Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ современного состояния технологии бурения направленных скважин 11
1.1 История разработки и внедрения технологии бурения наклонно- направленных скважин 11
1.2 Технико-технологический комплекс для строительства кустовых наклонно направленныхскважин 38
1.3. Результаты применения технологии наклонно направленного бурения при строительстве кустовых скважин 42
2. Разработка технико-технологических решений для проводки направленных скважин гидравлическими забойными двигателями и роторным способом 46
2.1 Анализ влияния доминирующих геологических, технических и технологических факторов на траекторию бурения 46
2.1.1 Технологические аспекты проводки наклонного ствола скважины 46
2.1.2. Закономерности азимутального и зенитного искривления ствола скважины при бурении КНБК 55
2.1.3. Влияние радиального люфта вала шпинделя турбобура на траекторию бурения 59
2.2. Упругие свойства секций КНБК для направленного бурения 74
2.3. Обоснование и разработка аналитической модели КНБК 79
2.4. Выбор и обоснование критерия оптимизации размеров КНБК 91
2.5. Разработка КНБК с оптимальными размерами для бурения гидравлическими двигателями и роторным способом 94
2.6. Обоснование показателей надежности работы и устойчивости КНБК на проектной траектории 101
2.7 Аналитические исследования работы КНБК для бурения гидравлическими забойными двигателями в неустойчивых горных породах 103
2.7.1. Выбор критерия оптимизации размеров КНБК 103
2.7.2. Исследование работы КНБК на основе турбобура ЗТСШ-195 105
2.7.2.1. КНБК с одним центратором 105
2.7.2.2. КНБК с двумя центраторами 106
2.7.3. Исследование работы КНБК на основе турбобура малого диаметра... 113
2.7.4. Исследование стабилизирующих КНБК комбинированного турбобура 120
2.7.5. Исследование стабилизирующих КНБК с центратором на валу турбобура 122
2.7.6. Исследование стабилизирующих КНБК с двумя центраторами на основе турбобура диаметром 172 мм 124
2.7.7. Исследование работы КНБК с наддолотным калибратором 128
2.7.8. Определение величины возмущающих сил на долоте 131
2.7.9. Исследование влияния шлама в скважине на работу КНБК 132
3. Опытно-промысловые работы при проводке интервалов профиля наклонных скважин турбинным способом 137
3.1. Опытно-промысловые работы при проводке интервалов профиля наклонных скважин турбинным способом 137
3.1.1. Испытание КНБК с одним и двумя центраторами 137
3.1.2. Испытание КНБК с центраторами на валу турбобура 165
3.2. Исследование работы КНБК при проводке наклонной скважины роторным способом 175
3.2.1. Средства измерения зенитного угла и азимута ствола скважины 175
3.2.2. Проведение и результаты опытных работ 178
3.3. Опытно-промысловые работы при бурении горизонтальной скважины роторным способом и винтовыми забойными двигателями 198
3.3.1. Результаты применения технологии бурения роторным способом сопряженных интервалов профиля скважины 198
3.3.2. Технология бурения горизонтального ствола скважины КНБК на основе винтового забойного двигателя 218
4. Технико-технологические решения для направленного искривления ствола скважины 226
4.1. Расчет отлоняющей КНБК 226
4.1.1. Разработка методики расчета забойного двигателя-отклонителя 226
4.1.2. Выбор гибкого звена отклоняющей КНБК 237
4.1.3. Расчет забойного двигателя-отклонителя жесткого типа 246
4.2. Разработка технологии направленного искривления ствола скважины забойным двигателем-отклонителем 249
4.2.1. Технология ориентирования забойного двигателя-отклонителя 249
4.2.2. Управление забойным двигателем-отклонителем в процессе бурения 250
4.2.3. Обоснование критической длины бурильной колонны при направленном бурении забойным двигателем-отклонителем 263
4.2.4. Формирование профиля ствола скважины при бурении забойным двигателем-отклонителем 264
4.2.5 Закономерности формирования интервала сопряжения участков проектного профиля скважины 269
4.2.5.1. Механизм взаимодействия КНБК и забойного двигателя-отклонителя со стволом скважины 269
4.2.5.2. Работа забойного двигателя-отклонителя и КНБК с гибким звеном 273
4.2.6 Разработка технологии выведения ствола скважины в точку пласта с заданными координатами, зенитным углом и азимутом 276
4.3. Разработка технических средств для направленной проводки ствола скважины 284
4.3.1. Устройство для направленного бурения с автоматическим ориентированием отклоняющего
узла 285
4.3.2. Отклонитель для направленного бурения роторным способом 288
4.3.3. Устройства для повышения устойчивости ориентации забойного двигателя 302
4.4. Разработка технических решений для забуривания и бурения бокового ствола забойным двигателем-отклонителем 309
4.4.1. Технологические этапы забуривания бокового ствола 309
4.4.2. Обоснование требований к забойному двигателю-отклонителю 310
4.4.3 Определение условий забуривания бокового ствола 311
4.4.4. Исследование взаимодействия забойного двигателя-отклонителя со стволом скважины 314
4.4.5. Исследование процесса формирования направляющего интервала 322
4.4.6 Расчет сил трения при перемещении отклоняющей КНБК
в обсадной колонне 325
5. Разработка технологии строительства скважин с системой горизонтальных дренажных стволов 326
6. Внедрение технико-технологических решений при проводке наклонно направленных и горизонтальных скважин 336
6.1. Бурение горизонтального бокового ствола из обсадной колонны газовой скважины № 12130 на Ен-Яхинской площади Уренгойского ГКМ 337
6.2. Бурение наклонного бокового ствола скважины № 74 на нефтяном месторождении "Белый Тигр" 342
6.3. Бурение горизонтального бокового ствола из обсадной колонны скважин № 21 и № 22 ГКМ Штормовое 348
6.4. Бурение горизонтального ствола разведочной скважины № 28 ГКМ Штормовое 363
6.5. Бурение дополнительного ствола из горизонтальной разведочной скважины 28 Штормовая 367
6.6. Бурение наклонного бокового ствола из обсадной колонны скважины № 42 Мало-Девица 372
6.7. Проектирование кустовых горизонтальных скважин для газовых месторождений Азовского моря 379
7. Экономическая эффективность результатов исследований 389
Заключение, основные выводы 393
Литература 395
Приложение 405
- Технико-технологический комплекс для строительства кустовых наклонно направленныхскважин
- Закономерности азимутального и зенитного искривления ствола скважины при бурении КНБК
- Испытание КНБК с одним и двумя центраторами
- Выбор гибкого звена отклоняющей КНБК
Введение к работе
Начало XXI века было ознаменовано исключительно высоким темпом роста мирового потребления нефти и газа, что потребовало существенного увеличения добычи углеводородной продукции всеми без исключения странами экспортерами нефти.
В России, несмотря на высокие цены на нефть на мировом рынке, рост добычи нефти в 2005 году упал до 3%, что составляет одну треть от годового прироста за последние 5 лет. Вследствие сокращения геолого-разведочных работ прирост запасов нефти за последние годы не покрывает добычу и списание запасов, не подтвержденных при эксплуатационном бурении. Новые, перспективные нефтегазовые месторождения расположены на шельфе северных морей и на территории Восточной Сибири, Дальнего Востока, преимущественно в районах, где слабо развита или отсутствует вообще система дорожного и трубопроводного транспорта. Освоение таких месторождений потребует значительных инвестиций, материальных затрат и привлечения большого количества квалифицированной рабочей силы. Сроки создания крупных нефтегазодобывающих центров в Восточной Сибири и Дальнего Востока уже сейчас существенно задержались.
В нефтегазовой отрасли России подержание высокого уровня добычи углеводородов в настоящее время и в обозримом будущем будет достигаться за счет эксплуатации наиболее крупных месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья, в которых сосредоточена основная часть текущих запасов нефти и газа. Уменьшение пластового давления, снижение дебита и высокая обводненность скважин в указанных регионах являются неизбежным следствием интенсивной эксплуатации месторождений нефти и газа. К настоящему времени высокопродуктивные запасы в значительной мере выработаны.
Бурение геологоразведочных скважин в сложившихся условиях стало единственным надёжным способом разведки новых и уточнения текущих запасов старых нефтегазовых месторождений.
При геологоразведочных работах в труднодоступных и уже освоенных регионах страны возникает объективная необходимость в бурении наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин. При этом надежность и качество результатов геологоразведочных работ определяются точностью реализации проектного профиля скважины.
К массовому строительству высокотехнологичных геологоразведочных скважин нефтяные компании приступили в конце 90-х годов. Сейчас бурение пилотного разведочного ствола при строительстве горизонтальных скважин стало обычной практикой. Внедряется технология бурения многозабойных геологоразведочных скважин с горизонтальными стволами, длина которых может превышать 1000 м.
Опыт бурения наклонных и горизонтальных скважин выявил недостаточную для целей геологоразведочных работ точность реализации проектного профиля, а также низкое качество ствола скважины, снижающие эффективность геофизических исследований.
Указанные проблемы направленного бурения обусловлены устаревшей научно- методической основой такой технологии. Применяемая технология проводки направленных скважин основана на решениях, которые были разработаны еще в 7(К80-х годах прошлого столетия. Поэтому существенное улучшение качества строительства геологоразведочных, эксплуатационных наклонных и горизонтальных скважин, внедрение технологии строительства многозабойных скважин невозможно без разработки и испытания новых технико-технологических решений.
Целью работы является повышение эффективности геологоразведочных работ за счет увеличения точности проводки и повышения качества ствола наклонно направленных, горизонтальных и многозабойных скважин по многоинтервальному профилю в сложных горно-геологических условиях.
Идея работы: Направленное бурение наклонных и горизонтальных скважин основано на отдельных этапах, которые не сопряжены между собой по своим технологическим параметрам и характеристикам применяемых специальных технических средств, что приводит при строительстве скважин к существенным отклонениям траектории бурения от проектного профиля и дефектов в стенке ствола скважины в виде локальных искривлений, уступов и желобов. На основе изучения формирования отдельных интервалов и в целом профиля скважины разработать научно-методические, технологические и технические решения, позволяющие осуществлять точную проводку наклонных и горизонтальных скважин по проектному профилю с обеспечением высокого качества формируемого ствола скважины в сложных горно-геологических условиях.
Основные задачи работы:
-анализ качества и точности проводки наклонно направленных скважин в нефтегазодобывающих регионах массового применение кустового способа строительства скважин;
-изучение влияния геологических, технологических и технических факторов на параметры формируемого фактического профиля скважин при бурении роторным и турбинным способом, а также винтовыми забойными двигателями;
-определение закономерностей азимутального и зенитного искривления ствола наклонно направленной скважины при турбинном бурении КНБК с опорно- центрирующими элементами в интервале первого долбления ниже кондуктора диаметром 245 мм в горно-геологических условиях нефтяных месторождений Западной Сибири;
-определение закономерности искривления ствола скважины при бурении турбобуром диаметром 195 мм с фиксированным радиальным люфтом вала шпинделя в геологическом разрезе, содержащем перемежающиеся по прочности и твердости пласты горной породы;
-разработка математической модели для проведения аналитических исследований стабилизирующих и искривляющих КНБК в условиях влияния на их работу доминирующих технико-технологических и геологических факторов;
-разработка и обоснование показателей надежности работы и устойчивости КНБК с оптимальными размерами на проектной траектории при роторном способе бурения и с применением гидравлических забойных двигателей;
-исследование процесса проводки ствола скважины при неориентируемом бурении
КНБК;
-исследование формирования многоинтервального профиля ствола скважины; -исследование процесса бурения с помощью гидравлического забойного двигателя- отклонителя;
-разработка метода проектирования КНБК, обладающих устойчивостью на проектной траектории при бурении в сложных горно-геологических условиях;
-исследование процесса забуривания бокового ствола с цементного моста в интервале вырезанной обсадной колонны;
-разработка метода расчета основных параметров забойного двигателя-отклонителя для забуривания и бурения наклонных и горизонтальных скважин и боковых стволов;
-разработка метода выбора и расчета траектории бурения забойным двигателем- отклонителем с целью выведения ствола скважины в точку с заданными координатами и заданными значениями зенитного угла и азимута;
-разработка и обоснование технических решений для управляемой проводки искривленных интервалов профиля, обеспечивающих формирование гладкой траектории бурения;
-промысловая апробация технико-технологических решений при проводке наклонно направленных, горизонтальных скважин и боковых стволов;
-разработка методико-математического и программного обеспечения проводки ствола наклонной и горизонтальной скважины.
Научная новизна работы заключается в следующем:
-установлены закономерности влияния доминирующих технико-технологических и геологических факторов на интенсивность искривления ствола при бурении наклонных и горизонтальных скважин с помощью КНБК с центраторами в неустойчивых горных породах;
-установлены закономерности искривления ствола скважины при направленном бурении с использованием отклоняющей КНБК на основе гидравлического винтового забойного двигателя-отклонителя от основных его размеров и режима бурения;
-найдена зависимость расчетных параметров искривляющей КНБК от величины зенитного угла и кривизны ствола скважины, в соответствии с которой для увеличения зенитного угла ствола скважины с постоянной интенсивностью КНБК должна включать не менее двух центраторов, причем величина диаметра верхнего центратора и длина верхней секции являются границей области существования соответствующих параметров КНБК для увеличения зенитного угла с монотонно увеличивающейся и уменьшающейся кривизной ствола скважины;
-установлены закономерности искривления ствола скважины при бурении отклоняющей и стабилизирующей КНБК в зависимости от длины и жесткости гибкого звена, связывающего КНБК с бурильной колонной;
-впервые разработана система показателей стабильности КНБК на проектной траектории в зависимости от гидроэрозии стенки ствола скважины, внедрения опорных элементов в стенку скважины, их абразивного изнашивания, радиального люфта вала забойного двигателя, а также образования шламовой подушки в скважине;
-найдены закономерности параметров траектории бурения с использованием КНБК с оптимальными размерами от режима бурения, кривизны стартового участка ствола скважины, вида и количества опорно-центрирующих элементов;
-определена зависимость параметров траектории участка забуривания бокового ствола в цементном мосте от величины завеса породоразрушающей части долота, высоты его корпуса или длиной калибратора, а также диаметра и длины направляющей секции забойного двигателя-отклонителя. Защищаемые положения:
Аналитическая модель для исследования работы КНБК должна включать конструктивные параметры выполнения отдельных секций забойного двигателя, опорно- центрирующих элементов, а также доминирующие геологические факторы, определяющие траекторию бурения.
Выбор критерия оптимизации размеров КНБК и забойного двигателя- отклонителя должен осуществляться с учетом способа бурения, а также конструкции опорно-центрирующих элементов.
КНБК для искривления ствола скважины с постоянной интенсивностью увеличения зенитного угла, оптимизированная по критерию равенства нулю отклоняющей силы и угла перекоса долота, должна включать не менее двух опорно-центрирующих элементов.
Выбор варианта расчетных размеров КНБК необходимо осуществлять на основе анализа показателей надежности и устойчивости КНБК на проектной траектории бурения, учитывающих влияние на формирование ствола скважины основных технико- технологических и геологических факторов.
Выбор метода проектирования отклоняющей, стабилизирующей или искривляющей КНБК должен производиться на основе анализа упругих свойств ее отдельных секций.
Траектория начального интервала забуривания бокового ствола с цементного моста, равного длине направляющей секции забойного двигателя-отклонителя, определяется величиной завеса долота, его высотой или длиной калибратора, а также диаметром и длиной направляющей секции.
Практическое значение и промысловое применение результатов работы:
-разработанные положения используются при создании отраслевых и корпоративных документов, регламентирующих проводку наклонных, горизонтальных скважин и боковых стволов;
-результаты работы являются основой методико-математического обеспечения программного комплекса «Наклонно-направленное бурение - ННБ», который используется при проектировании направленных скважин и при управлении траекторией их бурения;
-метод проектирования КНБК и двигателя-отклонителя с упругими и гибкими звеньями был использован при разработке новых типов забойных двигателей для направленного бурения и элементов технологической оснастки КНБК;
-методика расчета КНБК с оптимальными размерами применяется при разработке рабочей документации на строительство наклонных и горизонтальных скважин;
-разработанная технология проводки скважин по многоинтервальному профилю использовалась при строительстве первых высокотехнологичных скважин на нефтяных и газоконденсатных месторождениях Западной Сибири, Украины, на шельфе Черного, Южно-Китайского морей и на Азовском море.
За разработку технико-технологических решений для бурения горизонтальных боковых стволов из эксплуатационных колонн и внедрение технологии восстановления старых скважин методом строительства бокового ствола на морских и сухопутных месторождениях нефти и газа автору присвоено звание лауреата премии имени академика И.М.Губкина.
Исследования автора базируются на теоретических основах отечественной технологии наклонного и горизонтального бурения скважин на нефть и газ значительный, вклад в создание которых внесли: Балицкий П.В., Барский И.Л., Безумов В.В, Беляев В.М., Белоруссов В.О., Бронзов A.C., Буслаев В.Ф., Васильев Ю.С.,
Ворожбитов М.И., Григорян A.M., Григорян H.A., Григулецкий В.Д., Гулизаде М.П., Гусман М.Т., Бастриков С.Н., Закиев Р.Б., Зиненко В.П., Иоаннесян P.A., Костин Ю.С., Кульчицкий В.В, Кагарманов Н.Ф., Калинин А.Г., Крылов В.И., Кукушкин И.В., Лиманов E.JI., Левицкий А.З, Марков O.A., Лукьянов В.Г., Мамедбеков O.K., Морозов Ю.Т., Нескоромных В.В., Оганов С.А., Оганов A.C., Прохоренко В.В., Поташников В.Д., Страбыкин И.Н., Рогачев O.K., Семак Г.Г., Середа Н.Г., Солодкий K.M., Соломенников C.B., Соловов Ю.Г., Сулакшин С.С., Султанов Б.З., Сушон Л.Я., Федоров А.Ф. и др..
Теоретические основы диссертационной работы были созданы в процессе научного сотрудничества с учеными лаборатории наклонно-направленного бурения ВНИИБТ К.М.Солодким и А.Ф.Федоровым.
Диссертационная работа является итогом 25-летних исследований автора, выполненные в период работы в НПО «Буровая техника-ВНИИБТ», и логическим продолжением кандидатской диссертационной работы на тему «Разработка метода проектирования отклонителей и компоновок низа бурильной колонны для наклонного и горизонтального бурения».
Автор благодарит главного метролога ВНИИБТ, к.т.н. О.К.Рогачева, руководителей ГАО «Черноморнефтегаз» к.т.н. Козлова A.B. и к.т.н. Глушича В.Г., оказавших неоценимую помощь при промысловой апробации и внедрении научных разработок.
За проявленное внимание к работе и сотрудничество при обсуждении многих вопросов автор благодарит д.т.н. Г.С.Оганова.
Искреннюю признательность за консультации и ценные замечания, высказанные в ходе обсуждения работы, автор выражает академику УНГА, к.т.н. В. Ю. Близнюкову.
Автор благодарит сотрудников отдела инженерного сопровождения, отдела метрологии и телеметрии и лаборатории конструирования винтовых забойных двигателей ВНИИБТ как бывших, так и работающих в настоящее время за оказанную помощь в работе над диссертацией.
Особую благодарность автор работы выражает своему Учителю, доктору технических наук, профессору, академику РАЕН Калинину Анатолию Георгиевичу.
Технико-технологический комплекс для строительства кустовых наклонно направленныхскважин
Объем строительства кустов скважин на нефтяных и газовых месторождениях Западной Сибири в 70-х годах наращивался исключительно высокими темпами на всех нефтегазовых месторождениях.
В 1979 году объем наклонного бурения составил 4405337 метров или 95,5% от общего объема бурения.
Проводка наклонных скважин в Западной Сибири в указанный период осуществлялась преимущественно по четырехинтервальному профилю, который включает вертикальный участок длиной 50-200 м, интервал увеличения зенитного угла до глубины спуска кондуктора, интервал стабилизации зенитного угла и азимута до глубины 12001500 м и интервал уменьшения зенитного угла до проектной глубины.
Четырехинтервальный профиль считался наиболее оптимальным вариантом для наклонных скважин с проектным смещением забоя более 300 м.
Относительно небольшая глубина точки забуривания наклонного ствола позволяет достаточно точно и при минимальных затратах времени производить ориентирование отклоняющей КНБК и выведение ствола на проектное направление. Физико-механические свойства горных пород в интервале ориентированного увеличения зенитного угла дают возможность искривлять ствол скважины в соответствии с проектными решениями. При этом полностью исключается заклинивание и зависание отклоняющей КНБК в стволе скважины. Искривленный участок ствола скважины перекрывается кондуктором, что предупреждает различные осложнения, при спуско-подъемных операциях. Кроме того, забуривание наклонного ствола под кондуктор позволяет существенно снизить вероятность пересечения стволов соседних скважин, что, в свою очередь, позволяет сократить расстояние между устьями скважин в кусте до 5 м и тем самым уменьшить площадь буровой площадки.
Несмотря на сравнительную простоту принятой технологии строительства наклонных кустовых скважин фактические профили законченных бурением скважин выполнялись со значительными отступлениями от проектных параметров.
По сравнению с 1978 годом в 1979 г. количество скважин пробуренных с корректированием зенитного угла и азимута ствола по официальным данным снизилось с 27.24% до 13.7% от общего количества скважин, построенных «Главтюменнефтегазом». В тоже время число скважин, не попавших в круг допуска, увеличилось с 11.6% до 11.9%.
В таблице № 1.5 представлены сведения об объеме работ в ПО «Главтюменнефтегаз» по корректированию траектории бурения, проводившихся ориентированным способом с помощью отклоняющих КНБК с 1974 года по 1979 год.
Скважины, пробуренные с корректированием траектории бурения в % от общего количества скважин 24,7 23,1 21,7 21,9 27,2 13, В отдельных управлениях буровых работ (УБР) объем работ по корректированию траектории бурения был значительно выше среднего значения по «Главтюменнефтегазу». Так в Нефтеюганском УБР № 1 объем корректирования траектории бурения в 1979 году составил 23.3%, а в Мегионском УБР и Варьеганском УБР 25.9% и 22.4% соответственно.
При этом необходимо учесть, что корректирование траектории бурения скважин с уменьшенным кругом допуска, а также при проводке скважин, где проводились опытные и экспериментальные работы, не включалось в общую статистику, поскольку работы по корректированию траекторных параметров бурения считались запланированными.
В таблице № 1.6 приведены сведения о качестве проводки наклонно направленных скважин ПО «Главтюменнефтегаз» за 1983-1984 годы. К нарушениям проектных решений, связанных с технологией направленного бурения, относятся: -отклонение ствола скважины от проектного профиля сверх допустимых значений; -пересечение соседних скважин в кусте; -вскрытие пласта за пределами установленного круга допуска; -незапланированное забуривание (срезка) нового ствола; -превышение проектной интенсивности искривления ствола скважины.
К браку при проводке скважины, непосредственно связанному с технологией выбора и применения КНБК, относятся корректирование траектории бурения, нарушение сетки разработки в случае заканчивания скважины за кругом допуска, в некоторых случаях перебуривание ствола.
Существенное отклонение ствола скважины от проектного профиля, значительное искривление ствола скважины приводит к необходимости проведения корректирования Таблица 1.6
Качество строительства наклонно направленных скважин ПО «Главтюменнефтегаз» в 1983-1984 г.г. Производственное объединение Количество Скважин Не попали в круг допуска Корректирование траектории бурения Пересечение стволов Перебуривание 1983 1984 1983 1984 1983 1984 К-во Проходка, тыс. м 1983 1984 К-во % К-во % К-во % К-во % 1983 1984 1983 1984 «Нижневартовскнефтегаз» 1980 2328 442 22,3 459 19,7 438 22,1 391 16,8 4 1 29 32 21,6 22,4 «Сургутнефтегаз» 1677 1844 93 5,5 87 4,7 108 6,4 78 4,2 1 2 26 28 21,8 22,7 «Юганскнефтегаз» 1045 1146 107 10,2 108 9,4 240 23,0 210 18,3 3 1 22 21 5,1 5,5 «Ноябрьскнефтегаз» 364 633 59 16,2 47 7,4 166 45,6 205 32,4 - 2 15 23 13,9 20,5 « Красноленинскнефтегаз » 170 298 22 12,9 37 12,4 54 31,8 41 13,8 2 1 8 5 8,9 3,2 «Главтюменнефтегаз» 5236 6249 723 13,8 738 11,8 1006 19,2 925 14,8 10 7 100 109 71,3 74,3 траектории с помощью отклоняющих КНБК в режиме ориентированного бурения. Такая технологическая операция требует больших затрат времени, как правило не менее суток, и вызова геофизической партии для проведения инклинометрических измерений. Кроме того, при этом существенно снижается качество самой скважины, так как бурение интервала корректирования профиля скважины производится по радиусу значительно меньшему, чем это предусмотрено проектным профилем. При этом формируется резко искривленный интервал ствола скважины с неизбежными для технологии бурения турбинным отклонителем уступами и локальными искривлениями ствола.
Из таблиц № 1.5 и № 1.6, где приведены данные по объему работ по корректированию траектории бурения наклонных скважин в ПО «Главтюменнефтегаз», следует, что если объем таких работ за 10 лет сократился в целом по главку, то по отдельным производственным объединениям процент работ по корректированию траектории бурения находится на уровне средних показателей по «Главтюменнефтегазу» десятилетней давности.
Необходимо отметить, что для анализа использовались официальные данные о нарушении проектного профиля. На самом деле число скважин пробуренных с нарушением проектного профиля значительно выше, так как не учтены скважины, которым сменили цель бурения, вследствие отсутствия технической возможности или нежелания технологической службы вывести ствол скважины в установленный программой работ круг допуска.
Закономерности азимутального и зенитного искривления ствола скважины при бурении КНБК
Из рис. 2.3 следует, что изменение зенитного угла при бурении интервала 4001000 м ствола происходит неравномерно. При глубине ствола скважины 600 м и 900 м темп изменения зенитного угла существенно изменяется. Аналогичные точки перегиба кривых изменения зенитного угла с глубиной выявлены при анализе инклинометрии ствола других скважин, для бурения которых использовались шпиндели с известным радиальным зазором вала.
Полученные данные согласуются с результатами известных исследований работы КНБК при бурении наклонно направленных скважин в Западной Сибири [36, 37, 104].
Анализ полученных результатов отработки шпинделей с известным радиальным люфтом был осуществлен автором в следующих интервалах монотонного изменения зенитного угла: 400-600 м; 600-900 м и 900-1000 м, характерных для большинства анализируемых скважин.
Следует отметить, что контроль проведения опытных работ непосредственно на буровой в виду параллельного их выполнения невозможно было обеспечить в полном объеме. Часть шпинделей отрабатывалась без участия представителей ВНИИБТ. Поэтому для статистической поинтервальной обработки были выбраны только те скважины, где работы проводились при непосредственном участии сотрудников ВНИИБТ.
Все отобранные материалы по скважинам, в которых проводились опытные работы, были разделены по типу (СГВ и МЗГВ) применяемого долота на две части.
Для статистического анализа были выбраны скважины пробуренные долотом типа МЗГВ, так как таких скважин в числе отобранных в соответствии с указанными условиями оказалось большинство, что позволяет производить более качественную статистическую оценку данных опытных работ.
Анализ инклинометрических данных ствола, пробуренных шарошечным долотом 215.9 - МЗГВ, интересен еще и тем, что КНБК с таким долотом отличается низкой устойчивостью на проектной траектории и непредсказуемостью результатов бурения, что было отмечено еще при первых испытаниях такого типа долота [44].
В таблицах № 2.4 и № 2.5 представлены результаты инклинометрических измерений ствола выбранных для проведения статистического анализа опытных скважин, в которых были отработаны шпиндели с радиальным люфтом вала менее 1 мм и 3-4 мм соответственно. Таблица 2.4
Результаты инклинометрических измерений ствола скважины в интервале применения шпинделя с радиальным зазором вала менее 1 мм Статистическая обработка результатов опытных работ производилась в соответствии с инструкцией ВНИИБТ по статистическому анализу информации [24].
Для получения количественных характеристик траектории бурения с использованием шпинделей с известными радиальными люфтами вала на основании данных, приведенных в таблицах № 2.4 и № 2.5 для каждого из установленного интервала (400-600-900-1000 м) были рассчитаны значения кривизны ствола скважины, а также угол ориентации дуги окружности, аппроксимирующей ось ствола скважины на этом же интервале, в соответствии с известным методом минимума кривизны [26] Результаты таких расчетов представлены в таблицах № 2.6 и № 2.7.
Как следует из таблицы № 2.8 существенная разница в величине кривизны ствола скважины, пробуренного с применением шпинделей с максимальным и минимальным радиальным люфтом вала, имеет место в интервале 600-900 м, сложенном сравнительно устойчивыми горными породами. Проведенный статистический анализ показывает, что устойчиво ведут себя на проектной траектории КНБК с минимальным радиальным люфтом вала шпинделя турбобура. С увеличением радиального люфта имеет место существенное отклонение результатов измерений от среднего значения, что характеризуется величиной дисперсии и уровнем надежности.
В интервалах 400-600 м и 900-1000 м на основании результатов статистического анализа нельзя сделать однозначных выводов о характере влияния радиального люфта вала шпинделя на траекторию бурения. При проходке интервалов залегания неустойчивых, рыхлых, склонных к осыпанию горных пород на кривизну формируемого ствола значительно более сильное влияние оказывают другие факторы, связанные с формированием ствола скважины непосредственно за долотом, а также схема взаимодействия системы «долото-калибратор» с забоем и стенкой ствола скважины.
Необходимо отметить, что провести исследования влияния на работу КНБК каждого из указанных выше факторов в промысловых условиях и получить количественные характеристики процесса искривления не представляется возможным. Так как, например, определить величину гидроэрозии стенки скважины на 1,0 2.0 м выше
долота в месте расположения центратора как ранее, так и на данный момент времени невозможно из-за отсутствия методики такого исследования и соответствующих технических средств.
Кроме того, не существует способа для определения величины внедрения опорных элементов калибратора и центратора в стенку ствола скважины в процессе бурения.
Таким образом, результатом проведения промысловых исследований может быть только качественная оценка величины влияния на процесс формирования ствола скважины того или иного геологического или технико-технологического фактора, определение уровня эффективности новых технических решений, а также устойчивости на проектной траектории предлагаемых КНБК.
Выводы:
1. Величина радиального люфта вала шпинделя турбобура оказывает существенное влияние на кривизну формируемого ствола в устойчивой части разреза в интервале первого долбления ниже кондуктора диаметром 245 мм.
2. В условиях опытных работ по применению шпинделей с фиксированным зазором вала шпинделя в интервале бурения от 600 м до 900 м увеличение радиального зазора с 1 мм до 3-4 мм приводит к увеличению в 1.6 раз темпа снижения зенитного угла.
3. При бурении в неустойчивой части разреза не отмечается существенной разницы в результатах применения шпинделей с минимальным и максимальным радиальным люфтом вала.
4. В процессе проводки ствола скважины в рыхлых, неустойчивых горных породах, склонных к осыпанию и гидроэрозии решающее влияние на траекторию бурения оказывают факторы, связанные с состоянием стенки ствола и взаимодействием долота, калибратора и центратора со стволом скважины.
5. В целях определения механизма работы КНБК и основных характеристик искривления ствола скважины при бурении в неустойчивых горном разрезе необходимо провести аналитические исследования КНБК с опорно-центрирующими элементами.
Испытание КНБК с одним и двумя центраторами
Из таблицы № 3.5 следует, что значительная часть разреза в интервале применения оптимальных КНБК представлена неустойчивыми, склонными к осыпанию горными породами, что существенным образом повлияло на результаты проводки скважины. Радиальный зазор между корпусом центраторов 5ЦД215.9 и стенкой ствола скважины с диаметром, равным диаметру долота, был менее 6 мм, что способствовало образованию высокоскоростных потоков промывочной жидкости и гидроэрозии стенки скважины. В таких условиях КНБК с двумя центраторами работает как маятниковая система на уменьшение зенитного угла.
Опытные работы при проводке скважин № 5024, 3288, 5026, 5034, 5029 (куст 14), №3138, 4087, 4034 (куст № 38) на нефтяном месторождении Крайнее осуществлялись в рамках программы экспериментально и научно-исследовательских работ «ЭЭГЭБ» ВНИИБТ по разработке технологии проводки наклонных скважин по рациональным типам профиля
Рабочей программой «ЭЭГЭБ» ВНИИБТ предусматривалось испытание КНБК с двумя центраторами на базе турбобура ТПС-172, которые в зависимости от интервала бурения имели следующую конструкцию. Интервал - 500-1600 м: -долото Ш215.9-МЗГВ2; - калибратор 9КП-215.9-МС диаметром 215.9 мм; - переводник длиной 0.5 м и диаметром 146 мм; - калибратор 9КП-215.9-МС диаметром 215.9 мм; - шпиндель турбобура ТПС-172 с центратором ЗЦДП-215.9/172-МСТ диаметром 214 мм на расстоянии 1,4 м от торца вала; - три секции турбобура ТПС-172 с центратором ЗЦДП-215.9/172-МСТ диаметром 212 мм на корпусе второй секции на расстоянии 1.1 м от нижнего торца второй секции; - УБТ-178 длиной 40 м. Интервал - 1600 м и до проектной глубины: - долото Ш215.9-МЗГВ2 (типа СГН ниже 2200 м); - калибратор 9КП-215.9-МС диаметром 215.9 мм; - шпиндель турбобура ТПС-172 с центратором ЗЦДП-215.9/172-МСТ; - три секции турбобура ТПС-172 с центратором ЗЦДП-215.9/172-МСТ диаметром 212 мм на корпусе второй секции; - УБТ-178 длиной 40 м. КНБК с двумя центраторами на основе турбобура диаметром 195 мм включала: -долото Ш215.9-МЗГВ2; -калибратор 9КП-215.9-МС диаметром 215.9 мм; -шпиндель со сменным центратором ШС1-195; -три секции турбобура (ТРХ2-195, ЗТСШ-195, ТН-195) с центратором типа ТВ1- 195 между первой и второй секцией; -УБТ 178-24 м. Месторождение Крайнее куст №14, скважина № 5024.
Скважина проектировалась по трехинтервальному профилю с точкой забуривания наклонного ствола ниже интервала установки внутирискважинного насосного оборудования для добычи нефти.
Проектные параметры профиля скважины: -проектная глубина - 2685 м; -конечная глубина - 2750 м; -глубина точки забуривания наклонного ствола - 1500 м; -проектное смещение ствола - 443 м; -максимальный зенитный угол - 22,5; -проектный азимут - 24358\
Первое долбление из-под кондуктора с целью обеспечения вертикальности ствола скважины осуществлялось маятниковой КНБК включающей: -долото 111215.9-МЗГВ2; -калибратор 9КП-215.6 диаметром 214,5 мм; -турбобур ТРХ2-195 с межсекционным центратором диаметром 212 мм между первой и второй секциями; -УБТ-178- Юм.
Геометрические размеры КНБК: Ь] - 12,7 м; - 212 мм.
При глубине скважины 1405 м произвели замену долота на Ш215.9-СГН. Данным долотом, не изменяя конструкции КНБК, пробурили до глубины 1438 м. КНБК для направленного искривления ствола скважины включала: -долото Ш215.9-МЗГВ2; -калибратор 9КП-215.9 диаметром 214.5 мм; -шпиндель-отклонитель Ш01-195; -две секции турбобура ТРХ2-195; -устройство «Зенит»-ПУ 195/65; -ЛБТ-147. Искривление ствола скважины было произведено за 6 долблений (1438-1498-16681742-1828-1963-2025 м) и закончено на глубине 2025 м при величине зенитного угла 25 и азимуте 240.
Для проводки наклонно-прямолинейного интервала скважины с глубины 2025 м использовались КНБК (по интервалам бурения). 1. 2025-2165 м: -долото Ш215.9-СГН; -калибратор 9КП-215.6 диаметром 215 мм; -переводник длиной 0,53 м; -шпиндель-стабилизатор ШС-195 с центратором диаметром 214 мм и длиной прямых лопастей 450 мм; -секция турбобура ТРХ2-195; -межсекционный центратор со спиральными лопастями диаметром 212 мм; -две секции турбобура ТРХ2-195; -УБТ-178 - 10 м. Геометрические размеры КНБК: Ь] - 2,4 м; 1,2 - 11 м; Б] - 214 мм; Б2 - 212 мм.
Выбор гибкого звена отклоняющей КНБК
Бурение наклонной части профиля специальных скважин осуществляли трехшарошечными долотами следующих модификаций: отечественными 295.3-СГВ, 295.3-СЗ-ГНУ, а также импортными - Л Ш аь, М1Р/ -вйю (Румыния).
Режим бурения наклонной части профиля специальных скважин: осевая нагрузка на долото - 14-И 8 т, расход промывочной жидкости - 40- -45 л/с, частота вращения - 60-90 об/мин. Плотность промывочной жидкости - 1.22-Н.24 г/см .
Особенность проводки специальных скважин заключается в необходимости периодического корректирования траектории бурения в зависимости от результатов геофизических исследований, инклинометрических измерений и новых данных по инклинометрии ствола аварийной скважины № 37 Тенгиз.
К профилю специальных скважин предъявляются жесткие требования, поэтому в целях снижения резких перегибов и извилистости ствола корректирование траектории бурения осуществляли преимущественно путем изменения конструкции КНБК.
Указанные особенности проводки специальных скважин позволили решить следующие исследовательские задачи: -испытание КНБК различной конструкции; -исследование влияния на работу КНБК предыдущего интервала ствола скважины; -исследование формирования стыковочных интервалов ствола.
Высокие требования к точности специальных скважин и сложные условия бурения потребовали привлечения к проведению работ по проводке лучших специалистов (А.А.Севастьянов, Г.С.Леонидов) нефтегазовой отрасли в области инклинометрии.
Для измерения зенитного угла и азимута ствола скважины применялся инклинометр непрерывный цифровой ИН1-721, разработчиком которого является ВНИИнефтепромгеофизика, а производителем - завод «Сейсмоаппарат» (г. Кишинев).
Инклинометр ИН1-721 разработанный во ВНИИнефтепромгеофизика, предназначен для непрерывного автоматического измерения зенитного угла и азимута в функции глубины скважины с регистрацией результатов измерения в цифровом виде. В инклинометре использованы магнитные датчики азимута.
Отличительной особенностью ИН 1-721 является способность проводить измерения при непрерывном подъеме скважинного прибора со скоростью до 1000 м/ч с автоматической регистрацией усредненных в заданном интервале глубины результатов измерений в цифровой форме с привязкой их к глубине.
Блок датчиков скважинного прибора содержит два преобразователя: азимута и зенитного угла. Электрические сигналы поступают в электронный блок, где они усиливаются, модулируются и передаются по кабелю в наземный прибор.
Для привязки результатов измерения к глубине и для контроля скорости движения прибора в скважине в цифровом блоке имеется цифровой счетчик глубины и скорости. В качестве преобразователя перемещения кабеля используется установленный в блок- балансе сельсин. Показания счетчика глубины корректируются по магнитным меткам кабеля при помощи датчика меток глубины ДМК-1.
Блок датчиков имеет кожух, заполненный веретенным маслом. Внутри кожуха на подшипниках закреплена поплавковая рамка с эксцентричным грузом, на которой установлены преобразователи зенитного угла и азимута. Преобразователь зенитного угла представляет собой маятник, закрепленный на валу бесконтактного синусно-косинусного трансформатора, работающего в режиме фазовращателя. Преобразователь азимута выполнен на двух взаимно перпендикулярных феррозондах, устанавливаемых в горизонтальную плоскость при помощи маятника. Феррозонды также включены в фазовращательном режиме.
Для увеличения точности непрерывного измерения параметров ствола при движении прибора в скважине за счет уменьшения возмущающих воздействий на маятники преобразователей зенитного угла и азимута, а также для повышения надежности работы инклинометра, узлы блока датчиков закреплены в кожухе при помощи амортизирующих пружин и резиновых колец.
Преобразователь азимута, выполненный на двух взаимно перпендикулярных феррозондах, включен в режиме фазовращателя.
Преобразователь зенитного угла выполнен на бесконтактном синусно-косинусном трансформаторе (БСКТ), включенном в режиме фазовращателя.
Скорость непрерывного измерения до ЮООм/час. Погрешность измерения зенитного угла (0-100) и азимута (0-360) составляет ±0,4 и ±2,0 соответственно.
Интервал измерения зенитного угла и азимута ствола составлял 5 ми Юме перекрытием вышерасположенного измеренного интервал не менее чем на 20 м.
Инклинометрия ствола скважины осуществлялась с помощью двух приборов ИН1-721 в непрерывном и точечном режимах. Координаты проектного профиля рассчитывались по средним (двум или четырем) значениям угла и азимута в каждой точке измерения.
В некоторых интервалах для измерения зенитного угла и азимута ствола использовались инклинометры типа КИТ. Обработка результатов многократной инклинометрии ствола проводилась в соответствии с [24]. Проведение и результаты опытных работ
В проводке специальных скважин №№ 100, 101 в разное время принимали участие специалисты ВНИИБТ: Архипов И.Г., Безумов В.В., Жестовский А.Д., Повалихин A.C., Федоров А.Ф., а также специалисты-технологи из регионов: Бойков Ю.Н., Калита В.В., Куринов А.И., Плетников И.А., Рамазанов Э.З.
Результаты работы роторных КНБК при бурении интервалов скважины № 100 на нефтяном месторождении Тенгиз представлены в таблице № 3.16.
На рис. 3.11 представлены графики изменения зенитного угла в интервале (11631250 м) бурения искривляющей КНБК, полученные на основании измерений зенитного угла и азимута ствола с помощью инклинометров ИН1-721 (№ 1 и № 2).
Предыдущий интервал бурился турбобуром с искривленным переводником, который обеспечивал искривление ствола со средней интенсивностью 7/100м.
Переход на роторный способ бурения был осуществлен с целью предупреждения локальных искривлений ствола и уступов в стенке ствола скважины, которые неизбежны при бурении турбобуром с искривленным переводником. Расчетная интенсивность искривления ствола скважины при бурении роторной КНБК соответствовала проектному профилю и равнялась 87100м. Фактическая средняя кривизна ствола скважины в интервале применения искривляющей КНБК составила около 57100м, а на отдельных интервалах темп увеличения зенитного угла ствола приближался к проектному значению (рис. 3.11).
Поскольку средний темп увеличения зенитного угла был ниже расчетного значения, то для дальнейшего бурения использовалась двухцентраторная КНБК, которая предназначена для малоинтенсивного увеличения зенитного угла с расчетной интенсивностью 1,35 7100м.
Бурению данного интервала ствола скважины № 101 придавалось особое значение, так как работа КНБК начиналась в стволе, кривизна которого более чем в 4 раза превышала расчетный показатель назначения КНБК. Предстояло оценить влияние начального искривления ствола, кривизна которого существенно отличается от расчетного значения для применяемой КНБК, на траекторию бурения нижележащего интервала.
