Содержание к диссертации
Введение
1 Успехи и проблемы строительства горизонтальных и многозабойных скважин с большим отклонением ствола от вертикали в России и за рубежом 11
1.1 Технико-технологические особенности первичного вскрытия продуктивных пластов горизонтальным стволом ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали 19
1.2 Особенности применения и требования к проектированию строительства ГС и МЗС 23
1.3 Особенности и требования к проектированию профиля направленных скважин с большим отклонением ствола от вертикали 25
1.4 Технико-технологические аспекты строительства МЗС при зарезке бокового ствола из обсадной колонны 28
2 Проектирование профилей ГС и МЗС и технологического способа по зарезке бокового ствола 34
2.1 Методический подход расчета профиля ГС и МЗС с различными типами завершающего участка в пределах продуктивного пласта 34
2.2 Технико-технологическое решение для забуривания боковых стволов из обсадной колонны при строительстве многозабойных скважин 53
2.2.1 Требования к технологии строительства бокового ствола 53
2.2.2 Технико-технологические аспекты нового устройства для забуривания боковых ответвлений из обсадной колонны 55
3 Выбор на стадии проектирования технологии первичного вскрытия продуктивных пластов ГС и МЗС с большим отходом ствола от вертикали 65
3.1 Основные параметры, определяющие качество первичного вскрытия... 67
3.1.1 Условия формирования и разрушения фильтрационной корки в процессе бурения 70
3.2 Технико-технологические аспекты гидродинамического расчета давлений при бурении горизонтальных стволов ГС и МЗС 72
3.2.1 Проектирование плотности бурового раствора при бурении направ ленных участков ГС и МЗС 73
3.2.2 Гидравлический расчет путевых и местных потерь давления при течении бурового раствора в кольцевом затрубном пространстве 77
3.2.3 Расчет максимально допустимого гидродинамического давления в кольцевом затрубном пространстве из условия недопущения гидроразрыва пород 81
3.2.4 Задание технологически необходимых значений подачи бурового раствора или дифференциального давления из условия недопущения гидроразрыва пород 84
3.2.5 Расчет величины рациональной скорости спуска бурильной (обсадной) колонны в скважину 85
3.3 Влияние репрессии на радиус загрязнения околоствольной зоны продуктивного пласта 89
3.3.1 Характер формирования радиуса загрязнения в околоствольной зоне продуктивного пласта вдоль горизонтального участка 92
3.4 Технико-технологические решения по снижению репрессии на продуктивный пласт 96
3.4.1 Технологические рекомендации по снижению репрессии 100
3.5 Механическая скорость как технологический параметр и её влияние на величину радиуса загрязнения 101
3.5.1 Влияние расхода бурового раствора и механической скорости с учетом обеспечения условия выноса шлама 103
3.5.2 Влияние механической скорости на величину радиуса загрязнения... 109
4 Разработка методического подхода к выбору профиля ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали при освоении шельфовых месторождений 114
4.1 Обоснование выбора параметров профиля ГС 117
4.2 Обоснование выбора параметров профиля МЗС 122
4.3 Оценка качества выполнения проектных решений по строительству ГС и МЗС 128
Основные выводы 134
Использованная литература 136
Список сокращений 148
- Особенности применения и требования к проектированию строительства ГС и МЗС
- Технико-технологическое решение для забуривания боковых стволов из обсадной колонны при строительстве многозабойных скважин
- Технико-технологические аспекты гидродинамического расчета давлений при бурении горизонтальных стволов ГС и МЗС
- Механическая скорость как технологический параметр и её влияние на величину радиуса загрязнения
Введение к работе
В настоящее время и в ближайшем будущем поиск и освоение новых месторождений будут являться стратегической задачей государства.
Подтвержденные геологоразведочными работами промышленные запасы нефти и газа на Арктическом шельфе страны создали перспективу их рентабельной разработки. Принимая во внимание особенности освоения месторождений в этом регионе всё большую актуальность приобретает поиск новых и совершенствование существующих подходов, технико-технологических решений по проектированию и строительству скважин, целью которых будет снижение капитальных затрат и увеличение нефтеотдачи пластов.
Указанной тенденции удовлетворяет, находящее всё большее распространение в мировой практике, бурение горизонтальных (ГС) и многозабойных скважин (МЗС). Несмотря на уже ставшую традиционной технику и технологию строительства таких скважин, по-прежнему существуют проблемы, снижающие эффективность их применения.
Разбуривание Приразломного нефтяного месторождения эксплуатационными ГС и МЗС сложными как по конструкции, так и по геометрии профиля, будет являться первым отечественным и зарубежным опытом на Арктическом континентальном шельфе. Необходимость большой площади охвата Приразломного месторождения скважинами, строительство которых предлагается осуществить с одной морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП), расположенной в центральной части залежи, предопределила значительные по величине отклонения ствола от вертикали при сохранении большой протяженности завершающего участка в пределах продуктивного пласта. На Медынско-Варандейском, Колоколморском и Поморском лицензионных участках континентального шельфа Севера страны предполагается бурение ГС и МЗС (с расходящимися в противоположные стороны боковыми стволами) с протяженно стью горизонтальных участков от 1300 м до 3800 м при максимальной длине скважины 8200 м.
При освоении месторождений с помощью ГС и МЗС на первый план выдвигаются проблемы, связанные с выполнением геологической задачи, условием безаварийной проводки, достижением проектной протяженности и формы профиля горизонтального ствола в пределах продуктивного пласта, сохранением коллекторских свойств в околоствольной зоне продуктивного пласта (ОЗП). Данные по законченным бурением и введенным в эксплуатацию скважинам свидетельствует, что не всегда достигнутые результаты полностью удовлетворяют перечисленным требованиям.
Актуальность решения этих проблем является ключевым фактором, способным подтвердить эффективность применения ГС и МЗС с большим отходом от вертикали при разработке Приразломного и ряда других морских месторождений. В связи с этим существенно возрастает роль и ответственность такого этапа в освоении нефтегазовых месторождений на шельфе как проектирование строительства скважин, при котором качество и обоснованность в выборе научно-технических решений в конечном счете предопределяет успешное завершение строительства скважин и соблюдение заданных параметров освоения месторождения в целом.
Цель работы
Разработка и внедрение в практику проектирования и строительства скважин научно-методических и технико-технологических решений, направленных на повышение эффективности применения ГС и МЗС при разработке шельфо-вых месторождений.
Основные задачи исследований
1 Разработка методики расчета профилей ГС и МЗС с учетом требований технологии строительства и последующей эксплуатации скважины.
Совершенствование технико-технологических способов по забурива-нию бокового ствола и ответвлений с целью повышения эффективности и качества строительства МЗС.
3 Анализ влияния технико-технологических факторов бурения на качество первичного вскрытия продуктивного пласта и разработка рациональной гидравлической программы строительства скважины при проводке завершающего участка профиля ГС и МЗС.
4 Разработка научно-методических решений по выбору типа и параметров профиля ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали при освоении шельфовых месторождений с позиции выполнения геологической задачи, возможностей современной техники и технологии по безаварийной и качественной проводке скважин, снижения капитальных затрат и обеспечения проектных эксплуатационных показателей скважины.
5 Разработка и уточнение критериев оценки качества выполнения проектных решений при строительстве ГС и МЗС.
Методы исследований
Методической основой исследований явился комплексный подход к решению основных задач работы, а в качестве инструмента - элементы прикладной математики (дифференциальной геометрии, математической статистики).
Научная новизна
1 Разработан новый методический подход к проектированию профиля ГС и МЗС с различными типами завершающего участка в пределах продуктивного пласта на базе методов дифференциальной геометрии.
2 На основе концепции размещения забоев кустовых скважин на площади шельфового нефтегазового месторождения предложен научно-методический подход по выбору типов профиля ГС или МЗС при проектировании системы разработки.
3 Предложена рациональная гидравлическая программа первичного вскрытия продуктивного пласта для одновременного решения задач по обеспечению уменьшения допустимого значения репрессии на пласт и повышения нефтеотдачи.
4 Разработаны и предложены уточненные критерии оценки точности выполнения проектных решений при производстве буровых работ и качества первичного вскрытия при строительстве ГС/МЗС.
Основные защищаемые положения
1 Методический подход к расчету параметров профиля и в т.ч. завершающего участка ГС и МЗС в пределах продуктивного пласта.
2 Результаты исследования влияния технико-технологических факторов бурения на качество первичного вскрытия.
3 Технико-технологические решения по забуриванию боковых ответвлений из обсадной колонны при строительстве МЗС.
4 Научно-методические решения по выбору типа профиля направленной скважины, протяженности горизонтального ствола, числа боковых ответвлений с учетом технико-технологических условий проводки, эксплуатационных показателей добычи и капитальных затрат при строительстве скважин на примере Приразломного нефтяного месторождения.
5 Метод оценки качества выполнения проектных решений на базе разработанных и уточненных критериев.
Практическая ценность работы
Достоверность выводов и установленных закономерностей теоретических исследований подтверждена разработкой и применением технико-технологических решений и регламентирующих документов.
1 Использование предложенного методического подхода расчета параметров профиля ГС и МЗС и созданного для этого программного обеспечения позволит повысить качество проектирования и осуществлять оперативное управление технологическим процессом проводки стволов и ответвлений.
Предложенная усовершенствованная система для забуривания боковых ответвлений из обсадной колонны при строительстве МЗС повышает безаварийность выполнения технологических операций и обеспечивает сокращение сроков их проведения.
3 На стадиях проектирования и проводки скважин, особенно горизонтальных участков ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали в условиях низких значений давления гидроразрыва пластов, включение в состав расчета гидродинамических давлений гидравлических сопротивлений на элементах КНБК повысит надежность безаварийного ведения буровых работ.
4 Разработанные рекомендации по выбору рациональных параметров углубления при первичном вскрытии и технические решения обеспечивают снижение величины репрессии и радиуса загрязнения продуктивного пласта фильтратом бурового раствора при бурении протяженных завершающих участков скважин с большим отходом ствола от вертикали.
5 Предложенный комплексный подход позволяет на стадии проектирования обосновать выбор ГС или МЗС, длины завершающего участка в зависимости от величины отклонения ствола от вертикали, эксплуатационных показателей добычи и капитальных затрат с целью рационализации системы разработки и повышения рентабельности освоения морских нефтегазовых месторождений.
6 Научно-методический подход по определению качества выполнения проектных решений при строительстве ГС и МЗС создает основу для регламентирования допустимых пределов отклонения параметров скважины от проектных и прогнозирования эффективности и качества проводки последующих скважин на данном месторождении.
7 Результаты диссертационной работы использованы:
- при разработке девяти рабочих проектов на» строительство ГС и МЗС, Требований к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения ГС и МЗС на шельфовых месторождениях - Приразломное, Штокмановское, Медынское-море и др.;
- в Технологическом регламенте «Технология бурения многозабойных скважин». Стандарт предприятия СТП ВНИИБТ-1021-2003, ОАО НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ, Москва, 2003г.;
- в Регламенте «Разработка типовых технико-технологических решений на бурение боковых стволов из эксплуатационных скважин на основе использования современных технических средств и технологий». ОАО НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ, Москва, 2005г.
Апробация работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научных конференциях, семинарах и научно-технических совещаниях:
- на международной конференции «Освоение шельфа арктических морей России», RAO-03, «Освоение ресурсов нефти и газа российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ», RAO-05, Санкт-Петербург, 2003, 2005 гг.;
-на IV международном семинаре «Горизонтальные скважины», Москва, 2004г.;
-на конференциях Ассоциации Буровых Подрядчиков, Москва, в 2003, 2004, 2005 гг.;
-на Международных научно-технических конференциях «Наука и образование», Мурманск, в 2004,2005 гг.;
- на научной конференции «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу», Москва, 2004г.;
- на Ученых Советах ОАО НПО «Буровая техника»-ВНИИБТ, г.Москва, 2004, 2005 гг.;
-на научно-технических совещаниях ЗАО «Севморнефтегаз», г.Москва, 2005г.;
- на технических совещаниях компании Halliburton, г.Москва, 2004,2005гг.
Публикации
По материалам диссертации автором опубликовано 15 печатных работ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов, списка использованных источников из 178 наименований. Изложена на 148 страницах машинописного текста, содержит 19 рисунков и 12 таблиц.
Автор выражает благодарность сотрудникам Центра проектирования строительства скважин ОАО НПО «Буровая техника»-ВНИИБТ за консультации при работе над диссертационным материалом.
Особенности применения и требования к проектированию строительства ГС и МЗС
В условиях кустового разбуривания месторождения, особенно на морских промыслах и в труднодоступных районах, где площадь для размещения скважин ограничена, и существует необходимость проводки ГС и МЗС в подтверждение рентабельности, возникает задача - как при перечисленных выше условиях строительства скважин с МГТС кустовым способом снизить риск аварийной проводки, повысить гарантию технико-технологической реализации профиля и конструкции скважины и обеспечить проектный дебит скважины.
Зарубежные исследования показывают, что горизонтальное бурение может быть использовано почти на любом месторождении, и доля успешных применений доходит до 95%. Это дает основание полагать, что технология горизонтального бурения стала обычной промысловой практикой. Однако, экономические успехи от проектов по строительству ГС не так высоки, т.к. только 54% из реализованных проектов оказались экономически успешными [8]. В России, на фоне отмеченных зарубежных достижений в эффективности горизонтального бурения, около половины от общего числа ГС дают невысокие результаты или кратковременный эффект [9]. Основными причинами, приведшими к низкой эффективности, явились нарушения проектных решений и осложнения на отдельных этапах строительства.
Экономическая эффективность разработки месторождения ГС/МЗС может быть обеспечена и повышена при условии невысоких стоимостей строительства таких скважин. Если стоимость строительства ГС на суше, в случае проведения буровых работ по зарубежным программам, обходится приблизительно 2,0 - 3,5 млн.$, то на море, на примере ПНМ, строительство одной ГС и МЗС со средней протяженностью горизонтального участка 1000 м при отклонении более 5 км от МЛСП обойдется в 15-19 млн. и 22-27 млн.$ соответственно. И это не максимально возможные капитальные затраты при строительстве, т.к. к примеру, на Медынско-Варандейском, Колоколморском и Поморском лицензионных участках с целью достижения накопленной добычи в 65 млн. т нефти за 30 лет разработки предполагается бурение ГС и МЗС (с расходящимися в противоположные стороны БС) с протяженностью горизонтальных участков от 1300 м до 3800 м при максимальной длине скважине 8200 м [114].
Представленные проектные параметры профилей свидетельствуют о том, что на стадии моделирования системы разработки месторождения для обеспечения высоких экономических показателей посредством применения таких эффективных методов интенсификации притока и увеличения нефтеотдачи как бурение ГС и МЗС, опираются на мировые рекордные показатели параметров профиля (величину отклонения и длину завершающей части ствола), которые не носят массовый характер и не получили широкого внедрения при кустовом бурении скважин.
Подобный подход, получающий сегодня все большее распространение, не удовлетворяет реальным технико-технологическим условиям строительства подобных скважин с позиции риска их реализации. При кустовом разбуривании морских месторождений возникают определенные сложности, а именно: из-за различной отдаленности забоев скважин от платформы, возникают отличия их друг от друга технологическими особенностями, конструкцией, другими параметрами, которые отрицательно влияют как на технико-экономические и качественные показатели строительства скважин, так и на условия первичного вскрытия продуктивного пласта. Например, если нефтегазовое месторождение разбуривается ГС и МЗС, устья которых расположены на одной крупной кустовой платформе (площадке), то, естественно, что скважины на кусте будут иметь различные по величине отклонения забоев от вертикали - от минимального значения (ствол расположен в сводовой части) до максимального, когда забой скважины на структуре месторождения окажется на границе залегания пласта. Закономерно, что помимо конструкции и профилей этих скважин, технология вскрытия пласта также будет отличаться. Однако, до настоящего времени при проектировании системы разработки месторождения этот важнейший фактор не учитывался в полной мере.
Таким образом, как на стадии проектирования строительства ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали, так и в процессе их строительства с прежней остротой стоят следующие задачи: снижение риска аварий при строительстве, повышение гарантии технико-технологической реализации профиля и конструкции скважины, обеспечение проектного коэффициента продуктивности скважины. Разработка методики применения описанного подхода может сократить потребное количество скважин на освоение месторождения, повысить коэффициент нефтеотдачи и. рационально распорядиться капитальными затратами.
Технико-технологическое решение для забуривания боковых стволов из обсадной колонны при строительстве многозабойных скважин
В случае, если проводка бокового ствола осуществляется с целью восстановления скважины, то руководствуются «Инструкцией по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины» (РД 08-625-03) [3].
В зависимости от способа заканчивания интервала скважины, выбранного для строительства бокового ствола, зарезку производят в обсаженной части или в открытом стволе. В последнем случае одним из решений является способ, заключающийся в том, что на предварительно определенной глубине и азимутальном направлении создают уступ в стенке ствола скважины, который послужит направлением ("трамплином") в отклонении работы долота в сторону от основного ствола [14]. В мягких породах создание уступа не затруднительно, но при этом вполне вероятно, что результаты работы могут быть сведены на нет вследствие указанных физико-механических свойств горной породы. В этой ситуации операцию повторяют до тех пор, пока не будут подготовлены условия для дальнейшего этапа строительства бокового ствола. Затруднения могут возникнуть также при создании уступа в твердых породах. Как в случае мягких пород, так и в случае твердых, операции могут оказаться затратными по времени и по стоимости.
При строительстве боковых стволов в новых скважинах существует меньшее число технических ограничений, что предопределяет успешность и качество проводки, заканчивания и последующей эксплуатации.
Как для открытого ствола, так и для обсаженного, существуют аналогичные технологические способы по зарезке боковых стволов, являющиеся традиционными. На основании анализа технико-технологических условий зарезки боковых стволов МЗС в таблице 2.3. представлены преимущества и недостатки различных технологических схем забуривания бокового ствола.
Учитывая актуальность проблемы, с целью ускорения процесса вскрытия части обсадной колонны для забуривания бокового ствола скважины, обеспечения безаварийности проведения работ, разработано новое устройство (рис. 2.7) [140, 146].
Устройство представляет собой трубу телескопического типа ("труба в трубе"), включающее наружную трубу, состоящую из 2-х частей 4 и 5, имеющую вырезанную (открытую) часть напротив интервала ствола скважины длиной /о, где предусматривается забуривание бокового ствола, и внутреннюю трубу 6, которая перекрывает вырезанную часть наружной трубы.
Диаметр наружной трубы равен диаметру спущенной в скважину обсадной колонны 1 с муфтой 3, диаметр внутренней трубы меньше диаметра наружной трубы, как правило, на один размер. Внутренняя труба является извлекаемой. Для вскрытия части обсадной колонны вместо разрушения трубы фрезерованием или вырезания "окна", в предлагаемой конструкции устройства внутренняя труба проталкивается вниз до остановки на упоре 8 в нижнем переводнике 7 (см. рис. 2.7а), в результате чего открывается связь между кольцевым пространством скважины и внутренней полостью обсадной колонны, создаются условия для забуривания бокового ствола скважины. Если забуривание бокового ствола будет произведено с цементного моста, то упор 8 находится на расчётном расстоянии, при котором верхний торец внутренней трубы располагался бы ниже открытой части ствола на 2 - 3 м для обеспечения условия безаварийности проводки. В том случае, если предполагается по проекту производить забуривание с уипстока, то упор 8 располагают на расчётном расстоянии, учитывающем длину внутренней трубы и длину для установки основания уипстока. Наружная и внутренняя трубы соединяются между собой с помощью калиброванных на срез штифтов 9. Для обеспечения герметичности обсадной колонны используются уплотнительные резиновые кольца 10 (см. рис. 2.7а). Для предотвращения аварий и осложнений при СПО и работах внутри колонны с верхней торцевой части патрубка снимают внутреннюю фаску.
Определение места установки указанного устройства в составе спускаемой колонны на расстоянии от "головы" ("башмака") обуславливается следующими факторами: - скважина в интервале забуривания закреплена одной или несколькими обсадными колоннами; - необходимость и возможность затрубного цементирования; - устойчивость стенок скважины, минимальная твердость горных пород в интервале забуривания; - максимальный зенитный угол и интенсивность искривления оси скважины в зоне выше интервала забуривания; - возможность реализации проектного профиля бокового ствола; - наименьшая вероятность выбросов нефти и газа при забуривании.
В соответствии с [3] при отсутствии цементного кольца за обсадной колонной, простреливают колонну ниже интервала забуривания, производят за-трубное цементирование с подъемом цемента не менее чем на 20 м выше интервала забуривания. Учитывая указанное требование, для предотвращения возможного сцепления цементного камня 2 с наружной поверхностью внутренней трубы перед спуском устройства в скважину эта поверхность покрывается смазочным веществом или специальной пленкой, что дает возможность беспрепятственному проталкиванию вниз внутренней трубы 6. Важно отметить, что нежелательным является производить цементирование напротив продуктивного интервала.
Технико-технологические аспекты гидродинамического расчета давлений при бурении горизонтальных стволов ГС и МЗС
В связи с ростом протяженности направляющей части скважин с большим отходом ствола от вертикали, уменьшением диаметра долота при бурении одиночного горизонтального и бокового ствола при выходе из эксплуатационной или промежуточной колонн, ростом дифференциального давления в кольцевом затрубном пространстве (КЗП), с учетом оснащенности и технических характеристик насосной группы стационарных и передвижных буровых установок, применяемых как при восстановлении, так и при бурении "новой" МЗС, вопросы разработки рациональной гидравлической программы приобретают особую актуальность.
Гидравлическая программа строительства ГС и бокового ствола МЗС определяет ряд технико-технологических рекомендаций по: - режиму промывки и составу бурового раствора; - снижению гидродинамического давления в скважине; - обеспечению выноса шлама, особенно с участков с зенитным углом более 55-65, путем подбора рационального режима промывки и реологических параметров бурового раствора; - предотвращению прихватов и обеспечению передачи рациональной осевой нагрузки на долото за счет улучшения смазывающих свойств бурового раствора, уменьшения толщины и липкости корки; - сохранению устойчивости стенок скважины путем регулирования кольматирующих, фильтрационных свойств бурового раствора и выбора рационального диапазона его плотности.
При разработке гидравлической программы промывки скважины с большим отклонением ствола скважин важное место занимает проблема выбора параметров бурового раствора и, в первую очередь, его плотности РбР и количества прокачиваемого раствора QH. Известно, что отличием ГС и МЗС от вертикальных и обычных наклонных скважин, проектируемых на один и тот же продуктивный пласт, является то, что в них имеют место сравнительно большие значения зенитного угла а и глубины скважины по длине ствола LCKB, в то время как основные параметры пласта - пластовое давление Рпл, давление гидроразрыва пласта Р п, остаются постоянными и одинаковыми по величине.
Из-за влияния этих факторов в ГС и МЗС чаще, чем в вертикальных и обычных наклонных скважинах в одних и тех же породах происходят потеря устойчивости стенок, обвалы и осыпи пород, а из-за значительных по величине сил трения возникают затяжки и посадки, прихват бурильного инструмента, недоведение обсадных колонн до проектируемых глубин. Увеличение глубины скважины приводит к росту гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора в кольцевом пространстве скважин и, как следствие этого, к увеличению давлений (репрессии) на пласт. Это особенно недопустимо при вскрытии продуктивного пласта с низким значением пластового давления, так как возможны гидроразрыв пласта (ГРП), интенсивная фильтрация раствора в пласт, загрязнение коллектора, ухудшение условий освоения и эксплуатации скважины. Отмеченное по существу является одной из основных причин, снижающих технико-экономические и эксплуатационные показатели строительства ГС и МЗС. На потерю устойчивости стенок скважины влияют также интенсивность пространственного искривления скважины, химический состав бурового раствора и его фильтрата, нарушение технологического режима промывки и производства СПО, свойства горных пород другие факторы. На практике по мере увеличения зенитного угла ствола скважины с целью предотвращения обвалов и осыпей пород чаще всего, помимо уменьшения водоотдачи бурового раствора, производят повышение плотности бурового раствора. При этом возникает ситуация, когда с одной стороны требуется увеличение плотности раствора, а с другой - это увеличение приводит к росту гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве скважины, что, в свою очередь, приводит к росту репрессии на пласт, поглощению раствора. В этих условиях требуется определение рациональных значений рбР и QH.
Приведем несколько примеров из опыта строительства скважин в нашей стране и за рубежом, когда повышение плотности бурового раствора позволило предотвратить потерю устойчивости стенок скважины и продолжить ее углубление до проектной глубины. Так, в [95] отмечается, что при бурении ГС на Комсомольском месторождении Западной Сибири, ОАО "Пурнефтегаз", в горизонтальном стволе в интервале глубин 2540-2690м после появления посадок инструмента увеличили рбР с 1100 до 1140 кг/м , повысили условную вязкость с 35 до 54 с, уменьшили водоотдачу раствора с 4,0 до 2,3 см3/30 мин. Это позво лило без осложнений углубить скважину до проектной глубины. В скважине С-2, пробуренной в 1995 г. с платформы Статфиорд-С в Северном море [88, 89] с глубиной по стволу 8761 м (глубина скважины по вертикали - 2783 м и отклонение ствола от вертикали - 7290 м) одновременно с увеличением зенитного угла а до 63,7 вынуждены были увеличить плотность раствора с 1120 до 1440 кг/м". В [90] отмечается, что при бурении ГС на месторождении Белый Тигр (шельф Вьетнама), когда зенитный угол скважины увеличили до 74, начались посадки и проработки ствола из-за осыпей пород. После увеличения плотности раствора с 1240 до 1360 кг/м осложнения в скважине прекратились. Как показывает практика [91], при использовании бурового раствора плотностью меньше 1620 кг/м возникают трудности с удовлетворительной очисткой скважины.
Из приведенных примеров видно, что степень увеличения рбр зависит от а, состояния скважины и колеблется в довольно широких пределах. Актуальность проблемы требует определения рационального значения рбр, при котором будут обеспечены устойчивость стенок скважины и недопущение поглощения раствора в пласт. Здесь, безусловно, взаимосвязаны такие факторы, как репрессия на пласт, производительность буровых насосов (количество прокачиваемого бурового раствора), глубина скважины, геометрические размеры скважины и элементов бурильной колонны.
Известно, что плотность бурового раствора в интервале совместимых условий бурения определяется, согласно [5], из расчета превышения гидростатического давления в скважине Р (МПа) над пластовым давлением Рпл (МПа).
Следует отметить, что установленные в [5] к расчету величины рбр справедливы для вертикальных скважин. Вопросу выбора плотности бурового раствора в "направленных скважинах посвящен ряд исследований [92, 93]. Для ГС и МЗС формулу для определения плотности следует записать в виде [94]: где р"р, рр - плотность бурового раствора в наклонной, вертикальной скважине; Ар"р- превышение плотности бурового раствора в наклонной скважине по сравнению с вертикальной скважиной. В результате математической обработки промысловых данных значений плотности бурового раствора в зависимости от величины зенитного угла скважин (по ряду месторождений Западной Сибири, таких как Восточно-Еловое, Западно-Сургутское, Омбинское и Мало-Балыкское), выведена эмпирическая формула для Др"р (кг/м3) в виде: где Да - разность между конечным (после увеличения) и начальным (до увеличения) значениями зенитного угла скважин, начиная с 45, которая с достаточной для практики точностью позволяет вычислить необходимую плотность бурового раствора при проводке наклонных скважин при увеличении зенитного угла а и предотвращающую потерю устойчивости стенок скважины. В обозначение Дрр входят все виды наклонно направленных скважин с зенитным углом более 45.
Механическая скорость как технологический параметр и её влияние на величину радиуса загрязнения
В работе [31] по результатам испытаний, повторных экспериментальных и промысловых испытаний одного и того же объекта была составлена база данных с позиции рассмотрения изменения проницаемости ОЗП во времени. Анализ материала позволил с достаточной полнотой разделить по характеру изменения проницаемости ОЗП во времени терригенные и карбонатные пласты на две группы:
Пласты, у которых связь со скважиной сохраняется устойчиво несколько недель или месяцев (тем дольше, чем выше проницаемость пласта). Для пластов этого типа отмечена хорошая связь их со скважиной при испытании через год и более после вскрытия бурением. К этой группе относятся пласты с КОзп 0,5 [31];
Пласты, у которых активная связь со скважиной (обеспечение притока без его существенного снижения) нарушается в первые же часы после первичного вскрытия. Установлено, что эти нарушения имеют место при вскрытии на депрессии, и вследствие чего практически исключаются условия активной фильтрации в него промывочной жидкости.
В процентном соотношении в первую группу входит подавляющее большинство из числа продуктивных пластов. Актуальным и ныне остается вопрос фактора времени как причины снижения проницаемости [49, 101, 31]. Представим время первичного вскрытия как составляющую технологического параметра бурения.
Практика бурения показывает, что проводка горизонтальных стволов большой протяженности и с большим отклонением от вертикали может быть успешно осуществлена при выполнении некоторых технологических приемов, главный из которых - контроль механической скорости.
Строительство скважин на ПНМ предполагается осуществлять с высокими коммерческими скоростями. Значение рейсовой скорости при бурении ствола скважины под колонну диаметром 177,8 мм - 4,0 м/ч.
Коммерческая скорость бурения отдельных добывающих скважин изменяется от 1950 до 2560 м/ст.мес в зависимости от длины ствола. Продолжительность бурения и крепления скважин при этих скоростях составляет от 31,0 до 100,7 сут. Нагнетательные скважины характеризуются более высокой коммерческой скоростью бурения и крепления (до 2539 м/ст.мес), меньшим сроком освоения и испытания - 3,0 сут. Очевидно, высокие проектные коммерческие и рейсовые скорости предопределяют высокие значения механической скорости.
Сравнивая показатели механической скорости при различных способах бурения на месторождении Wytch Farm, можно сделать вывод, что роторный способ дает кратное увеличение скорости. Это обусловлено тем, что бурение ВЗД скважин с большим отклонением от вертикали неэффективно из-за трудности контролирования частоты вращения и нагрузки на долото. По опыту бурения ГС в карбонатных отложениях месторождения Пирсолл выявлено следующее соотношение: механическая скорость при бурении без вращения колонны в среднем в три раза ниже, чем при бурении с вращением колонны [62].
Управление величиной механической скорости проходки осуществляют с позиции эффективности бурения и качественной очистки ствола скважины. Кроме того, управление механической скоростью бурения должно осуществляться с позиции скорости подготовки объема шламовой пульпы и закачки ее в пласт, что предусмотрено в Проекте на строительство скважин на Приразлом-ном месторождении.
Важнейшим параметром является объем выбуренной породы, который может быть транспортирован на поверхность за определенный период времени при поддержании проектных (желаемых) реологических параметров бурового раствора. Величина механической скорости обусловливает качество очистки ствола скважины от шлама, что будет проанализировано ниже. Так, значение механической скорости, при которой буровой раствор находится в состоянии, удовлетворяющем условиям бурения, обычно составляет менее 30 м/ч [57]. Считалось, что основным фактором снижения механической скорости бурения по мере углубления скважины является упрочнение горных пород под действием горного давления. В работе [53] отмечено, что рост горного давления сам по себе не влияет ни на механическую скорость, ни на характер разрушения горных пород. На основании работ исследователей было установлено, что снижение скоростей проходки с углублением скважины в значительной степени определяется ухудшением условий очистки забоя, что обусловлено ростом репрессии на забой.
В работе [46] приводится формула по расчету предельной глубины, при которой можно регулировать репрессию на пласт при изменении ее от 0 до где РрЄпр - репрессия на пласт, МПа; Р - градиент пластового давления, МПа/м; Ргст - гидростатическое давление, МПа.
Регулирование величины расхода бурового раствора с позиции недопущения гидроразрыва и сохранения коллекторских свойств ОЗП - это одна из сторон проектирования гидравлической программы бурения. Другой является обеспечение выноса шлама - транспортировка его на поверхность. По настоящее время поиск оптимальных условий транспортировки шлама в стволе скважины остается одной главных задач в процессе бурения наклонных и горизонтальных скважин. Если при бурении не обеспечивается вынос частиц выбуренной породы из зоны КНБК, то частицы шлама оседают на нижней стороне ствола и образуют большую неподвижную "постель", следствием чего могут явиться разного рода осложнения. Одним из самых тяжелых осложнений, который может возникнуть в этом случае, - прихват бурильного инструмента. Помимо этого возникнет необходимость приложения высоких моментных нагрузок к бурильной колонне, также возрастет вероятность поглощения бурового раствора и др. Таким образом, для снижения вероятности возникновения прихватов, устранения дополнительных гидродинамических потерь в кольцевом пространстве, сохранения проектного профиля, изменение которого происходит вследствие возникновения уступов, создающих отклоняющее усилие, необходимо обеспечить эффективную очистку ствола от шлама. Вынос шлама из ствола главным образом наклонных, ГС и МЗС определяется рядом параметров, которые условно можно разделить на две группы -регулируемые, т.е. которые могут быть заложены на стадии проектирования, а также контролируемые в процессе бурения, и те, возможность управлять которыми не может быть осуществлена в процессе бурения. К первой группе относится: расход бурового раствора, механическая скорость, реологические параметры (хотя существуют некоторые вопросы по регулированию в забойных условиях), плотность бурового раствора, зенитный угол в точке бурения, диаметр ствола. Ко второй группе относятся: эксцентричное положение бурильной колонны, плотность и размеры частиц шлама.
