Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ методов определения гидравлических параметров при вскрытии продуктивных пластов с применением газированных промывочных жидкостей 16
1.1 Роль гидродинамических процессов при вскрытии продуктивных пластов 16
1.2 Сложившаяся практика гидравлических расчётов при вскрытии продуктивных пластов с использованием газированных промывочных жидкостей 23
1.3 Некоторые современные методы определения рациональных технологических параметров при вскрытии пластов
винтовыми забойными двигателями 27
2 Гидродинамические процессы в винтовых забойных двигателях (взд) при использовании в качестве рабочего агента газожидкостной смеси 33
2.1 Существующие подходы к математическому моделированию рабочего процесса ВЗД 33
2.1.1 Газированная вязкая жидкость 44
2.1.2 Газированная вязкопластичная жидкость 46
2.2 Экспериментальные исследования энергетических характеристик ВЗД 48
2.2.1 Экспериментальная установка 48
2.2.2 Технологический план стендовых испытаний ВЗД 55
2.2.3 Результаты экспериментальных исследований 57
3 Определение забойного давления при вскрытии продуктивных пластов с промывкой нефтегазовой смесью 67
3.1 Общие сведения для гидрогазодинамических расчетов газожидкостных смесей 67
3.2 Забойное давление при ламинарном режиме потока и совпадении осей колонны труб и скважины 69
3.3 Забойное давление при ламинарном режиме потока и наличии эксцентриситета между осями колонны бурильных труб и скважины 75
3.4 Определение забойного давления в случае турбулентного режима промывки и любом эксцентриситете между осями колонны бурильных труб и скважины 82
3.5 Определение забойного давления при одновременном существовании в различных частях затрубного пространства ламинарного и турбулентного режимов промывки при бурении
с промывкой нефтегазовой смесью 86
3.6 Забойное давление при ламинарном и турбулентном режимов движения нефтегазовой смеси в наклонной скважине в случае наличия эксцентриситета между осями ствола и бурильной колонны 91
3.7 Определение забойного давления наклонной скважины при одновременном существовании в различных частях кольцевого пространства ламинарного и турбулентного режимов промывки 94
4 Определение расхода жидкости, обеспечивающего вынос выбуренной породы из любой точки эксцентричного кольцевого пространства 96
5 Гидравлические программы промывки скважин нефтегазовой смесью при вскрытии продуктивных пластов 109
5.1 Гидравлическая программа при промывке вертикальных скважин нефтегазовой смесью 109
5.2 Определение давления нагнетания 114
5.3 Гидравлические программы для промывки нефтегазовой смесью наклонных скважин 116
6. Результаты промышленного применения программ при вскрытии продуктивных пластов на депрессии винтовыми забойными двигателями с использованием в качестве промывочных жидкостей нефтегазовых смесей 121
Основные выводы 130
Литература 132
Приложения 140
- Роль гидродинамических процессов при вскрытии продуктивных пластов
- Существующие подходы к математическому моделированию рабочего процесса ВЗД
- Забойное давление при ламинарном режиме потока и совпадении осей колонны труб и скважины
- Гидравлическая программа при промывке вертикальных скважин нефтегазовой смесью
Введение к работе
Основные направления, способствующие повышению нефтеотдачи продуктивных пластов относятся к способам либо минимизирующим, либо, в определенной степени исправляющими отрицательное воздействие цементного и бурового растворов на продуктивный пласт. При традиционном способе бурения с положительным дифференциальным давлением в системе «скважина-пласт», вскрываемые продуктивные пласты подвергаются различного вида повреждениям.
Изучение причин, снижающих продуктивность скважин, привело к активному внедрению метода их строительства в неравновесных условиях. Так, начиная с 1998 года специалистами ООО «ЛУКОИЛ-Бурение-Пермь» начала реализовываться программа заканчивания скважин с использованием технологии первичного вскрытия продуктивных пластов при отрицательном перепаде давления в системе «скважина-пласт» (далее на депрессии). Предложенный вариант, при котором первичное вскрытие продуктивного пласта ведется с промывкой газожидкостной смесью «нефть+азот» и используется полностью закрытая система циркуляции, ранее в условиях России не применялся. Данная технология позволяет в несколько раз увеличить интенсивность отбора нефти и газа, повысить эффективность проведения буровых работ. Принципиально новый подход первичного вскрытия продуктивных пластов дает наибольший эффект при использовании данной технологии на нефтяных месторождениях с пластовыми давлениями ниже гидростатических и находящихся на поздних стадиях разработки. Бурение при отрицательном перепаде давления в системе «скважина-пласт» позволяет:
- сохранить, а в ряде случаях и улучшить естественные коллекторские свойства продуктивных пластов, так как в качестве промывочной жидкости используется нефть и обеспечивается приток пластовой жидкости во время бурения, что в свою очередь уменьшает или исключает необходимость
стимуляции и очистки призабойной зоны продуктивного пласта, которые, как правило, необходимо проводить при обычном бурении;
- исключить негативное воздействие на пласт бурового и цементного
растворов, используемых при обычной технологии, а также воздействие
избыточных давлений при бурении и креплении ствола скважины;
- свести к минимуму проблемы при бурении в истощенных пластах, такие
как потеря циркуляции и прихваты бурового инструмента из-за перепада
давления;
- снизить негативное воздействие на окружающую среду, так как
отпадает нужда в утилизации отработанного бурового раствора;
- повысить эффективность буровых работ за счет увеличения
коэффициента нефтеотдачи и увеличения объемов извлекаемых запасов нефти,
вследствии снижения эффекта нарушения проницаемости (скин-эффекта)
призабойной зоны продуктивного пласта. При незначительном увеличении
стоимости буровых работ повысить дебит скважин, а следовательно, сократить
сроки окупаемости строительства скважин;
- вовлечь в активную разработку низкорентабельные нефтяные залежи и
месторождения с трудно извлекаемыми запасами нефти.
Известно, что качество ствола бурящейся скважины обуславливается параметрами ее промывки в процессе бурения, т.е. расходом и реологическими свойствами буровых растворов. Необходимо отметить, что потери давления в винтовом забойном двигателе соизмеримы с энергетическими затратами во всей циркуляционной системе. В существующих методиках расход промывочной жидкости определяется по задаваемой на основании накопленного опыта бурения средней скорости восходящего потока и рекомендуемыми паспортными характеристиками ВЗД при работе его на воде, что ограничивает применение предлагаемых гидравлических программ, т.к. бурение на депрессии проводится с помощью газированных промывочных смесей. При этом реологическими свойствами промывочных жидкостей также задаются, исходя из опыта бурения в конкретном регионе. Такой эмпирический
подход при строительстве скважины не может не сказаться на качестве ствола и последующей ее успешной эксплуатации.
Для выбора рациональных параметров промывки бурящейся скважины немаловажное значение имеет расположение колонны бурильных труб относительно оси скважины. Так, например, при промывке скважины однородной жидкостью отношение потерь давления при концентричном положении колонны к соответствующей величине, возникающей при максимальном эксцентриситете, составляет примерно 2,5. В случае газожидкостных смесей влияние эксцентриситета на забойное давление мало исследованы, но можно предположить, что оно будет значительным.
Наличие эксцентриситета является источником зарождения застойных зон, что отрицательно влияет на качество ствола и эффективности крепления скважин.
Одним из основных назначений промывочной жидкости является вынос выбуренной породы из любой точки кольцевого пространства. При наличии эксцентриситета скорость движения жидкости в наиболее широкой части может быть на порядок и более выше скорости в относительно узкой части пространства между колонной бурильных труб и стенкой скважины. Это обстоятельство может привести к движению жидкости при одновременном существовании ламинарного и турбулентного режимов течения в различных частях эксцентричного кольцевого пространства.
Бурение на депрессии сопряжено с дополнительными техническими и технологическими трудностями. Успешное проведение буровых работ с депрессией на пласт зависит от объема информации о свойствах пласта и его геологической характеристики, а также правильного режима бурения при вскрытии пласта. Так как буровые работы в условиях депрессии на пласт проводятся одновременно с нефтепроявлением из скважины, при таком сочетании необходимо уделять большее внимание вопросам планирования и инженерно-технологического обеспечения.
При бурении с депрессией на пласт существует двухфазный поток и количество параметров, подлежащих рассмотрению на стадии планирования, является значительным. Расчетные методики должны иметь высокую точность для получения заданной величины депрессии на пласт, распределения давлений по стволу скважины, как основного условия устойчивости ствола, гидроочистки ствола скважины, операционные пределы для работы забойного двигателя и исключения аварий при проведении работ.
Наличие этих проблем привело к необходимости новой постановки вопроса о гидравлической программе бурящихся скважин, согласно которой расход, реологические свойства и эксцентриситет определяются из условия сохранения целостности стенок скважины и проходимых пород, а также выноса выбуренной породы с любой точки затрубного пространства, а значит и при отсутствии застойных зон.
Принципиальное отличие такой гидравлической программы от разработанных ранее должно заключаться в том, что в данном случае пласт и ствол скважины рассматриваются как единая гидродинамическая система, т.е. параметры промывки устанавливаются с учетом работы призабойной зоны, определяемой по данным исследования скважины. Необходимость в такой постановке вопроса вызвана тем, что процесс углубления сопровождается поступлением газонефтяной смеси из пласта и проведение промывки без гидродинамической взаимосвязи работы пласта и ствола может привести к различному роду осложнений (выбросы, пожары и др.).
Актуальность темы диссертационной работы обосновывается тем, что вскрытие продуктивных пластов на депрессии осуществляется в большинстве случаях винтовыми забойными двигателями. Отметим, что мы сейчас не располагаем энергетическими характеристиками ВЗД с применением в качестве рабочего агента газированных буровых растворов. Проходка горизонтальных участков скважин, при восстановлении скважин методом бурения боковых стволов, при капитальном ремонте проводится в основном тоже с применением ВЗД. Немаловажным является то, что при этом важнейшей задачей является
сохранение целостности проходимых пластов, решение которой зависит от правильного выбора режимов промывки и свойств промывочной жидкости. Отсутствие комплексного подхода к расчету рациональных параметров промывки скважин газированными смесями при бурении винтовыми забойными двигателями определило цели и задачи настоящей работы.
Цель работы
Повышение технико-экономических показателей бурения скважин при вскрытии продуктивных пластов винтовыми забойными двигателями на базе научно обоснованного применения гидродинамических методов для выбора режимов промывки газированными буровыми растворами при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина-пласт».
Основные задачи работы
1. Определение рабочих характеристик современных ВЗД при использовании в качестве рабочего агента газожидкостной смеси.
2. Разработка алгоритмов расчета и программ на ЭВМ по определению параметров промывки газожидкостными смесями при бурении винтовыми забойными двигателями вертикальных и наклонно направленных скважин с учетом эксцентричного расположения бурильной колонны в скважине и особенностей, возникающих при вскрытии продуктивных пластов на депрессии.
3. Определение забойного давления в бурящейся скважине при промывке
аэрированным глинистым раствором при концентричном и эксцентричном
расположении колонны бурильных труб в вертикальных и наклонно
направленных скважин.
4. Определение необходимых расходов жидкой фазы и газа при
использовании вязкопластичной газированных смесей для полного выноса
выбуренной породы в случае структурного и турбулентного режимов течения
при концентричном и эксцентричном расположении колонны бурильных труб
относительно оси ствола скважины.
Объектом исследования данной работы является система гидродинамических закономерностей технологического процесса промывки скважин вязкими и вязкопластичными газированными жидкостями при вскрытии продуктивных пластов винтовыми забойными двигателями при отрицательном перепаде давления в системе «скважина-пласт».
Предмет исследования - вертикальные и наклонно направленные скважины, бурящиеся винтовыми забойными двигателями при концентричном и эксцентричном расположении бурильной колонны относительно ствола.
Методическую и теоретическую основы исследования составили научные труды отечественных и зарубежных авторов в области гидродинамики симметричных и асимметричных потоков неныотоновских и многофазных жидкостей при различных режимах течения, общих положений гидравлики применительно к бурению нефтяных и газовых скважин, а также гидравлических особенностей рабочего процесса в двигательной секции винтового забойного двигателя. Работы проводились на базе специально разработанных методик и экспериментальных установок, обеспечивающих целенаправленное исследование гидродинамических процессов в двигательной секции винтовых двигателях, промысловых исследований и испытаний новых алгоритмов расчета рациональных параметров промывки при вскрытии продуктивных пластов.
В числе информационных источников диссертации использованы научные источники в виде данных и сведений из книг, журнальных статей, научных докладов и отчётов, материалов научных конференций, семинаров, результаты собственных расчётов и экспериментов. Значительный вклад в развитие методологической и теоретической базы исследований проблем, связанных с гидродинамическими особенностями движения многофазных систем, внесли А.А. Арманд, Н.А., Гукасов, СИ. Криль, С.С. Кутателадзе, Л.С. Лейбензон, А.Х. Мирзаджанзаде, Д.Ю. Мочернюк, Г.Э. Одишария, Н.И. Семенов, М.А. Стырикович, А.А. Точигин,; в разработку теории рабочего процесса винтового забойного двигателя - Д.Ф. Балденко, М.Т. Гусман, Ю.А.
Коротаев, A.M. Кочнев, С.С. Никомаров; в создание технологии бурения скважин с применением ВЗД - П.И. Астафьев, Т.Н. Бикчурин, Ю.В. Вадецкий, А.Г. Калинин, В.И. Крылов, Б.А. Никитин и целый ряд других авторов. Заранее приносим извинения авторам, работы которых в силу тех или иных причин не попали в поле нашего зрения, частично они приведены в списке литературы.
Научная новизна
Экспериментальное определение энергетических характеристик винтовых забойных двигателей нового поколения при использовании в качестве рабочего агента газированных смесей.
Развивая ранее известные достижения гидродинамики газожидкостных смесей, проведены теоретические исследования по определению забойного давления при промывке нефтегазовой смесью, являющейся неныотоновской жидкостью. Получены формулы для определения забойного давления с промывкой нефтегазовой смесью при вскрытии продуктивных пластов с учетом эксцентриситета колонны бурильных труб относительно оси скважины.
Все выведенные уравнения могут быть использованы автономно. Для оперативного определения давления на забое по выведенным уравнениям разработаны программы на ЭВМ, позволяющие с высокой точностью находить искомые величины.
Для определения скорости и расхода газожидкостной смеси для выноса выбуренной породы автором впервые решены задачи:
- определение перепада давления в ВЗД;
- определение забойного давления при бурении с промывкой
нефтегазовой смесью наклонно направленных скважин в случае наличия
эксцентриситета между осями ствола и бурильной колонны;
определение расхода нефтегазовой промывочной жидкости, обеспечивающего вынос выбуренной породы из любой точки эксцентричного пространства.
Преимущества и потенциальные возможности прогрессивного ВЗД дали возможность совершить качественный скачок в технологии бурения таких
сложных по профилю скважин как наклонно направленных и горизонтальных, а при капитальном ремонте скважин занять лидирующее положение. Поэтому совершенствование технологии бурения с применением ВЗД должно исходить из потенциальных возможностей, присущих этому способу.
Наличие большой гаммы современных винтовых забойных двигателей наряду с усовершенствованием профилирования рабочих органов дает в настоящее время возможность изменять в достаточно широких пределах их энергетические характеристики при сохранении неизменного расхода промывочной жидкости.
Из этого следует, что основными при выборе расхода промывочной жидкости являются технологические соображения, в первую очередь обеспечение выноса шлама из любой точки эксцентричного кольцевого пространства. По этому поводу наибольшее распространение получили рекомендации, согласно которым расход промывочной жидкости следует выбирать, исходя из обеспечения очистки забоя или по заданной скорости восходящего потока по кольцевому пространству потока промывочной жидкости. С таким подходом нельзя согласиться исходя из начальных условий наличия эксцентриситета, при котором невозможно пользоваться средней скоростью. Однако систематические исследования этого вопроса проведены в недостаточном объеме.
Использование ВЗД требует установления рационального сочетания техники и технологии бурения с учетом конкретных условий при вскрытии продуктивных пластов. Решение этой проблемы в определенной степени связано с установлением энергетических параметров ВЗД и связи их с гидродинамическими закономерностями течения промывочных жидкостей в кольцевом пространстве скважины.
Еще меньше сведений о работе ВЗД на газированных смесях, применение которых при вскрытии продуктивных пластов в последнее время расширяется.
Необходимо отметить, что точное знание величины забойного давления может предопределить качество ствола скважины и предотвратить появление
многих осложнений, возникающих в процессе промывки и бурения скважины. Задача по определению забойного давления при исследовании однородных жидкостей, являясь сама по себе сложной, еще более осложняется при учете эксцентричного расположения колонны труб относительно оси скважины и при использовании газированных промывочных жидкостей. При этом необходимо поддерживать на соответствующем уровне энергетические параметры гидравлического забойного двигателя.
Из всего вышеизложенного следует, что формализация процесса определения режима промывки скважины в сочетании с эффективной работой ВЗД при вскрытии продуктивных пластов является очень сложной и важной задачей для практики.
Что касается принципов управления гидродинамическими процессами в стволе скважины, то они еще далеки от формализации. Особенно это относится к бурению винтовыми двигателями. В некоторых работах расход промывочной жидкости назначается исходя из паспортных характеристик ВЗД в случае работы его на воде, а также средней скорости жидкости в кольцевом пространстве.
По поводу такого подхода можно сказать, что указанные расходы в общем случае могут не совпадать. Кроме того, не приводятся принципы расчета реологических свойств промывочных растворов.
Теоретические исследования и промысловые испытания помогли на определенном этапе находить рациональные параметры технологии процесса бурения при вскрытии продуктивных пластов с применением ВЗД для локальных условий, при которых имеется достаточный практический опыт бурения скважин ВЗД.
Практическая ценность состоит в том, что результаты исследований могут быть использованы специалистами организаций и предприятий нефтегазовой промышленности, занимающихся проектированием процесса вскрытия продуктивных пластов с применением винтовых забойных двигателей в случае использования газожидкостных смесей. Для прогнозирования и управления
процессом промывки при бурении скважин ВЗД на депрессии с учётом полученных новых методов расчёта с участием автора разработаны программы на ЭВМ, зарегистрированные в Реестре программ для ЭВМ в Российском агентстве по патентным и товарным знакам. Разработанные автором алгоритмы и программы применялись для определения параметров промывки при вскрытии продуктивных пластов на депрессии винтовыми забойными двигателями с применением нефтегазовых смесей при строительстве наклонно-направленных скважин №9, 32, 37 и 41 Аптугайского месторождения Пермского края, №№ 5417, 5427, 5428, 5435, 5599, 5602 Черемуховского месторождения республики Татарстан и № 4, 3 Быгинского месторождения Удмуртии.
Предложенные методы и программы на ЭВМ применяются ООО «ПермНИПИнефть» при составлении проектов на вскрытие продуктивных пластов в скважинах Шершневского, Озерного, Трифоновского, Сафроницкого и других месторождениях Пермского края. Выводы выполненных исследований и рекомендации, высказанные в работе, могут быть использованы также научными работниками, изучающими гидродинамические процессы многофазных систем.
Результаты работы докладывались и получили положительную оценку на заседаниях учёного совета 000 «ПермНИПИнефть» (г. Пермь, 2004, 2005 гг.), на заседаниях кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Пермского государственного технического университета (г. Пермь, 2004, 2005 г.г.), на 1-й научно-практической конференции «Передовые технологии строительства и ремонта скважин» (г. Пермь, 2005 г.).
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 11 печатных работах.
Основные положения диссертационной работы, выносимые на защиту, можно определить следующим образом.
Для управления процессом вскрытия продуктивных пластов винтовыми забойными двигателями на депрессии в работе сформулированы и обоснованы
новые принципы совершенствования гидродинамики вязкопластичных и газированных жидкостей.
1. Создания математических моделей для определения рабочих
характеристик винтовых забойных двигателей при работе на газожидкостных
смесях.
2. Управления гидродинамическими процессами в пространстве между
колонной бурильных труб и стенкой скважины (вертикальной и наклонно
направленной) с учётом несовпадения их осей с определением рациональной
скорости движения в любой точке пространства и расхода газированных
промывочных жидкостей, обеспечивающих полную очистку от выбуренной
породы.
3. Новый подход к определению забойного давления бурящейся
скважины при использовании аэрированного бурового раствора отличающийся
учетом наличия эксцентриситета между осями бурильных труб и ствола
скважины.
В структуру диссертационной работы входят разделы, отражающие:
критический анализ состояния проблемы управления гидродинамическими процессами при вскрытии продуктивных пластов на депрессии винтовыми забойными двигателями;
гидродинамические процессы в современных ВЗД с использованием газожидкостных систем;
алгоритмы расчёта параметров промывки и применение разработанных методик и программ на ЭВМ при вскрытии пластов на депрессии;
результаты опытного бурения с применением результатов проведенных исследований и разработанных соответствующих алгоритмов и программ на ЭВМ.
Роль гидродинамических процессов при вскрытии продуктивных пластов
Сложность процесса вскрытия продуктивных пластов обусловлена наличием большого количества тесно связанных между собой факторов, переплетением причин и следствий научного и организационного характера [64].
Известно, что применение традиционных технологий и буровых растворов при вскрытии продуктивных пластов в скважинах значительно снижают их продуктивность. Например, по месторождениям Западной Сибири достигается лишь 50-70% потенциальной продуктивности, для низкопроницаемых коллекторов ещё ниже [14,15, 32].
Исследования гидродинамических процессов, происходящих при вскрытии продуктивных пластов, занимают особое место. Несмотря на продолжение в России и за рубежом работ по предупреждению отрицательного влияния буровых растворов на коллекторские свойства нефтяных и газовых пластов, исключительно актуальной является проблема по разработке новых научных и методических подходов, в отличие от традиционных способов [53].
Анализ состояния изученности вопросов по взаимодействию буровых растворов и специальных жидкостей с терригенными и карбонатными горными породами позволяет сделать вывод об ограниченности существующих методов исследования в этом направлении.
Аналитические исследования, проведенные в ОАО НПО «Бурение» и других научно-исследовательских организациях, показали, что степень повреждаемости пласта зависит от его петрографических и других его характеристик, а также свойств бурового раствора и дифференциального давления в системе «скважина-пласт» [53]. Строительство нефтяных и газовых скважин на сбалансировании давлений в системе «скажина-пласт» приходит на смену бурению с заведомо большими избытками забойного давления над пластовым, такое бурение характеризуется применением газированных буровых растворов, гидростатическое давление которых равно или близко к давлению флюидов разбуриваемых пластов. При этом улучшаются все основные показатели бурения [5, 9, 64, 73]. Преимущества бурения при сбалансировании давлений оказываются настолько внушительными, что это направление становится ведущим в области бурения глубоких скважин в США [17]. Возможность аварийного выброса являлась самым большим препятствием, сдерживавшим долгое время широкое внедрение бурения без «страхового» избытка забойного давления над пластовым [5]. Бурение в условиях равновесия или при превышении пластового давления над забойным создает предпосылки для проявления пласта и выбросов.
В связи с этим большое значение имеет методы определения забойного давления при разработке проекта строительства скважин с использованием газированных промывочных жидкостей. Эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений во многом определяется состоянием призабойной зоны скважин в период заканчива-ния. В результате физико-химических и механического воздействия при закан-чивании скважин изменяются коллекторские свойства пород в призабойной зоне. Физико-химическое воздействие на призабойную зону обусловлено взаимодействием флюида пласта и фильтрата бурового и цементного растворов, а также действием абсорбционных, капиллярных и диффузионно-осмотических сил [17, 72]. В процессе вскрытия и разбуривания продуктивного пласта необходимо уделять особое внимание технологическим приемам, снижающим отрицательное воздействие технологических процессов на призабойную зону продуктивного пласта. В соответствии с Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности столб бурового раствора в скважине должен создавать давление, превышающее пластовое на величину (в зависимости от глубины) от 1,5 до 3,5 МПа [52]. В реальных условиях давление на продуктивные пласты существенно больше из-за переутяжеления бурового раствора, гидравлических сопротивлений при его движении в кольцевом пространстве. Проблема качества строительства скважин (особенно горизонтальных) для многих производственных объединений России стоит очень остро [12]. Интегральная характеристика качества скважин - получаемый полезный эффект, т.е. добыча количества углеводородов на рубль затрат строительства скважин -за последние 10 лет сократился более чем в два раза. Это объясняется не только необходимостью освоения новых, более труднодоступных со сложными горногеологическими условиями месторождений. Результаты анализа показывают [12], что при условии полного использования возможности продуктивных пластов (если бы добывающие способности скважин не ограничивались возможностями применяемой технологии их строительства) добыча нефти и газа на одну скважину была бы в 2-4 раза больше в зависимости от условий. Проблема качественного вскрытия продуктивного пласта включает большой круг вопросов, хотя до настоящего времени понимается довольно ограничено - главным образом уделяется внимание буровым растворам, минимально снижающим проницаемость призабойной зоны [12, 13, 63, 64, 73]. При бурении в продуктивном коллекторе в связи с нарушением напряженного состояния пород в приствольной зоне, проникновением фильтрата бурового раствора в пласт, взаимодействие с пластовой газожидкостной смесью и горной породой происходят сложные физико-химические процессы. Фильтрат, проникая в продуктивный пласт, резко уменьшает проницаемость последнего для нефти и газа, что приводит к ряду необратимых процессов. Частично проникает в пласт и твердая фаза буровых растворов; при гидроразрывах пластов значительное количество бурового раствора поступает в пласт, блокируя продвижение флюида к скважине. Если исходить из условий максимального сохранения природного состояния коллектора, то продуктивный пласт необходимо вскрывать при усло вий депрессии или равновесия между пластовым и забойным давлениями [9, 17, 64]. Значения давления на забой и степень его влияния на призабойную зону во многом определяется характером и интенсивностью проводимых в скважинах операций. Наибольшие гидродинамические давления возникают в скважине при восстановлении циркуляции после спуска инструмента на забой, несмотря на то, что гидродинамические давления при этом действуют на пласт кратковременно, в пределах 3-5 мин. Значение забойного давления может достигать 75-80% величины полного горного давления, что иногда вызывает гидроразрыв пласта. Причинами роста гидродинамических нагрузок на пласт в неглубоком бурении являются также высокие скорости спускоподъёмных операций. Гидродинамическая репрессия на пласты при этом может возрастать до 3-9 МПа [17, 35,36]. Серьёзные осложнения возникают при вскрытии продуктивных пластов на скважинах глубиной 4000-5000 м. На таких глубинах трудно регулировать давление на забое вследствие высокого пластового давления, а также периодического проникновения в буровой раствор газа. Вследствие этого, в процессе вскрытия в пласт проникает не только фильтрат, но и буровой раствор, при этом в зависимости от конкретных условий глубина проникновения может иметь очень большую протяженность [17, 64, 73].
Существующие подходы к математическому моделированию рабочего процесса ВЗД
Разработанные автором алгоритмы и программы применялись для определения параметров промывки при вскрытии продуктивных пластов на депрессии винтовыми забойными двигателями с использованием в качестве рабочего и очистного агента нефтегазовых смесей при строительстве наклонно-направленных скважин №9, 32, 37 и 41 Аптугайского месторождения Пермского края, №№ 5417, 5427, 5428, 5435, 5599, 5602 Черемуховского месторождения республики Татарстан и № 4, 3 Быгинского месторождения Удмуртии.
На Аптугайском месторождении скважины строились по следующей конструкции: направления, кондуктора и технические колонны диаметром 426, 324 и 245 мм устанавливались на глубину 10; 40 и 540 м соответственно.
Все колонны цементировались тампонажным портландцементом марки ПЦТ-1-50 с подъемом тампонажного раствора плотностью 1830 кг/м до устья. В случае оседания цементного раствора за кондуктором и технической колонной во время затвердевания цементного раствора по причине поглощения или от фильтрования жидкости затвердения производился его периодический долив в течение 8 часов с тем, чтобы к концу отвердения его уровень за колоннами оставался на устье.
Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм устанавливалась на глубину не более 0,3- 0,5 м ниже кровли продуктивного пласта. Большое внимание уделялось качеству её крепления, т.к. по истечении не более 5 суток после ОЗЦ цементное кольцо подвергалось испытанию на герметичность и производилось бурение на депрессии.
Перед спуском эксплуатационной колонны производилась опрессовка ствола скважины на давление создаваемое столбом цементного раствора. Для обеспечения плотного контакта между сопредельными средами обсадная труба - цементный камень; цементный камень - порода производилась подготовка ствола скважины перед цементированием путем установки забойной ванны и прокачки трех пачек буферных жидкостей.
Забойная пачка в объеме 6 м3 готовилась из следующих реагентов: Р-сил и гидроцема В (СМ) в количестве 100 и 3 кг/м3 соответственно и технической воды в количестве 0,96 м /м . Буферная пачка №1 в объеме 4 м готовилась из следующих реагентов: ТПФН и МЛ-80 с расходом 5 и 0,5 кг/м соответственно и технической воды в объеме 1 м /м . Буферная пачка №2 объемом 6 м3 готовилась из Р-СИЛ в количестве 100 кг/м и технической воды в количестве 1 м /м . Буферная пачка №3 объемом 10 мЗ готовилась из следующих реагентов, кг/м : тампонажного портландцемента марки ПЦТ-lG-CC-l-lOOO; гидроцем В (СВ) - 4,02; цемпласт ЛСМ (МФ) - 4,02; полицем ДФ - 2,34; CaCl2(NaCl) - 26.8 (67.0 ) и технической воды в количестве 0,686 м3/м3. Цементирование эксплуатационных колонн производилось в одну или две ступени зависит от гидродинамического состояния стволов скважин. При цементировании в две ступени использовались муфты ступенчатого цементирования Для цементирования первой ступени использовался облегченный цементный раствор плотностью 1820 кг/м состава: тампонажный цемент ПЦТ-lG-CC-l - 1170 кг/мЗ; гидроцем С (СВ) -3,51 кг/м; полицем ДФ-2,34 кг/м; хлорид кальция (хлорид натрия) - 23,4 (58,5) кг/м ; техническая вода 0,644 м /м . Цементирование второй ступени осуществлялось утяжеленным цементным раствором состава: тампонажный портландцемент марки ПЦТ-Ю-СС-1-1340 кг/мЗ; гидроцем С (СВ) - 4,02 кг/мЗ; полицем ДФ - 2,68 кг/мЗ; цемпласт ЛСМ (МФ) - 4,02; CaCl2(NaCl) - 26.8 (58,5) кг/мЗ и техническая вода в количестве 0,59 м /м . После разбуривания цементного стакана и углубления скважины из-под башмака 1-3 м производилась опрессовка цементного кольца с закачкой на забой воды в объеме 10 - 20 м выше башмака. Давление опрессовка определялось необходимостью обеспечения герметичности цементной крепи за башмаком эксплуатационной колонны при бурении на депрессии и особенно при глушении скважины. Бурение скважин на Аптугайском месторождении из-под эксплуатационной колонны производилось долотом диаметром 124 мм. Ствол скважины в продуктивном пласте оставался открытым (табл. 6.1). Строительство наклонно-направленных скважин №№ 5417, 5427, 5428, 5435, 5599 и 5602 на Черемуховском месторождении производилось диаметром 426 мм устанавливали на глубину до 60 м, техническая колонна диаметром 245 мм на глубину до 340 м. Все эти колонны цементировались тампонажным портландцементом марки ПЦТ-1-50 с подъемом цементного раствора плотностью 1830 кг/мЗ до устья. При необходимости во время ОЗЦ долив цементного раствора производился с устья. Эксплуатационные колонны диаметром 168 мм спускали в кровлю продуктивного пласта с установкой башмака в 0,3-0,5 м от его кровли. Цементирование производилось по технологии аналогично применяемой на Аптугайском месторождении. Продуктивный пласт бурили долотом диаметром 144 мм и оставляли открытым (табл. 6.2).
Забойное давление при ламинарном режиме потока и совпадении осей колонны труб и скважины
Комиссия в составе председателя - начальника Управления разработки нефтяных и газовых месторождений 000 «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» Балдиной Т.Р., членов комиссии: начальника отдела реализации проектов и программ бурения и повышения нефтеотдачи пластов Чалина С.А., заместителя начальника отдела реализации проектов и программ бурения и повышения нефтеотдачи пластов Нефедова Н.И., Первого зам. директора-главного инженера Пермского филиала 000 «Буровая компания «Евразия» Мосина В.П., главного геолога Пермского филиала 000 «Буровая компания «Евразия» Шадрунова А.А., главного технолога Пермского филиала 000 «Буровая компания «Евразия» Денщикова П.А., заместителя начальника технологического центра Пермского филиала 000 «Буровая компания «Евразия» Шестакова В.А. и начальника отдела технологии и проектирования строительства скважин 000 «ПермНИПИнефть» Карасева Д.В. составили настоящий акт о том, что разработанные Глуховым С. Д. алгоритмы и «Программа промывки скважин газожидкостными смесями (нефть + азот)» (Свидетельство от официальной регистрации программы для ЭВМ РФ №200561507 зарегистрировано в реестре программ для ЭВМ 20 июня 2005 г., заявка № 2005611048), применялись для определения параметров промывки при вскрытии продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе скважина-пласт (на депрессии) винтовыми забойными двигателями при строительстве наклонно направленных скважин №№ 9, 32, 37 и 41 Аптугайского месторождения Пермского края.
На Аптугайском месторождении скважины строились по следующей конструкции: направления, кондуктора и технические колонны диаметром 426; 324 и 245 мм спускались на глубины 10; 40 и 540 м соответственно. Эксплуатационные колонны диаметром 146 мм спускались на глубину не более 0,3 - 0,5 м ниже кровли продуктивного пласта. После разбуривания цементного стакана и углубления скважины ниже башмака на 1 - 3 м производилась опрессовка цементного кольца с закачкой на забой пачки воды в объеме, обеспечивающим высоту 10 - 20 м. Давление опрессовки определялось исходя из ожидаемой величины избыточного давления в стволе скважины ниже башмака в процессе вскрытия на ОПД, а также при глушении скважин. Бурение скважин на Аптугайском месторождении из-под эксплуатационной колонны производилось долотами диаметром 124 мм. Ствол скважины в продуктивном пласте оставался открытым (таблица 1). Расчет программ промывки этих скважин произведен по разработанным Глуховым С.Д. алгоритмам и «Программе промывки наклоннонаправленных скважин (Свидетельство от официальной регистрации программы для ЭВМ РФ №200561507). При расчетах программ промывки по скважинам №№ 9, 32, 37 и 41 перепад давления на винтовом забойном двигателе определяли с учетом реологических характеристик рабочего агента с одновременным учетом результатов, полученных при стендовых испытаниях на газожидкостных системах. Ранее в проектах на строительство скважин перепад давления в ВЗД принимался в диапазоне рекомендуемом паспортными характеристиками, полученными на стенде при работе ВЗД на технической воде. Вскрытие продуктивных пластов на всех скважинах производился нефтегазовой смесью (нефть + азот) при расходе нефти 6 - 7 л/с и азота 4,5 - 9 м3/мин. Анализом установлено (таблица 2), что предусмотренные проектом параметры промывки не обеспечивали должную очистку забоя и ствола скважины. Вскрытие продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе скважина-пласт по режимам рассчитанным по «Программе...», предложенной автором, позволило поддерживать расчетную депрессию 0,4 - 4 МПа и получить прирост дебита нефти по скважине №32 против базового на 16 т/сут, (с 23 до 39 т/сут). Годовая дополнительная добыча нефти на этой скважине составила 5840 т. Разработанная автором «Программа расчета показателей промывки для наклоннонаправленных скважин со вскрытием продуктивных пластов на ОПД применяется ООО «ПермНИПИнефть при разработке проектов на строительство скважин.
Гидравлическая программа при промывке вертикальных скважин нефтегазовой смесью
После разбуривания цементного стакана и углубления скважины из-под башмака 1-3 м производилась опрессовка цементного кольца с закачкой на забой воды в объеме 10 - 20 м выше башмака. Давление опрессовка определялось необходимостью обеспечения герметичности цементной крепи за башмаком эксплуатационной колонны при бурении на депрессии и особенно при глушении скважины.
Бурение скважин на Аптугайском месторождении из-под эксплуатационной колонны производилось долотом диаметром 124 мм. Ствол скважины в продуктивном пласте оставался открытым (табл. 6.1).
Строительство наклонно-направленных скважин №№ 5417, 5427, 5428, 5435, 5599 и 5602 на Черемуховском месторождении производилось диаметром 426 мм устанавливали на глубину до 60 м, техническая колонна диаметром 245 мм на глубину до 340 м. Все эти колонны цементировались тампонажным портландцементом марки ПЦТ-1-50 с подъемом цементного раствора плотностью 1830 кг/мЗ до устья. При необходимости во время ОЗЦ долив цементного раствора производился с устья.
Эксплуатационные колонны диаметром 168 мм спускали в кровлю продуктивного пласта с установкой башмака в 0,3-0,5 м от его кровли. Цементирование производилось по технологии аналогично применяемой на Аптугайском месторождении. Продуктивный пласт бурили долотом диаметром 144 мм и оставляли открытым (табл. 6.2). Таблица 6.2 Данные о конструкции забоев наклонно-направленных скважин, пробуренных на Черемуховском месторождении со вскрытием продуктивных пластов при отрицательном перепаде давления в системе скважина-пласт на башкирский горизонт. месторождения производилось по четырехколонной конструкции. Направления, кондуктор и техническая колонна диаметром 426, 324 и 245 мм спущены на глубину 10, 35 и 6125 метров соответственно и зацементированы портландцементом ПЦТ-1-50 с подъемом цемента до устья. Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спущена на глубину 1331 м с подъемом цементного раствора до устья. Башмак эксплуатационной колонны установлен в 0,5 м от кровли башкирского горизонта. Продуктивный пласт пробурен долотом 124 мм и оставлен открытым (табл. 6.3). Конструкция забоя наклонно-направленной скважины № 43 Быгинского месторождения, пробуренной со вскрытием продуктивного пласта при отрицательном дифференциальном давлении в системе скважина-пласт на башкирский горизонт При расчетах программ промывки по вышеуказанным скважинам перепад давления на винтовом забойном двигателе определяли с учетом реологических характеристик рабочего агента с одновременным учетом результатов, полученных при стендовых испытаниях. Ранее в проектах на строительство скважин перепад давления в ВЗД в диапазоне рекомендуемом паспортными характеристиками, полученными на стенде при работе ВЗД на воде. Вскрытие продуктивных пластов на всех рассмотренных скважинах производилось нефтегазовой смесью при расходе нефти 6-7 л/с и азота 4,5-9 м3/мин (табл. 6.4) Анализом установлено, что предусматриваемые проектом параметры промывки (показатели нефтегазовой смеси не обеспечивали должную очистку забоя и ствола скважины. В таблице 6.5 приведено сравнение расчетных показателей и свойств нефтегазовой смеси, определенными в соответствующих проектах по скважинам №32, 5427 и 43 Аптугайского, Черемуховского и Быгинского месторождений соответственно. Вскрытие продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе скважина-пласт по вышеуказанным скважинам 125 позволила повысить дебиты нефти в 1,7; 2,8 и 6 раз соответственно по скважинам №32 Аптугайского, №5427 Черемуховского и №43 Быгинского месторождений (табл. 6.6). Эффективность внедрения программ промывки скважин при отрицательном дифференциальном давлении в системе скважина-пласт: - годовая дополнительная добыча нефти только по трем вышеуказанным скважинам составила 9307 т; - годовой экономический эффект составил 67 941 тыс. руб.
