показатели водоудерживающей способности пород изменяется в интервале от 31,3% до 50,2%. Пористость изменяется от 16,9 до 28,3%), с максимумом частоты 58%) в интервале от 24%) до 26%. Средневзвешенная пористость составляет 23,4% .
Газоносная часть пласта является литологически наиболее неоднородной. В разрезе достаточно хорошо развиты как серо-зеленые алевролиты с медианным диаметром 0,05 - 0,07 мм (примерно 40% ), так и хорошо отсортированные (Md = 0,10-0,15 мм). Песчаники составляют примерно 40%). В соответствии с этим распределение глинистости также характеризуется двумя максимумами (25,6 и 31,4%) в интервалах от 5 до 10% и от 15 до 20%. Коллекторы нефтеносной части пласта более выдержаны по разрезу и на 66%) представлены мелкозернистыми песчаниками, с прослоем которых коррелируется пик умеренной глинистости (частность 37% ) в интервале 10 -15%. Коллекторы водоносной части по гранулометрическим характеристикам в целом аналогичны вышеописанным. Здесь несколько ниже содержание песчанистой фракции (52%» относительно 53,9%), но меньше глинистость и общая карбонатность, выше степень отсортированности зерен. На залежи АСд.8 проводились опытно-промышленные работы (ОПР) на двух участках при бурении вертикальных и наклонно направленных скважин. На 1-ом опытном участке с 1976 г. испытывались 4 площадных элемента и 5-точечная система с расстоянием между скважинами 600 х 600 м. Фонд здесь составил 20 скважин, в том числе 4 нагнетательных. За 17 лет разработки на 1-м опытном участке было добыто 867 тыс. т нефти и 400 тыс. т жидкости. Дебиты скважин по нефти составили 21 т/сут, по жидкости - 104 т/сут, при текущей обводненности 80%. В среднем на одну тонну нефти было отобрано 3 т воды. С 1989 г. нагнетательные скважины законсервированы. При проведении ОПР применяли следующие системы разработки: пятиточечная по сетке 600 х 600 м, обращенная девятиточечная по сетке 400 м х 400 м, а также замкнутая система по раздельному отбору нефти и газа. Результаты ОПР показали, что добыча нефти сопровождается отборами значительных объемов газа из газовой шапки. Прорыв газа к интервалам перфорации добывающих скважин обусловлен геологическим строением пластов АС4-8- Отсутствие надежных естественных экранов и небольшие расстояния между интервалами перфорации и газонасыщенной частью разреза пласта даже при относительно низких депрессиях на пласт не позволяют эксплуатировать скважины на безгазовых режимах /12/. Другим фактором, снижающим эффективность выработки запасов нефти, является резкий рост обводненности продукции. Основные причины быстрого обводнения продукции скважин - образование конусов подстилающей воды, низкая нефтенасыщенность переходной зоны и опережающее продвижение закачиваемой воды по газонасыщенной части пласта. По данным геофизического контроля за разработкой и результатами эксплуатации газовых скважин установлено, что в процессе разработки происходит перемещение нефтяной оторочки в газовую шапку, что приводит к безвозвратным потерям нефти и снижению коэффициента нефтеизвлечения. В целом, проводимыми на месторождении ОПР доказана возможность промышленной добычи нефти из тонких нефтяных оторочек с применением площадных систем разработки вертикальными скважинами. Однако эффективность использования этих технологий нельзя считать высокой, так как традиционными методами утвержденный для объекта коэффициент нефтеизвлечения достигнут не будет. Эффективность нефтеизвлечения из сложнопостроенной залежи с тонкой нефтяной оторочкой в значительной степени зависит от ее геологического строения. Особую роль играет степень расчленения пласта непроницаемыми пропластками. При их отсутствии (монолитный пласт) условия добычи нефти особенно тяжелые. Из-за близкого расположения фильтра от ГНК и ВНК (несколько метров) практически при любой депрессии в скважину будут поступать вместе с нефтью газ из шапки и подошвенная вода.
С увеличением расчлененности пласта возрастают фильтрационные сопротивления между фильтром и ГНК и (или) ВНК. Это затрудняет поступление в скважину газа шапки и (или) подошвенной воды. Как показывает практика разработки месторождений, при наличии на ГНК непроницаемого прослоя толщиной 4-5 м и более, а на ВНК 2 - 3 м и более, газ шапки и подошвенная вода в скважину не поступают. Результаты ОПР послужили толчком для создания эффективного способа разработки сложнопостроенных залежей нефти с тонкой нефтяной оторочкой путем проводки горизонтальных добывающих скважин и закачки вытесняющего агента через систему нагнетательных вертикальных скважин /15/. В случае строительства вместо ВС горизонтальной добывающей достаточно большой протяженности условия разработки нефтяной оторочки существенно улучшаются /13,14,15,16,17/. При наличии в пласте в районе проводки горизонтального участка (ГУ) скважины непроницаемых прослоев даже незначительной толщины есть возможность выбрать участки в тех местах оторочки, где ствол скважины отделен от ГНК и/или ВНК непроницаемыми прослоями. Тем самым существенно повышается фильтрационное сопротивление между фильтром и ГНК и (или) ВНК, т.е. ограничивается приток в скважину газа шапки и (или) подошвенной воды. Значительное увеличение работающей поверхности в горизонтальных скважинах, по сравнению с вертикальными, позволяет получить тот же дебит в первой из них при меньшей депрессии на пласт. Это уменьшает поступление газа шапки и подошвенной воды в скважину при отсутствии непроницаемых прослоев и повышает эффективность нефтеизвлечения. Детальное изучение геологического строения пластов АС4-8 по более чем 3000 скважинам, пробуренных на эксплуатационные объекты, позволило выделить четыре типа нефтенасыщенных толщин. При этом в отдельно взятой скважине одновременно могут присутствовать от одного до трех типов (рис. 1.1). На рисунке 1.1 приняты следующие обозначения: - неконтактная (Н) - наличие непроницаемых прослоев между нефтью и газом, а также нефтью и водой; - контактная с водой (Н+В) - наличие непроницаемых прослоев между нефтью и газом и отсутствие их между нефтью и водой; - контактная с газом (Н+Г) - наличие непроницаемых прослоев между нефтью и водой и отсутствие их между нефтью и газом; - контактная с водой и газом (НВ, НГ) - отсутствие непроницаемых прослоев между нефтью и газом, а также нефтью и водой. Таким образом, геологические условия залегания углеводородов в пласте АС4-8 оказывают неблагоприятное влияние на осуществление процесса разработки нефти и газа с помощью традиционных вертикальных и наклонно направленных скважин.
Принципы подбора КНБК для безориентированного бурения за рубежем
Диаметр центраторов и расстояние между ними в КНБК рассчитываются таким образом, чтобы на забое рассматриваемой скважины при увеличении или стабилизации зенитного угла действующая на долоте поперечная итоговая сила была бы постоянна или равна нулю.
Важным фактором при расчете является то, что геометрические размеры и расположение элементов КНБК не может быть стабильным даже для какой-нибудь одной скважины (интервала). В КНБК вносятся изменения по мере увеличения зенитного угла ствола скважины или износа центраторов (для того, чтобы сохранить, например, постоянный темп приращения кривизны).
При роторном бурении внести изменение в КНБК удобнее всего путем передвижения опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ) вдоль бурильной колонны вместо изменения их диаметров.
При безориентированном управлении кривизной центраторы передвигают вдоль УБТ таким образом, чтобы на долоте при данном зенитном угле, с которого начинается планируемое бурение по кривой с заданной интенсивностью искривления (после передачи нагрузки), возникла нулевая поперечная сила на долоте (Рдол ок=0). После передачи осевого давления с поверхности КНБК прогибается и этот прогиб упругой линии, (оси) может быть при данном угле наклона охарактеризован каким-то радиусом кривизны - Кг.
Затем подобным образом последовательно рассматривают, как прогнется та же КНБК, если поместить ее в ствол скважины, зенитный угол которого соответствует тому, который должен быть в конце искривленного участка.
Допустим, что радиус кривизны при этом будет R2 и он меньше Rb а зенитный угол растет с глубиной. С ростом зенитного угла точка контакта УБТ со стенкой скважины приближается к забою из-за увеличения составляющей силы тяжести.
В процессе увеличения зенитного угла находят среднеарифметическое значение радиуса искривления: затем RcP сравнивают с Кж (желательное), поскольку значение Кж всегда известно технологу на начало проектирования КНБК. Если R R то значит задача решена; если нет, то оператору следует расчетом проверить другой вариант расположения центраторов.
Таким образом, задаваемый профиль является первичным, а выбор КНБК-вторичным фактором при расчете КНБК для безориентированного бурения скважин.
Следует отметить, что современные зарубежные решения по обеспечению заданной кривизны имеют ряд недостатков /27,28/: 1) расчет проводят без учета влияния геологических факторов и характера изменения геометрических размеров элементов КНБК (диаметра центраторов), поэтому они работают только в традиционном наклонном бурении и в случаях, когда ствол некавернозен; 2) интенсивность приращения зенитного угла (с его увеличением) возрастает для любого КНБК, поэтому при расчетах рассмотрению подлежит среднее значение радиуса кривизны. Таким образом, при наклонно направленном бурении, когда породы не влияют на кривизну, указанные расчеты могут быть приняты для практических целей расчета КНБК при безориентированном бурении. Профиль практически вертикальных скважин (3 5) проектируется за рубежом в виде прямой наклонной линии. Угол (3....5) принят при проектировании потому, что именно начиная с этих углов в большинстве случаев появляется возможность рассчитать КНБК на «ноль силы» и «ноль угла». Породы не принимаются в расчет, но действие их сводится на нет предположением о постоянной полноразмерности как минимум двух ОЭЦ в КНБК на начало и конец рейса (допустимый износ к моменту смены -2....3 мм). Такие скважины бурят без ограничения нагрузки и быстрее чем по рекомендациям Вудса-Лубинского (с одним центратором, маятниковая КНБК) /25/. Наличие полноразмерного наддолотного калибратора или его отсутствие, согласно принято расчетной схеме, не меняет результатов расчета. Калибратор и долото при расчете КНБК за рубежом принимается как одно целое и приравнивается к шарнирному закреплению инструмента на забое. При определении итоговой поперечной силы на долоте калибратор рассматривается как полноразмерный и изношенный не более чем на 2....3 мм по диаметру. Из работ Милхайма следует, что добавление в КНБК третьего, четвертого и пятого полноразмерных центраторов по существу не дает в отношении возможности регулирования боковой силы на долоте, то есть подтверждается, что такое дополнение компоновки полноразмерными центраторами, если это не подтверждено соответствующим расчетом, не может способствовать улучшению стабилизации, а скорее всего наносит определенный вред /31/. Строго контролируемое по расчету увеличение числа центраторов в компоновке оправданно только в тех случаях, когда возникает опасность прихватов или самопроизвольно изменяется азимут при бурении скважины. Известно, что в наклонно направленных скважинах компоновки с полноразмерными центраторами должны проходить безпрепятственно по стволу. Поэтому применение рассмотренных выше компоновок (по Милхайму) для углов наклона ствола скважины к вертикали, равных 30 ....50 , следует оценивать чисто теоретически. Американский исследователь Коллас разработал новую теорию расчета неполноразмерных КНБК для наклонных скважин, согласно которой расчетным путем определяются диаметр центраторов и места их расстановки для стабилизации прямолинейного или криволинейного направления ствола наклонной скважины при безориентированном бурении.
Методы исследований технологических свойств буровых растворов
Расширение круга научно-исследовательских работ и необходимость сокращения сроков внедрения результатов исследований в практику бурения выдвигают повышенные требования к организации научных исследований и эффективному использованию лабораторной и промысловой информации. Успешное решение этих проблем возможно только при использовании аппарата современной математической статистики и теории планирования эксперимента. Критерии, основывающиеся на параметрах, которые не могут быть измерены, требуют использования эмпирической или математической модели. Модели могут служить практическим руководством по планированию процесса бурения, однако результаты должны всегда рассматриваться в контексте конкретных условий бурения.
Методы планирования экспериментов - это рациональная организация исследовательских работ, предусматривающая сокращение затрат и средств на их проведение.
Систематизация и статистическое описание результатов лабораторных и промысловых экспериментов с целью извлечения из них наибольшей информации, построение и проверка различных математических моделей и принятие на этой основе оптимальных решений составляют основное содержание математической статистики - одной из наиболее развитых прикладных наук, базирующихся на теории вероятностей /51/.
Наблюдение, основанное на изучении процесса бурения без вмешательства в его нормальное функционирование (метод пассивного эксперимента), часто является не достаточным источником информации. К тому же, подавляющее большинство подобных наблюдений остается без надлежащей обра ботки и интерпретации. Развитие измерительной техники, обеспечивающей непрерывную регистрацию параметров процесса бурения и широкое внедрение вычислительной техники, способствует получению более объективных статистических данных при нормальной эксплуатации буровой установки.
В настоящее время диапазон использования указанных методов в бурении достаточно широк. Практические результаты показали эффективность методов при обработке результатов промысловых наблюдений, построении моделей процессов, поиске оптимальных решений в лабораторном эксперименте, классификации ситуаций при воздействии большого числа различных факторов.
Организация наблюдений и обработка результатов в настоящее время -это широкая область прикладной математики (принятие статистических решений, теория распознавания образцов, планирование экспериментов и др.) /58,62/.
На современном уровне развития технологии и техники бурения при постановке исследований, направленных на изучение сложных буровых процессов, все большее значение приобретает планирование эксперимента. Под планированием эксперимента понимается выбор числа и условий проведения опытов, необходимых и достаточных для решения поставленной задачи с требуемой точностью. Для его проведения чаще используется статистический метод, позволяющий планировать опыты по оптимальной схеме, то есть одновременно изменять значения исследуемых факторов, результаты опытов рассматривать совместно, а их достоверность оценивать методами математической статистики /51/.
При этом исследователь активно вмешивается в эксперимент, не ожидая его окончания, что позволяет в ходе эксперимента изменять его направление или переформулировать задачу.
При определении влияния оптимальных концентраций изучаемых химических реагентов (а также других компонентов) на свойства буровых растворов, изучаемые (входные) параметры называются факторами и обозначаются ХьХ2,Хз.. .Хп /10/. Свойства бурового раствора, которые он приобретает под воздействием факторов, называются откликами и обозначаются Y1,Y2,Y3...Y8. Связь между средними значениями какого-либо oTKnHKaYi и фактором может быть представлена в виде функциональной зависимости. Эту зависимость называют целевой функцией или поверхностью отклика. Для трехфакторного эксперимента выражение поверхности отклика имеет следующий вид:
Значения коэффициентов в уравнении регрессии находят на основе результатов лабораторных экспериментов.
Первым этапом планирования эксперимента является выбор пределов изменения концентраций исследуемых реагентов и уровней варьирования факторов: нижнего -nj min и верхнего - nj max. Среднее значение выбранных уровней варьирования считается основным уровнем. Величина Anj называется интервалом варьирования факторов, который оценивается по формуле: Для удобства эксперимента проводим кодирование переменных. Значение nj max будет соответствовать Xj=+1, а значение nj min - Xj=-1. Сочетания кодированных обозначений должны быть записаны в виде матрицы планирования эксперимента. Каждый фактор варьируется на трех уровнях. Такой план называют планом полного трехфакторного эксперимента и обозначают ПФЭ 23, где 2-число уровней варьирования, 3- число уровней факторов. После проведения 23==8 опытов, производится математическая обработка результатов экспериментов, которая начинается с определения средних арифметических значений откликов.
Среднее значение отклика для каждого опыта, с учётом необходимых дублирований, определяется по формуле: где yi- переменные значения свойств; т- число дублированных опытов.
Проверка воспроизводимости результатов осуществляется сначала путем определения дисперсии среднего арифметического для каждого опыта, которая определяется по формуле
Краткий анализ качества крепления наклонно направленных и ГС с применением новых тампонажных материалов
Требования к качеству строительства скважин с каждым годом возрастают. Должна быть обеспечена охрана недр и окружающей среды, тампонажный раствор за обсадными колоннами должен быть поднят до проектной высоты, надёжно разобщены флюидо - содержащие пласты и сохранены их потенциальные возможности. Согласно проектам для цементирования продуктивной зоны в настоящее время применяется цемент ПЦТ-І-100, а выше с перекрытием башмака кондуктора на 100 м - раствор на основе гельцемента из ПЦТ-П-50 ГОСТ 1581-98 (86%) и глинопорошка ППБ ТУ - 480-1-334-91 (14%). Тампонажный раствор за эксплуатационными колоннами на всех скважинах поднимается до проектной высоты. При этом контакт гельцементного камня с колонной в непродуктивной зоне - частичный. Однако, по ряду причин, возникают определённые сложности при креплении скважин. В 1999 году тампонажный раствор за кондуктором подняли до проектной высоты на 84% скважин. На 3 скважинах (№ 4642, № 4384, № 4537) Фёдоровского месторождения получен переток газа или воды в зону перфорации из-за частичного контакта цементного камня в зоне пластов АС 4-8-При цементировании эксплуатационных колонн на пласты АЧ j_2 Конитлорского месторождения на 50% скважин были предельно высокие давления в конце продавливания до 17-19 МПа. В результате на 3 скважинах в эксплуатационных колоннах оставлен цементный стакан (от 50 до 250 м). Одной из причин повышенных давлений на скважинах Конитлорского месторождения, глубиной по вертикали 2700 м, является некачественно приготовленная глиноцементная смесь. Смесь цемента с глинопорошком готовится на базах тампонажного управления с помощью механических дозаторов.
Содержание глинопорошка должно быть 14%. Однако, лабораторные исследования проб гельцемента, отобранных со скважин, где были осложнения при цементировании, показали, что содержание глинопорошка нестабильное и составляет 6 - 20%. Большое содержание глинопорошка приводит к раннему загустеванию гельцемента даже при закачке его в колонну, о чём свидетельствует наличие давления на некоторых скважина до 6 Мпа, а на 2 скважинах произошла закупорка нагнетательных линий агрегатов загустевшим гельцементным раствором. Малое содержание глинопорошка так же способствует увеличению давления при цементировании из-за высокой водоотдачи тампонажного раствора, в результате снижения подвижности и увеличения его плотности. Большая водоотдача гельцемента по видимому отрицательно влияет на ачимовские глины, склонные к набуханию, что может явиться так же причиной роста давления при цементировании. Но это необходимо подтвердить исследованиями. Нестабильность содержания глинопорошка в смеси объясняется несовершенством оборудования для её приготовления и другими факторами, (например влажность материала). Одним из важных направлений повышения качества крепления скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» является поиск и применение новых тампонажных материалов. В настоящее время проходят промышленные испытания два типа облегчённых тампонажных цементов заводского изготовления. В ноябре 1999 года на скважине № 6224 куст 609 Фёдоровского месторождения цементирование кондуктора 245 мм в интервале от 600м до устья, проведено облегчённым цементом с микросферами призводства Невьянского завода. Подготовка ствола и спуск кондуктора проводились по существующей технологии. Цементирование прошло без отклонений. Циркуляция полная до конца продавливания. Через 34 часа, при забое скважины 1240м, проведена цементометрия в кондукторе. Уровень облегчённого цемента определён на глубине 12м. Недоподъём до устья объясняется тем, что объём тампонажного раствора, закаченный в скважину, был на 6,5м3 меньше чем по плану из-за потерь при транспортировке и наличия комков схватившегося цемента при длительном хранении в контейнерах. Коэффициент качества цементирования составил Кц = 0,67. Сплошной и частичный контакт составляет 61%, что значительно выше, чем при цементировании кондукторов гельцементным раствором. Коэффициент качества цементирования (Кц) рассчитан по формуле: Н4 - отсутствие контакта, м. В марте 2000г на скважине № 6965 куст 631 Фёдоровского месторождения (Невьянским цементом) зацементирована эксплуатационная колонна 146мм в интервале 2130-200м. Подготовка ствола скважины, спуск колонны и цементирование проводились по существующей технологии. На цементирование израсходовано 43,7тн ПЦТ. Об. Плотность облегчённого цементного раствора составила 1,49-1,50г/см . Водоотделение нулевое, прочность на изгиб при температуре 22 градуса - 1,06 МПа. Давление в конце цементирования было ниже на 20%, чем при цементировании колонны гельцементным раствором. Геофизические исследования показали наличие сцепления по всему интервалу цементирования. В интервале 909- 2130м получен сплошной контакт цемента с колонной (80% от всего интервала). Коэффициент качества цементирования составил - 0,94. В то же время на скважинах, зацементированных гельцементом, всего 0,50. Следует отметить, что в результате длительного хранения материала в контейнерах (6 месяцев) образовались комки, что привело к появлению отходов (при затаривании до 10%). Испытания облегчённого тампонажного цемента ПЦТ-Ш-СС-065-lOO, производства Сухой лог, проводились при цементировании эксплуатационных колонн на 6 скважинах: Конитлорское - 1 скв, Вачимское - 1 скв. Тянское - 4 скв.
Цементометрия на данный период имеется по 2 скважинам. В Сургутском УБР-1 облегчённым цементом ПЦТ-Ш-СС-065-lOO зацементирована эксплуатационная колонна на скважине № 1108 куст 11 Конитлорского месторождения. Данные по скважине следующие: - глубина спуска кондуктора 245мм - 420м; - башмак колонны 146мм-2954м; - проектный пласт АЧ і .2; - количество цемента ПЦТ-І-100-20 т; - количество облегчённого цемента - 48,0 т; - интервал цементирования облегчённым цементом 320-2433 м; - плотность облегченного цемента- 1,50г/см ; - водоцементное отношение - 1,0; - прочность на изгиб при В/Ц=1,0 и температуре 75 градусов-2,3 МПа. При цементировании давление в конце продавливания было 13-14 МПа, циркуляция на устье постоянная. По результатам цементометрии уровень облегчённого цемента установлен за колонной на отметке 92 м. Коэффициент качества составил Кц= 0,83. Сплошной контакт облегчённого цемента с колонной при этом 44,5%, что значительно выше, чем при цементировании гельцементом. По скважине № 1943 Вачимского месторождения отмечено улучшение качественных показателей. Для повышения качества разобщения пластов сложно - построенной залежи АС4-8 Фёдоровского месторождения зацементировано 14 скважин цементом ПЦТ-I-G производства «ДюлогЦем» Сухой лог. На всех скважинах получен сплошной контакт цемента с колонной. Преимущество цемента ПЦТ-I-G по сравнению с цементом ПЦТ-І-100 в том, что при водоцементном отношении 0,44 и плотности 1,90г/см3 сохраняются на необходимом уровне реологические свойства тампонажного раствора и обеспечивается сидементационная его устойчивость. При этом прочность на изгиб значительно выше чем у цемента ПЦТ-І-100. Увеличение затрат от применения цемента класса «G» с большей ценой за 1 тонну, по сравнению с цементом ПЦТ-І-100, составляет 3700 р. на скважину и окупится отсутствием изоляционных работ. При этом стоимость одного ремонта скважины - 76000 р. По результатам промысловых испытаний и лабораторных исследований можно отметить следующее:
