Содержание к диссертации
Введение
1. Современное состояние техники и технологии строительства скважин и боковых стволов с использованием колтюбинговых установок 9
2. Разработка научно-методических основ выбора оборудования для строительства скважин и боковых стволов в условиях депрессии с использованием колтюбинговых установок 79
2.1. Методические основы выбора колтюбинга 79
2.2. Методические основы выбора колтюбинговых установок 84
2.3. Разработка рекомендаций по выбору противовыбросового оборудования и буровых оснований 88
2.4. Методические основы выбора колтюбинговой забойной компоновки 92
2.5. Разработка блок-схем выбора буровых флюидов, удовлетворяющих геолого-техническим условиям строительства скважин в условиях депрессии 99
3. Расчёт резьбовых соединений элементов КНБК и забойных двигателей в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах 104
4. Технико-технологические решения по строительству скважин в условиях депрессии с использованием колтюбинговых установок 112
4.1. Геолого-технические требования к объектам бурения, отвечающим условиям строительства скважин на депрессии 112
4.2. Способы и технологии создания депрессионных условий бурения 115
4.3. Обоснование выбора бурового флюида для строительства скважин в условиях депрессии 118
4.4. Технико-технологические особенности заканчивания скважин пробуренных в условиях депрессии 131
5. Метод поддержания заданных значений депрессии на продуктивный пласт в процессе бурения скважин в условиях отсутствия забойной информации получаемой в реальном масштабе времени 139
6. Проектные решения по строительству боковых стволов с использованием колтюбинговых установок на скважинах Канчуринского ПХГ 144
6.1. Проектирование профиля бокового ствола скважины 144
6.2. Выбор внутрискважинного и наземного оборудования 149
6.3. Обоснование типа и параметров промывочной жидкости 171
6.4. Проектирование режимных параметров и гидравлической программы бурения скважин 176
6.5. Обоснование применения технических средств и технологии заканчивания скважин 194
7. Результаты промыслового применения научно-методических и технико-технологических решений при строительстве скважины 194
8. Основные выводы и рекомендации 199
Литература 200
- Методические основы выбора колтюбинга
- Разработка блок-схем выбора буровых флюидов, удовлетворяющих геолого-техническим условиям строительства скважин в условиях депрессии
- Технико-технологические решения по строительству скважин в условиях депрессии с использованием колтюбинговых установок
- Проектирование профиля бокового ствола скважины
Введение к работе
Повышение дебитов эксплуатационных скважин и нефтегазоотдачи продуктивных пластов является важнейшей задачей обеспечения рентабельной добычи углеводородного сырья и вовлечения в эксплуатацию месторождений с трудно извлекаемыми запасами нефти и газа.
Основным недостатком традиционной технологии бурения на репрессии является ухудшение фильтрационных характеристик коллекторов, обусловленное проникновением твёрдой фазы и фильтрата промывочной жидкости в прискважинную зону пласта с последующим инициированием необратимых физико-химических процессов их взаимодействия с пластовыми флюидами и породообразующими минералами.
Продуктивные отложения, вскрываемые горизонтальными скважинами, наиболее уязвимы к такому роду воздействиям в силу увеличенного срока их контакта с промывочной жидкостью. Показатели скин-эффекта могут достигать +40000 и более, особенно при бурении скважин на истощённых месторождениях.
Ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов при бурении скважин вряд ли удастся избежать полностью, однако оно может быть снижено за счёт использования современных технологий.
Вскрытие продуктивных отложений в условиях депрессии является весьма эффективным методом минимизации таких воздействий. При этом наиболее безопасным, а во многих случаях и единственным способом реализации такой технологии, является использование колтюбинговых установок.
Накопленный опыт бурового применения данного оборудования подтвердил его уникальные возможности, и в первую очередь способность надёжного управления скважиной в условиях притока пластового флюида.
Вместе с тем, многообразие существующих типов колтюбингового оборудования, технологий выполнения работ и решаемых при этом задач, а так же наличие различных эксплуатационных ограничений требуют
5 разработки научно-методических основ его выбора. В условиях разнообразия геолого-технических условий месторождений и ГОСТ, реализация данной задачи становится актуальной.
Цель работы
Повышение эффективности строительства скважин в условиях депрессии с использованием колтюбинговых установок на основе разработки научно-методических и технологических решений направленных на повышение качества проектных решений, обеспечение надёжного контроля и поддержания в процессе бурения заданных значений забойного давления, расширение областей применения гибких труб и элементов колтюбинговых КНБК.
Основные задачи исследования
Анализ и обобщение современного состояния техники и технологии строительства скважин в условиях депрессии с использованием колтюбинговых установок.
На основе компьютерного моделирования гидродинамических процессов бурения скважин разработка технологии контроля и поддержания заданных значений депрессии на продуктивный пласт при отсутствии датчиков забойного давления, передающих информацию в реальном масштабе времени.
Разработка блок-схем выбора гибкой трубы, колтюбинговых установок, ПВО, буровых оснований, забойных компоновок и бурового флюида для работ в условиях притока пластового флюида.
Уточнение расчёта напряженного состояния резьбовых соединений КНБК в искривленной скважине.
Научная новизна
1. Разработан метод контроля и поддержания заданных значений депрессии на продуктивный пласт в условиях притока пластового флюида и отсутствия забойной информации, получаемой в реальном масштабе времени.
Разработаны научно-методические основы выбора оборудования и технических средств для строительства скважин в условиях депрессии с использованием колтюбинговых установок, основанные на учёте геолого-технических условий работ и результатах оптимизационных расчётов.
Предложены технико-технологические решения увеличения глубины бурения скважин без перехода колтюбинговой колонны в синусоидальный изгиб.
Предложены зависимости для определения допустимых напряжений в резьбовых соединениях КНБК, оснащённых торцевым упором.
Разработана технология заканчивания скважин без их глушения с использованием колтюбинговых установок.
На уровне изобретения разработано устройство для соединения гибкой металлической трубы с забойным инструментом (патент на изобретение № 2196216).
Основные защищаемые положения На защиту выносятся:
Метод контроля и поддержания заданных значений депрессии на продуктивный пласт в условиях притока пластового флюида и отсутствия датчиков забойного давления, передающих информацию в реальном масштабе времени.
Научно-методические основы выбора оборудования, технических средств и технологий строительства скважин в условиях депрессии с использованием колтюбинговых установок.
Технология заканчивания скважин без их глушения с использованием колтюбинговых установок.
Метод расчёта и технология увеличения длины ствола скважины без изменения прочностных и геометрических характеристик колтюбинговой колонны, при использовании забойного механизма подачи в составе КНБК.
7 Практическая ценность работы
Разработанный метод поддержания заданных значений депрессии на продуктивный пласт в условиях отсутствия датчиков забойного давления, передающих информацию в реальном масштабе времени, позволяет реализовать технологию бурения скважин с притоком пластового флюида.
Разработанная технология заканчивания скважин без их глушения обеспечивает непрерывность депрессионных условий их строительства, технологичность и безопасность выполнения работ. Предложенные технические решения включены в рабочие проекты на строительство скважин и боковых стволов с использованием колтюбинговых установок на месторождениях и подземных хранилищах газа ОАО «Газпром».
Предложенные зависимости для определения допустимых изгибающих нагрузок в резьбовых соединениях КНБК могут быть использованы для проектирования и строительства скважин, в том числе при определении предельных значений интенсивности изменения зенитного угла ствола скважины.
Предложенная технология увеличения глубины бурения скважин без перехода колонны гибких труб в синусоидальный изгиб и метод расчёта их предельного значения при использовании в составе КНБК забойного механизма подачи позволяет осуществлять проектирование и строительство скважин с большей протяжённостью стволов без изменения прочностных и геометрических характеристик колтюбинга.
Разработанное на уровне изобретения устройство для соединения гибкой металлической трубы с забойным инструментом показало свою надёжность и технологичность в эксплуатации и рекомендовано к широкому применению.
Результаты диссертационной работы использованы при разработке:
- рекомендаций Р ГАЗПРОМ «Метод поддержания заданных значений депрессии на продуктивный пласт в процессе бурения скважин в условиях
8 отсутствия датчиков забойного давления передающих информацию в реальном масштабе времени»;
группового рабочего проекта на строительство боковых стволов на скважинах № 291,208 и 278 Канчуринского ПХГ;
«Задания на разработку научно-технической продукции и проектно-сметной документации на восстановление продуктивности газовых скважин в центральной части Оренбургского НГКМ с установки «колтюбинг»»;
«Группового рабочего проекта № 227 на восстановление продуктивности газовых скважин в центральной части Оренбургского НГКМ с установки «колтюбинг»».
Апробация работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на конференциях Ассоциации буровых подрядчиков России (Москва, 2003, 2006 г.г.), на конференции международной Ассоциации буровых подрядчиков «IADC World Drilling 2003» (Вена, 2003 г.) и на 2-й Международной практической конференции «Бурение 2004» (Москва, 2004 г.).
Публикации
По материалам диссертации автором опубликовано 14 печатных работ.
Объём и структура работы
Диссертационная работа состоит из 7 разделов, основных выводов, списка используемых источников из 115 наименований и изложена на 154 страницах машинописного текста, содержит 68 рисунков и 25 таблиц.
Методические основы выбора колтюбинга
По мере нейтрализации сероводорода необходимо контролировать рН раствора. Свежий раствор аммиака имеет рН примерно 14. При падении рН ниже 10,5 раствор необходимо заменить.
Рабочий объём раствора аммиака выбирается в зависимости от производительности поступающего газа. Компанией Am-Gas Scrubbing Systems (США) выпускаются скрубберы на 210, 416 и 832 литра аммиачного раствора с производительностью по газу соответственно 1,25, 2,5 и 5 м3/мин.
Предложенная ОАО «ВолгоУралНИПИгаз» схема наземной обвязки адаптирована к работам в условиях притока пластового флюида содержащего H2S, вместе с тем её основным недостатком является необходимость сжигания газа на факелах, приводящая к образованию высокотоксичных соединений S02 или S03.
Важнейшим элементом колтюбингового комплекса при депрессионном бурении с использованием аэрированных систем являются азотные установки. По способу получения азота они делятся на два основных типа -криогенные и мембранные.
Технология получения газообразного азота в криогенных азотных установках основана на испарении жидкого азота при его прокачке через теплообменник.
Основные технические характеристики криогенных азотных установок, применяемых при строительстве скважин, следующие: а Объём перевозимого азота - до 7000 м (в пересчёте на газ); а Производительность закачки азота (в пересчёте на газ) - от 5 м /мин а до 250 м /мин. Максимальное давление закачки - до 100 МПа.
Криогенный принцип получения газообразного азота высоко технологичен и в первую очередь из-за возможности быстрого создания требуемого давления подачи газа (за счёт использования жидкостного криогенного насоса), а так же поддержания производительности его закачки на любом уровне, необходимом для проведения промысловых работ.
Основным недостатком данной технологии является привязка района работ к местам расположения заводов по выработке и сжижению азота.
Принцип получения газообразного азота в мембранных азотно-компрессорных установках основан на мембранной технологии молекулярного разделения газовых смесей на составляющие элементы.
Мембранные азотно-компрессорные установки позволяют вырабатывать газообразный азот непосредственно на скважине. Установки, удовлетворяющие условиям депрессионного бурения, выпускаются рядом западных компаний (в том числе Wolf Pack, ECD/Northwest, LMF, Stewart & Stevenson) и имеют следующие технические характеристики [19]: Производительность по азоту - 20-21 м3/мин; Рабочее давление - до 25 МПа; Чистота по азоту - 95%. Выпускаемая ООО НТК «Криогенная техника» азотно-компрессорная установка МВУ-1000 приближается по своим характеристикам к импортным аналогам (производительность по азоту - 18 м3/мин, рабочее давление - 15 МПа), однако целиком комплектуется оборудованием западного производства.
Наличие эксплуатационных ограничений для различных элементов колтюбинговых комплексов, многообразие геолого-технических условий работ и решаемых при этом задач требуют создания научно-обоснованных подходов по выбору оборудования и технологий его применения для безаварийного и эффективного строительства скважин.
На основе проведённого анализа и обобщения современного состояния технических средств и технологий строительства скважин с использованием колтюбинговых установок были разработаны методические основы выбора основных видов оборудования и инструмента входящих в комплекс - гибкой трубы, колтюбинговых установок, противовыбросового оборудования, буровых основании, КНБК, а также бурового флюида.
В основу метода положен пошаговый подход к принятию решений, базирующийся на оценке условий работ, параметров эксплуатации, а так же результатах оптимизационных расчётов.
Разработка блок-схем выбора буровых флюидов, удовлетворяющих геолого-техническим условиям строительства скважин в условиях депрессии
К обязательным элементам колтюбинговой компоновки относятся: - коннектор; - обратный клапан (один или несколько); - шаровой клапан (при извлечении КНБК по частям); - невращающийся соединитель (механический или электромеханический); - аварийный разъединитель (один или несколько); - ориентатор (за исключением вертикальных скважин); - телесистема (за исключением вертикальных скважин, не требующих LWD и передачи технологических параметров бурения в реальном масштабе времени); - забойный двигатель.
3. Учитывая ограниченные возможности гидравлического канала связи по объёму передаваемой информации, провести проверку возможности его использования для передачи геофизических и технологических параметров. При отрицательном результате перейти к использованию кабельной компоновки.
4. С учётом ожидаемых максимальных внутренних и наружных избыточных давлений, рассчитать коэффициенты запаса прочности элементов КНБК при воздействии на них данных нагрузок. Нормативный запас прочности составляет 1,15 (п. 4.5. РД «Инструкция по расчёту бурильных колонн», введённого в действие 01.01.1998).
Наружное избыточное давления, при котором наибольшее напряжение в корпусе элемента КНБК достигает предела текучести определяется по формуле (42) РД «Инструкция по расчёту бурильных колонн»
Внутреннее избыточное давления, при котором наибольшее напряжение в корпусе элемента КНБК достигает предела текучести, определяется по формуле (43) РД «Инструкция по расчёту бурильных колонн»
5. Основные треоования, предъявляемые к винтовым забойным двигателям при бурении скважин с использованием колтюбинговых установок, вытекают из учёта условий применения ВЗД и тех ограничений, которые накладывает колтюбинговая технология на их конструктивные особенности [43, 65, 66, 67, 71, 89, 112].
Принцип выбора величины крутящего момента и частоты вращения вала двигателя, во многом, аналогичен используемому при традиционном способе бурения. Вместе с тем, при прокачке через двигатель аэрированного раствора следует принимать в расчёт возможное снижение их значений. По данным компании Sperry-Sim Drilling Services при расчёте частоты вращения ВЗД должно использоваться следующее правило -подача 1 м3/мин воздуха (азота) рассчитанного при нормальных условиях эквивалентна расходу несжимаемого бурового раствора в объёме 33,4 л/мин [24, 61].
Расчёт требуемого количества двигателей для работ связанных с прокачкой азота через ВЗД необходимо проводить исходя из условия -один двигатель (статор) на один рейс. Данное требование обусловлено возможным проникновением азота под забойным давлением в материал статора. При подъёме двигателя на поверхность происходит его расширение, вызывающее повреждение эластомера [17].
К основным требованиям, предъявляемым к ВЗД при колтюбинговом бурении, следует отнести: Незначительная длина.
При прочих равных условиях, чем меньше длина двигателя, тем он более предпочтителен для бурения скважин в условиях депрессии. Данное утверждение относится в первую очередь к работам связанным с необходимостью спуска (извлечения) забойных компоновок под давлением при использовании I схемы ПВО. Нефтестойкость эластомерных элементов (статора, уплотнительных колец и пр.)
Данные требования распространяются на винтоввіе забойные двигатели, планируемые к эксплуатации при бурении скважин с использованием растворов на нефтяной основе или чистой нефти. Содержание в растворе ароматических углеводородов, вызывающих набухание эластомерных материалов, должно быть по возможности минимальным [17].
К одной из наиболее трудно решаемых задач при бурении скважин с использованием колтюбингового оборудования относится задача, связанная с доведением расчётной нагрузки на долото.
Использование забойного механизма подачи [25, 115] при достижении граничных условий перехода колонны в синусоидальный изгиб является одним из путей решения данной проблемы, позволяющим помимо повышения технико-экономических показателей работ (за счёт поддержания постоянного уровня нагружения долота и демпфирования забойных вибраций), обеспечить увеличение глубины бурения без потери устойчивости колтюбинга.
Технико-технологические решения по строительству скважин в условиях депрессии с использованием колтюбинговых установок
Технология строительства скважин в условиях депрессии не является инструментом решения проблем связанных с низкими фильтрационно-емкостньтми свойствами продуктивного пласта, так как по своей сути не способна увеличить проницаемость коллектора. Явными ошибками являются попытки её использования при вскрытии коллекторов с экстремально низкими характеристиками, в ожидании получения высоких дебитов, когда даже при идеальном случае вскрытия и заканчивания скважин (полное отсутствие загрязнения пласта) добыча пластовых флюидов является нерентабельной по тем же самым причинам [28].
Использование депрессионной технологии при бурении горизонтальных скважин в попытке пересечь макро или микротрещины в низкопроницаемом пласте, или устранить проблемы связанные с обводнение / подтягиванием газа в вертикальных скважинах, также не всегда рациональны.
Вместе с тем, данная технология позволяет значительно увеличить дебиты скважин в случаях, когда их заканчивание в условиях репрессии привело бы к таким повреждениям продуктивного пласта, которые не возможно избежать традиционными методами (например, при катастрофических поглощениях, вскрытии истощённых или сверх проницаемых коллекторов и т.д.). Широко применимо депрессионное бурение и в тех случаях, когда необходимо решить вопросы, связанные с техническими проблемами, например недопущение дифференциальных прихватов, увеличение механических скоростей бурения и т.д.
Главными критериями при определении приемлемости технологии депрессионного бурения для конкретного месторождения, являются [28]: Данные по ранее пробуренным в условиях репрессии скважинам (проблемы, эксплуатационные показатели и т.д.); Прогноз возможности технологии депрессионного бурения обеспечить значительный рост технико-экономических показателей строительства и эксплуатации скважин, основанный на инженерной оценке параметров коллектора; Оценка риска и проблем, сопутствующих строительству скважин в условиях депрессии; Оправдывает ли риск, ожидаемый рост технико-экономических показателей строительства и эксплуатации скважин по сравнению с традиционным способом бурения и заканчивания скважин.
При принятии решения о целесообразности депрессионного бурения на том или ином месторождении должны оцениваться как преимущества данного метода, так и его недостатки, а также имеющиеся способы избежания или минимизации влияния последних на возможность реализации проекта и достижения наилучших результатов. С точки зрения достоинств и недостатков метода оцениваются следующие моменты [28]:
Достоинства: - возможность уменьшить загрязнение коллектора; - устранение возможности или минимизация поглощения бурового флюида; - устранение или минимизация возможности возникновения дифференциальных прихватов; - устранение необходимости использования дорогих буровых флюидов и затратных способов их утилизации; - рост механических скоростей бурения, повышение стойкости долот, снижение стоимости бурения; 114 - устранение или минимизация работ по интенсификации и освоению скважин; - быстрая индикация продуктивных зон в процессе бурения; - возможность продажи добываемых в процессе бурения углеводородов; - возможность испытания продуктивного пласта в процессе бурения. Недостатки: - возможные проблемы с устойчивостью стенок скважины; - возможные проблемы с контролем скважины и безопасностью персонала при вскрытии высоконапорных или сероводородосодержащих пластов; - необходимость использования в отдельных случаях сложных систем заканчивания при выполнении работ без глушения скважины (и как следствие увеличение стоимости строительства скважины); - невозможность использования систем MWD с гидравлическим каналом связи при прокачке газожидкостной смеси по внутритрубному пространству; - опасность ещё более сильного загрязнения продуктивного пласта из-за недостаточной проработки проекта бурения на депрессии или ошибок возникающих в ходе его реализации, приводящих к переходу системы в репрессионные условия. К основным причинам перехода в репрессионные условия можно отнести: спуско-подъёмные операции, вскрытие локальных зон с различными поровыми давлениями, не спрогнозированные потери давления в кольцевом пространстве в процессе циркуляции, отсутствие точных данных о величине пластового давления и пр,
Проектирование профиля бокового ствола скважины
Выбор скважины для бурения в условиях депрессии базировался на оценке технического состояния кандидата, характеристик коллектора в районе её размещения и места расположения (возможность размещения наземного оборудования).
В качестве первоочередной была выбрана скважина №. 291, пробуренная на периферии структуры и характеризующаяся следующими показателями: суточный дебит - 40 тыс. м3/сут.; диаметр эксплуатационной колонны -168,3 мм; глубина спуска эксплуатационная колонна по стволу - 1466 м; интервал цементирования эксплуатационной колонны -1466-144 м; интервал залегания открытого ствола- 1466-1655 м. диаметр открытого ствола - 146 мм; прочностные характеристики эксплуатационной колонны: толщина стенки труб - 8,9 мм; марка стали-JT-55 давление опрессовки эксплуатационной колонны - 15,7 МПа; фактический литолого-стратиграфический разрез вскрытого эксплуатационного пласта (1466-1655 м) - нижнепермские (артинско-сакмарские) известняки.
По данным геофизических исследований, газонасыщенные пропластки залегают в интервалах 1493-1496, 1645-1647 и 1651-1652 м по стволу.
Общий подход при выборе профиля бокового ствола базировался на оценке технологических факторов (нагрузок на инжектор и колтюбинговую колонну, качество очистки ствола скважины от выбуренной породы, возможность доведения заданной нагрузки на долото и пр.), а также данных геофизических исследований, как самой скважины кандидата, так и близ расположенных скважин, их эксплуатационных характеристик и общих представлениях о строении газохранилища [46, 64, 69, 83, 86, 87, 88, 90, 91,93, 95, 96, 97, 98, 99, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109]. При подготовке проекта было рассмотрено два варианта профиля с соответствующими координатами расположения проектного забоя. Первый вариант предусматривал набор зенитного угла из-под башмака эксплуатационной колонны в заданном азимутальном направлении (в створ скважин №№ 315, 330), с выходом на горизонтальный участок (90 ) на абсолютной глубине 1333 м. Далее участок стабилизации до проектной отметки.
Учитывая недостоверность геологической и геофизической информации о месторасположении зон повышенной газонасыщенности и направлений их простирания в межскважинных пространствах, вероятность пересечения наибольшего количества трещин при таком варианте профиля не значительна. С этой точки зрения выбран наиболее предпочтительный вариант бурения бокового ствола по наклонно-направленному профилю, который и был взят в качестве основного.
Построение профилей базировалось на проектных координатах забоя бокового ствола, выданных институтом ДОАО «ВНИПИгаздобыча»: глубина по вертикали - 1655 м; дирекционный угол относительно устья скважины - 312; горизонтальное смещение забоя скважины - 240 м.
Выбор глубины начала набора кривизны осуществлён в разделе 6.2 диссертации и был основан на определении значений нагрузки на долото, при которых трубы диаметром 50,8, 60,3 и 73,1 мм переходят в винтовой изгиб. Как показали расчёты, наибольшее значение осевой нагрузки на долото для всех диаметров труб достигается при глубине зарезки бокового ствола 1476 м по вертикали (соответствующей минимально допустимому отходу от башмака эксплуатационной колонны, выбранному исходя из недопущения влияния её магнитных полей на работу телеметрической системы).
Учитывая определённые трудности по установке заданного «Tool Face» при использовании гидравлического ориентатора (возможность поворота компоновки на 20 при однократном цикле включения-выключения насоса), выбор проектного профиля осуществлялся исходя из условия поддержания постоянного значения угла установки отклонителя в течение всего времени бурения. Итоговый профиль (Рис, 6,1) имеет следующие параметры: общая интенсивность набора кривизны 7,43/30 м; зенитный угол в интервале от точки начала набора кривизны до проектной глубины изменяется от 6,9 до 60; общая длина бокового ствола - 242 м; смещение по горизонталь от башмака эксплуатационной колонны -110.5 м. Бурение ведётся при постоянном угле установки отклонителя 14,36 .
Учитывая плотную сетку размещения скважин на ПХГ, проведена проверка на возможность пересечения спроектированного бокового ствола с ближайшими эксплуатационными скважинами № 313, 314 и 315. Результаты расчётов представлены на Рис. 6.2. Наименьшее расстояние между стволами скважин составляет 69,1 м на глубине 1707,6 м (скважина № 313), что значительно больше минимально допустимого расстояния (20 м).
