Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ состояния и основные проблемы строительства скважин с боковыми стволами (бс) 9
1.1. Краткая история мирового развития бурения боковых стволов и горизонтальных скважин (ГС) для интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи пластов 9
1.2. Бурение боковых стволов в Урало-Поволжье 15
1.3. Бурение боковых стволов в Западной Сибири 23
2. Разработка технологии и оборудования для бурения бокового ствола 30
2.1. Способы забуривания бокового ствола и их профили 30
2.2 Техника и технология вскрытия окна в эксплуатационной колонне 34
2.3 Техника и технология забуривания бокового ствола в осложненных условиях 49
2.4. Опорно-центрирующие элементы КНБК для безориентированного
управления траекторией и проработки ствола 70
3. Научно-методические основы расчетов технологических параметров бурильной колонны 87
3.1. Выбор конструкции бурильной колонны 87
3.2. Расчет осевых нагрузок и момента кручения по длине бурильной
колонны при бурении боковых стволов различного профиля 101
3.3. Анализ минимально допустимых радиусов искривления скважины при
бурении боковых стволов 114
3.4 Использование локальных расширений ствола скважины
(искусственных каверн) при строительстве боковых стволов 118
4. Исследование гидродинамического трения в системе: колонна - боковой ствол скважины 129
4.1 . Анализ гидравлических сопротивлений в колоннах бурильных и обсадных труб 129
4.1.1. Расчет сил трения промывочной жидкости о внутреннюю поверхность колонны труб 130
4.1.2. Силы трения о наружную поверхность колонны труб 136
4.1.3. Влияние потерь давления в соединительных замках труб на
изменение сил трения жидкости о внутреннюю поверхность
колонны 140
4.1.4. Влияние гидравлических потерь в замковых соединениях
на изменение сил трения жидкости о колонну в кольцевом
пространстве 141
4.2. Сопротивление вращению бурильной колонны в скважине при бурении
ротором 144
4.2.1. Определение гидравлического сопротивления в трубах при
роторном бурении 144
4.2.2. Определение гидравлического сопротивления в затрубном
пространстве при роторном способе бурение 146
4.2.3 Сопротивление вращению бурильной колонны в скважине 147
4.3. Влияние утечек промывочной жидкости через резьбовые соединения
труб на гидравлические потери в системе «бурильная колонна —
скважина» 148
5. Техника и технология крепления скважин с боковыми стволами 155
5.1. Выбор растворов для цементирования эксплуатационных колонн 15 5
5.2. Режимы цементирования при креплении боковых стволов 158
5.3. Оснастка обсадных колонн 172
5.4. Технология спуска и цементирования хвостовиков 180
5.5. Промышленные испытания комплексной технологии цементирования колонн-хвостовиков 183
6. Освоение скважин с боковыми стволами и очистка прискв ажинной зоны пласта 186
6.1. Основные методы и выбор способа освоения скважины и очистки прискважинной зоны пласта (ПЗП) 187
6.2. Выбор режима освоения скважины с учетом условий вскрытия пласта бурением 200
6.3. Использование волновых генераторов для очистки ПЗП при освоении и ремонте добывающих и нагнетательных скважин 217
6.3.1. Гидродинамические генераторы (ГДГ) для очистки ПЗП при
освоении и эксплуатации скважин 217
6.3.2. Гидрогенераторы для снижения гидравлического сопротивления прискважинной зоны пласта нагнетательных скважин 221
6.3.3. Очистка прискважинной зоны пласта с помощью гидроакустических генераторов (ГАГ) 222
Основные выводы 227
Список литературы 230
Приложения 241
- Краткая история мирового развития бурения боковых стволов и горизонтальных скважин (ГС) для интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи пластов
- Способы забуривания бокового ствола и их профили
- Выбор конструкции бурильной колонны
- . Анализ гидравлических сопротивлений в колоннах бурильных и обсадных труб
Введение к работе
Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии связана с ухудшением технико-экономических показателей добычи нефти. Традиционные технологии разработки с применением вертикальных и наклонно направленных скважин позволяют извлечь лишь до 50 % нефти. В этой связи последние десятилетия характеризуются широким развитием бурения горизонтальных скважин (ГС), разветв-ленно-горизонтальных (РГС), боковых стволов (БС) и боковых стволов с горизонтальной частью (БГС). Бурение БС и БГС на ряде крупнейших месторождений России, вступивших в завершающую стадию разработки, позволяет вскрывать застойные участки залежи, не охваченные фильтрацией и повышать нефтеотдачу пластов.
Бурение БС и БГС на 10.. .50 % дешевле бурения новой скважины. Отпадает необходимость обустройства скважины и прокладки трубопроводов и линии электропередач. Бурение БС особенно эффективно на фонде малодебитных или нерентабельных скважин, а также при восстановлении бездействующих скважин. Такие преимущества БС, БГС явились основой их массового распространения в Урало-Поволжье и других регионах России.
Бурение БС с выходом в горизонтальный ствол и горизонтальных скважин имеет принципиально одинаковые подходы. Разница состоит лишь в необходимости фрезерования эксплуатационной колонны и выхода инструмента из основного ствола. Основной задачей строительства БС и БГС является обеспечение заданного отхода при минимальных издержках на бурение с обеспечением требуемого качества работ. Вместе с тем совершенно очевидно, что последующая механизированная эксплуатация скважины с БС может оказаться невозможной, в частности, при необходимости спуска насосного оборудования в боковой ствол. При этом диаметр обсадной колонны бокового ствола имеет меньшую в сравнении с основным стволом величину. Вследствие этого спуск штангового или, тем более, электроцентробежного насоса в боковой ствол с сильно искривленным участком в зоне забурива-ния может оказаться невозможным. В этой связи должны существовать оптимальные профили БС, удовлетворяющие требованиям минимальных издержек на буре-
6 ниє и последующую эксплуатацию. При эксплуатации БС необходимо стремиться к максимальной глубине их забуривания. При этом увеличивается вероятность спуска насосного оборудования до глубины зарезки БС и безопасной эксплуатации насосов. Одновременно максимальная глубина забуривания БС уменьшает его длину. Однако необходимость забуривания с очень малым радиусом искривления в зоне набора кривизны позволяет увеличивать глубину зарезки лишь до определенных пределов.
Несмотря на достигнутый уровень, бурение БС в России и за рубежом еще не получило должного развития из-за отсутствия соответствующих технических средств и технологий, которые бы обеспечивали безаварийность работ, выполнение проектных показателей и др. Определенный опыт бурения БС и БГС накоплен в Башкортостане, Татарстане, Удмуртии, в Западной Сибири. Существует ряд сложных проблем, к которым относятся технологии установки высокопрочных мостов, управления траекторией ствола, крепления колонны и освоения скважины.
Целью работы является разработка новых и совершенствование применяемых технологий строительства скважины с боковыми стволами, снижающих затраты и повышающих качество и надежность их.
Основные задачи исследований
Анализ и обобщение опыта строительства скважин с боковыми стволами в нефтедобывающих регионах с различными геолого-физическими условиями бурения.
Обоснование оптимального профиля бокового ствола и технологии бурения, обеспечивающие минимальную себестоимость проводки и эффективность последующей эксплуатации скважины.
Разработка комплекса технических средств и технологий фрезерования обсадной колонны и выхода инструмента из скважины при ориентированном и безориентированном бурении бокового ствола.
4. Исследование гидравлических сопротивлений при бурении и креплении
бокового ствола с учетом эксцентриситета расположения колонны в скважине, тре
ния жидкости о стенки колонны и утечек жидкости через резьбовые соединение
труб.
Разработка технологий и научно-методических основ крепления скважин с малыми радиальными зазорами между стенкой бокового ствола и обсадными трубами, а также обеспечения герметичности заколонного пространства в зоне продуктивного горизонта.
Исследование и создание технологии расширения ствола скважин в зоне продуктивного пласта при строительстве боковых стволов с целью повышения герметичности заколонного пространства.
Исследование и разработка технологического процесса освоения скважин с боковыми стволами свабированием с учетом реологических параметров пластовой нефти.
Научная новизна
Разработаны теоретические основы расчета параметров цементных мостов высокой прочности, обеспечивающих выход бурового инструмента из основного ствола скважины в зоны фрезерования обсадной колонны. Получена экспериментальная зависимость набора зенитного угла забуривания ствола от нагрузки на долото для различных КНБК и горных пород.
Получены теоретические и экспериментальные формулы для расчетов осевых нагрузок на бурильный инструмент и параметров набора кривизны. В расчетах для характеристики нерегулярности искривления ствола рассматриваемой зоны впервые введен параметр Хаусдорфа.
Впервые в практике бурения разработан и научно обоснован метод повышения качества герметизации кольцевого пространства за эксплуатационной колонной в зоне продуктивного пласта локальным расширением ствола скважины. Установлены максимальные диаметры расширения ствола, и разработана методика расчета монолитного цементного кольца в этом интервале.
Выявлено влияние утечек промывочной жидкости на гидравлические сопротивления при бурении бокового ствола и изменение осевых нагрузок на бурильную колонну.
Научно обоснована и разработана графоаналитическая методика прогнозирования давления и режимов цементирования колонн-хвостовиков боковых стволов с учетом реологических параметров жидкостей и эксцентриситета кольцевого пространства.
Получены теоретические зависимости для расчета основных параметров освоения скважин свабированием, учитывающие предельные динамические напряжения сдвига пластовой нефти и фильтрата промывочной жидкости.
Новизна 27 технологических и технических решений подтверждена признанием их изобретениями и выдачей патентов.
Краткая история мирового развития бурения боковых стволов и горизонтальных скважин (ГС) для интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи пластов
Бурение горизонтальных скважин и боковых стволов имеет принципиально одинаковые подходы и различие состоит лишь в необходимости фрезерования эксплуатационной колонны и забуривания бокового ствола. Поэтому обзорная часть диссертации включает и этапы развития бурения горизонтальных скважин. В ряде библиографических источников под горизонтальными скважинами подразумеваются боковые стволы с горизонтальной частью (БГС) [3,4, 5,6]. Наиболее полный анализ отечественной и зарубежной истории развития бурения ГС и БС выполнен профессором Н.Ф.Кагармановым [1,2]. Им было показано, что обычные скважинные методы разработки, основанные на бурении вертикальных и наклонных скважин с применением заводнения, позволяют извлечь лишь 30-50% нефти, содержащейся в пласте. Горизонтальная технология отвечает самым высоким требованиям эффективности и экологичности. Она позволяет увеличить дебиты скважин в 3-5 и даже в 10 раз, а коэффициент извлечения нефти довести до 70...80%, т.е. увеличить на 20...30 пунктов [2]. Начало бурения горизонтальных скважин положено в СССР в 30-х годах. Достаточно много горизонтальных многозабойных скважин (110-120) пробурено в 50-х годах пропшого столетия, из них около половины в Башкортостане. Однако отсутствие в ряде случаев положительных результатов объективно привело к снижению объемов бурения ГС. Интерес к ГС возобновился лишь в 80-е годы. Современное состояние строительства горизонтальных скважин характеризуется бурно растущим интересом к этому технологическому процессу во всем мире, в том числе и в развивающихся странах. Например, в 1988 году в Индонезии на континентальном шельфе пробуре 10 но 11 скважин со средней длиной горизонтальной части около 500м. При этом толщина продуктивного пласта составила 7,8-12,0 м. Считается, что до 80-х годов на нефть пробурено всего несколько сотен ГС, а после 1988 г. более тысячи ГС, причем более половины из них уже после 1988 г. В 1980 -1984 годы ежегодно бурилось не более одной скважины в год, а в 1988 году их число в мире превысило 200. Ожидается, что объемы бурения таких скважин в ближайшие годы будут резко расти. По прогнозам ряда специалистов к 2005 г. они могут составить 30-50% от числа пробуренных скважин на суше. По оценкам других общая доля ГС в целом может достичь 70% от числа всех скважин [11,48,49, 50, 59]. Существенно растет число фирм, занимающихся бурением ГС (Horwell, BecField Horisontal, Drilling Servise и др.). На ряде месторождений сделана попытка создания систем разработки, хотя до сего времени бурились лишь отдельные ГС. Значительный опыт проводки горизонтальных скважин накоплен в горнорудной промышленности и при шахтной добыче нефти. Последний опыт относится целиком к проводке скважин из шахтных камер с помощью буровых установок, обслуживаемых непосредственно в подземных горных выработках. Опыт проводки нефтяных горизонтальных, разветвленных и многозабойных скважин (МЗС) показал, что все они пробурены с поверхности. Впервые в СССР разветвление скважин для увеличения притока нефти из пласта предложил в 1941 г. Н.С.Тимофеев. На практике проводку горизонтальных скважин осуществили А.М.Григорян и В.А.Брагин в 1947 г. на Краснокамском месторождении несуги. Здесь из основного ствола были пробурены два ствола длиной 30 и 35 м [9, 10]. Более широкие эксперименты по проводке МЗС, ГС и БС, БГС были начаты в 1952 г. на Карташевском рифогенном месторождении. Здесь в 1952-1953 гг. пробурено 5 многозабойных скважин (59, 64, 65, 66, 68) с отклонениями от основного ствола до 300 м (скв. 65). Скв. 59 имела один горизонтальный ствол, скв. 64 и 75 -по 4, скв. 66 и 68 - 7 и 8 стволов, соответственно. Наибольшая длина горизонтального ствола составила 260 м [7, 8,9].
В 1957-1959 гг. эксплуатационные многозабойные скважины пробурены еще на двух рифовых месторождениях - 7 скважин на Тереклинском и 4 скважины на Южно-Введеновском. Количество стволов в этих скважинах составляло от 2-х до It 4-х, отклонения от вертикали доходили до 150 м. Однако, возможности указанных многозабойных скважин не были использованы ввиду того, что динамический уровень жидкости в дополнительных стволах оказался ниже глубины их отхода от основного ствола. Кроме того, не была создана система разработки: горизонтальные скважины работали на истощение, поэтому через определенное время их дебиты оказались ниже дебита вертикальных. В марте 1957 г. была пробурена многозабойная скважина 1543 на Борислав-ском месторождении (Прикарпатье). По различным азимутам от вертикального основного отведены пять резко искривленных дополнительных стволов с отходами от вертикали до 120 м. В НГДУ "Черноморнефть" на Кубани в порядке уплотнения сетки скважин на одной из залежей нефти, приуроченной к доломитизированным известнякам, были пробурены три скважины с горизонтальными ответвлениями на 100-150 м. Здесь интересен также опыт проведения горизонтальных скважин в неустойчивом нефте-насыщенном пласте месторождения Восковая гора, представленном переслаивающимися пропластками песков и глин. Пробуренная на месторождении скв. 754 имела три дополнительных ствола длиной до 94 м. В октябре 1957 г. на Яблоновском месторождении Куйбышевской области была пробурена скв. 617 с одним горизонтальным стволом длиной 145 м. В 70-х годах Альметьевским УБР осуществлена проводка 5 скважин глубиной по стволу 1256-1416 м и длиной горизонтального участка 146-317 м. Максимальные зенитные углы по этим скважинам находятся в пределах 93-102 градусов. Бурение осуществлялось турбинным способом. В пересчете на 1000 м проходки основные технико-экономические показатели таких скважин по сравнению с вертикальными следующие: - коммерческая скорость ниже на 34%; - проходка на долото ниже на 55,5%; - механическая скорость ниже на 25,5%; - фактическая стоимость выше на 39,1%. Основная доля удлинения срока строительства скважин приходится на вспомогательные, ремонтные работы и организационные простои. В 1978 г. в Башнипинефти разработан проект строительства горизонтальной скважины 196 на Новоузыбашевском нефтяном месторождении, расположенном в юго-западной части Актаныш-Чишминского прогиба, представленного рифовым поднятием в отложениях фаменского яруса. Ожидаемое пластовое давление на глубине 2000 м составляло 9,5 МПа. Был выбран способ электробурения с буровой установки БУ-75 БрЭ. Конструкция скважины: направление D = 426 мм, / = 30 м; кондуктор D = 324 мм, / = 350 м; эксплуатационная колонна D = 219 мм, / = 1975 м по инструменту (1885 м по вертикали); далее 400 м открытого ствола D = 190,5 мм до глубины 2375 м. Набор кривизны был начат на глубине 1260 м, выход на горизонталь достигнут на глубине 2130 м. Зафиксированный зенитный угол на глубине 2280 м составил 102,4, затем на глубине 2385 м он снизился до 90-92". Горизонтальный участок составил 255 м, отход от вертикали - 607 м. На этой скважине проведен большой объем исследовательских работ по контролю пространственного положения ствола с помощью инклинометра, телесистемы, а также были выполнены геофизические исследования (БКЗ, БК, каверномер, микрозонд, резистивиметр, РК, МБК, индукционный и стандартный каротаж, цементомер и др.). Технологический процесс бурения опытной скважины проходил без особых осложнений. Показатели работы долот по проходке оказались почти в 2 раза лучше проектных. Таким образом, была доказана возможность проводки горизонтальных скважин электробуром в комплекте с телесистемой контроля пространственного положения ствола. При некотором улучшении показателей работы долот, коммерческая скорость оказалась в 2 раза ниже, чем на соседних наклонных скважинах. В определенной степени на это повлиял большой объем исследовательских работ. На соседнем рифовом месторождении Табулдак проведен эксперимент по бурению дренажных наклонно направленных скважин с большими отходами турбинным способом (скв. 342) и электробуром (скв. 381). Забои этих скважин должны были приблизиться к забою вертикальной скважины 504.
Способы забуривания бокового ствола и их профили
На части скважин для успешного отхода от основного ствола в заданном направлении устанавливается клин-отклонитель (схемы а, г). Он должен быть устойчивым в стволе скважины и не проворачиваться под воздействием нагрузок со стороны режущего инструмента. Эти схемы также показывают необходимость фрезерования значительных объемов металла эксплуатационной колонны (схемы б, г). Поэтому требуются надежные вырезающие устройства с повышенной прочностью режущих элементов, позволяющие фрезеровать колонну при разных зенитных углах основного ствола. Бурение скважин на старых месторождениях ранее проводилось без цементирования основной части ствола. Это может привести к экологически опасным последствиям. Бурение БС позволяет осуществить подъем верхней части колонны после вырезания небольшого кольцевого окна, что существенно уменьшит объем фрезерования (схема в). Для выхода бурового инструмента из старого ствола необходим также цементный мост высокой прочности. Межпластовые перетоки при установке цементного моста вместо клинового отклонителя приводят к заметному снижению механической прочности цементного камня. Это затрудняет, а в ряде случаев не позволяет осуществить выход долота из старого ствола (схемы б, в). Технология способов забуривания БС более подробно освещена в последующих разделах. На схеме (д) показан способ забуривания БС с открытого забоя. Малые глубины забуривания влекут за собой повышенные издержки на бурение ствола и его крепление вследствие большой протяженности бокового ствола. Кроме того, при малых глубинах забуривания неизбежна работа скважинного насосного оборудования в боковом стволе. Повышенные силы трения в насосном подъемнике при работе штанговых установок или изгибающие моменты при спуске электроцентробежных установок будут в значительной мере сокращать межремонтный период механизированной добычи или полностью исключать ее применение. Технологические способы забуривания боковых стволов а - вырезание окна в эксплуатационной колонне; б- вырезание части эксплуатационной колонны; в - извлечение верхней незацементированной части эксплуатационной колонны; г - комбинированный способ бурения бокового ствола; д - бурение бокового ствола с открытого забоя, 1 - клин отклонитель; 2 - цементный мост С другой стороны, снижение глубины забуривания и уменьшение радиуса искривления БС в зоне набора кривизны можно осуществлять лишь до определенных пределов, после которых исчерпываются возможности имеющегося на сегодня бурового инструмента, и происходит резкое удорожание проводки. Поэтому должен существовать минимально допустимый радиус искривления БС в зоне набора кривизны, отвечающий требованиям максимального снижения затрат на бурение и исключения установки глубиннонасосного оборудования в боковом стволе.
Техника и технология вскрытия окна в эксплуатационной колонне Основной проблемой бурения боковых стволов на сегодняшний день является вырезание окна в эксплуатационной колонне скважины и забуривание на начальном участке БС, обеспечивающее надежный выход инструмента из старого ствола. Результаты бурения БС на скв. 131 Серафимовского месторождения и скв.319, 1029 и 455 Туймазинского месторождения показали наличие до 20% резерва сокращения стоимости строительства их за счёт предотвращения осложнений при забуривании. На сегодня известны два способа вскрытия окна, применяемыми на практике: - вырезание окна с помощью райбера по клиновому отклонителю; - полное вырезание участка эксплуатационной колонны с последующей установкой цементного моста. На базе опыта бурения боковых стволов автором установлены границы применения обоих способов [27]. В наклонных скважинах с зенитным углом обсаженного старого ствола в месте забуривания более 20 применение существующих вырезающих устройств с круговым фрезерованием осложняется вследствие нарушения центровки режущего органа под действием собственного веса и получения одностороннего щелевидного окна. Для решения этих вопросов необходимо разработать центрирующие элементы и подобрать соответствующий режим работы вырезающего устройства. В условно-вертикальных скважинах применение клиновых отклонителей и райберов также связано со значительными осложнениями из-за наличия проблемы ориентации отклонителя. Требуется при этом использовать обо 35 рудование для навигации. Поэтому клиновые отклонители становятся предпочтительнее при зенитных углах основного ствола более 20. В этих условиях для ориентации возможно применение серийных приборов. Вырезание окна с помощью клина-отклонителя Основной недостаток серийных отечественных отклонителей заключается в низкой надежности их фиксации в эксплуатационной колонне. В процессе бурения бокового ствола часто имели место случаи произвольного поворота клинового отклонителя вокруг своей оси и радиальные смещения его верхней кромки. Повороту отклонителя вокруг своей оси способствует низкая надежность фиксации сухарей якоря, которые под действием тех или иных сил могут срываться с поверхности колонны. Это приводит к необходимости перебуривания бокового ствола. Забуривание через окно в обсадной колонне проводят в три этапа: установка клинового отклонителя, фрезерование окна и забуривание бокового ствола. При создании щелевидного окна применяют, как правило, стационарные отклонители. Существует множество конструкций отклонителей, которые отличаются друг от друга формой рабочей части клина и способом их фиксации в колонне. Наибольшее распространение при создании окна получили стационарные клиновые отклонители. Такие отклонители фиксируются в колонне на расчетной глубине путем установки на цементный мост, на металлический забой или на стыке муфтового соединения обсадной колонны. В отечественной практике наибольшее распространение получили отклоняющие клинья с фиксацией корпуса в колонне с помощью плашек, устанавливаемых на цементный забой. За рубежом чаще применяют плашечное закрепление с установкой отклоняющего клина в месте стыка труб, как более экономичный способ [19]. В нашей стране применялись отклонители с плоским и желобообразным клином-отклонителем. Эти конструкции из-за ненадежности крепления в колонне не могли обеспечить заданных параметров забуривания боковых стволов. К примеру, бурение БС на скв. № 131 Серафимовской площади сопровождалось проблемами при повторном пропуске инструмента через вырезанное окно из-за частичного проворота клина-отклонителя. Райбер-фрезер универсальный РФУ-168 В скв. № 131 Серафимовской площади забурен боковой ствол с желобчатого клина типа ОЗС-168, который крепился к стенкам скважины фиксаторами для предотвращения расшатывания плашек и поворота отклонителя в процессе бурения скважины. Процесс вырезания щелевидного окна проходил без больших осложнений с помощью райбера РФУ-168 (рис. 2.3). При бурении бокового ствола имело место осложнение, связанное отходом и разворотом клинового отклонителя от стенки скважины, в результате было затруднено прохождение инструмента через окно. Неоднократные обработки головы отклонителя и окна в колонне положительных результатов не дали. Скважину закончили с применением специального конуса для пропуска инструмента в забуренную боковую скважину. Время на бурения БС составило 114 суток. Кроме аварий с инструментом на продолжительность вырезания повлияло радиальное смещение верхней кромки отклонителя.
Выбор конструкции бурильной колонны
Конструкции бурильных колонн выбирают исходя из требований оптимизации условий разрушения забоя скважины, с учетом геологических условий залегания и механических свойств разбуриваемых пород, технологических особенностей применяемых режимов проводки и др. факторов с проведением, в зависимости от местоположения рассматриваемого участка труб по длине колонны и выбранного способа бурения, соответствующих расчетов на долговечность, усталостную прочность или несущую способность.
При выборе конструкций бурильных колонн для бурения в породах твердостью рш 800...1200 МПа следует отдавать предпочтение не требующим каких-либо дополнительных материальных затрат антивибрационным компоновкам с акустическим (например, типа АШР - Татарстан и Чернушинское УБР Пермской области или АОР - Башкортостан) или динамическим (например типа ТПС — Башкортостан и Западная Сибирь) [125 и др.] виброгашением, что позволит не только снизить расход труб, но и повысить показатели проводки скважин. С этой же целью целесообразным, особенно при рш 1200...1400 МПа, является применение демпфирующих устройств или специальных отражателей энергии на забой скважины. Учитывая, что колебания гидродинамического давления на забое достигают несколько мегапаскаль, использование таких же компоновок при вскрытии продуктивного горизонта бурением позволит снизить (необратимую при невысокой проницаемости продуктивного коллектора) интенсивность загрязнения прискважин-ной зоны пласта и, соответственно, при последующей эксплуатации скважины увеличить ее проницаемость, а также нефтеотдачу пласта, в целом.
Большое значение на эксплуатационный ресурс труб оказывает коррозионная активность промывочной жидкости, характеризуемая величиной рН . Так, например, рН 9,5 снижает сопротивляемость стальных бурильных труб (СБТ) кор-розионно-усталостному разрушению, рН 8,5...9,0 увеличивает коррозию алюминиевых сплавов (ЛБТ). В нейтральной среде рН = 7. Чем выше рН, тем менее кислой будет среда. При рН 7 скорость коррозии СБТ быстро возрастает, а при рН медленно уменьшается.
Повышение температуры и скорости течения промывочной жидкости способствуют увеличению скорости коррозии. Более напряженные участки бурильной колонны коррозируют быстрее. Гетерогенность - неоднородность химического состава или микроструктуры также увеличивает скорость коррозии. Наглядным примером влияния неоднородности структуры является повышенная коррозия у высадки бурильной трубы.
Интересно отметить, что в результате влияния коррозионной активности среды зарождение усталостных трещин по гладкой части трубы в случае отсутствия механических повреждений наблюдается не на наружной цилиндрической поверхности, т.е. в зоне максимальных напряжений изгиба, а на внутренней, где из-за более высокого давления жидкости и доминируют фреттинг- и питтинг-коррозия. резьбовых соединениях труб микротрещины зарождаются не у дна резьбовой ка навки, а несколько выше, т.е. в месте касания вершины витка замка с боковой по верхностью трубы.
В целом в процессе проведения проектных расчетов следует учитывать, что при эксплуатации в коррозионно-активной среде (при рН , 6...7, т.е. в кислой среде - для стальных труб, или при рН 9...10, т.е. в щелочной среде - для ЛБТ) интенсивность коррозионно-усталостного разрушения возрастает с увеличением амплитуды переменных напряжений и зависит от скорости течения промывочной жидкости, перепада давления в трубах и в затрубном пространстве (влияние последних двух факторов остается малоисследованным) и др. Поэтому при отсутствии специальных коррозионно-стойких труб целесообразно применение на отдельных участках с локальным искривлением ствола (при роторном бурении) и в сжатой части колонны низколегированной (марки "Д") секции труб с повышенной толщиной стенки. Например, на промыслах широкое распространение получила установка над УБТ 300 м секции труб группы прочности "Д" с толщиной стенки II мм.
Импортные коррозионно-стойкие трубы изготавливают из сплавов С-95 и С-15 (ФРГ и США), L-80 (коррозионная стойкость выше, Франция), DP-80VH и DP-95VH (Франция), SM-95SS, SM-85SS, SM-90SS и MODSM-95SS (Япония). Повышение стойкости к сероводороду в сталях кроме хрома и никеля обеспечивают мо 89либден, ванадий, карбидообразующие элементы, малое содержание серы и фосфора.
При бурении скважин с высоким содержанием сероводорода (Тенгиз, Жана-жол, Астраханское и другие месторождения) эксплуатационный ресурс бурильных труб можно уменьшить и установкой в нижней части колонны гасителей продольных колебаний. Для роторного бурения при частоте вращения п 85.„120 мин"1 [130] следует учитывать частотные характеристики бурильной колонны с указанием в технических проектах на строительство скважин критических областей вращения, через которые бурильщик должен "проскакивать". Однако, следует иметь в виду, что эти области должны определяться, исходя из собственных форм колебаний колонны, оснащенной замками, а не из т.н. критических частот вращения труб, т.к. подобное упрощение задачи может привести к неверным результатам, а на практике - к возникновению аварийной ситуации.
Следует также иметь в виду, что с увеличением наружных диаметров элементов бурильной колонны возрастает вероятность возникновения прихватов, затяжек и сальников. Поэтому на промыслах с целью снижения опасности прихвато-образования иногда стараются уменьшить длину УБТ или диаметры УБТ и замков. Например в 215,9-мм скважине, в этом случае, следует использовать 165,1-мм, а не 178,0-ммУБТ.
. Анализ гидравлических сопротивлений в колоннах бурильных и обсадных труб
К материалам для цементирования (цементам, наполнителям) и растворам, применяемым при креплении БС, предъявляются высокие требования по следующим причинам [126]: - невозможность полного (по всему периметру поперечного сечения скважины) вытеснения глинистого раствора цементным на наклонных участках ствола из-за эксцентричности смещения обсадной колонны; - усиление возможности образования каналов в цементном кольце в результате выделения воды из раствора на наклонных участках ствола; - большие гидравлические сопротивления из-за малых зазоров кольцевого пространства. Соответствующие требования к растворам для цементирования боковых стволов сводятся к следующим: - минимальные вязкость и статическое напряжение сдвига, обеспечивающие снижение гидравлического сопротивления и улучшение вытеснения глинистого раствора цементным при различных режимах течения (ламинарном и турбулентном); - минимальные значения водоотдачи и водоотделения и др. Расчеты показывают, что зависимость необходимых расходов тампонажного раствора для достижения турбулентного режима его течения и обеспечения максимального вытеснения бурового раствора из заколонного пространства от величины кольцевых зазоров носит степенной характер. В этой связи при цементировании хвостовиков в БС необходимо глубокое разрушение структуры тампонажних растворов для уменьшения предельного динамического напряжения сдвига и пластической вязкости. При этом должны быть сохранены все остальные физико-механические свойства, цементного раствора и регламентирование параметров для
достижения качественного цементирования эксплуатационных колонн. Это может быть достигнуто комплексной обработкой растворов (пластификаторами и ускорителями схватывания).
Физико-механические свойства тампонажного цемента, раствора и камня должны отвечать требованиям ГОСТ-1581-96. Для приготовления растворов в качестве основы применяется тампонажныи цемент для нормальных температур (до 50С) ГТЦТ-1 - 50 или ПЦТ 1 - G -СС-2. В раствор могут вводиться при необходимости облегчающие добавки в рамках требований вышеуказанного ГОСТа.
В цементные растворы вводились понизители водоотдачи и пластификаторы. Для получения качественного и однородного тампонажного раствора цементирование хвостовиков производится с обязательным использованием осреднительных емкостей. Для удаления рыхлой части глинистых корок применяются буферные жидкости.
В таблицах 5.1. и 5.2 приведены свойства некоторых рецептур цементных растворов, рекомендуемых по результатам лабораторных исследований и промышленных испытаний. Рецептуры разработаны для условий Урало-Поволжья исходя из геолого-технических особенностей бурения БС.
При применении больших объемов тампонажних растворов (более 5м3) допускается введение пластификаторов в порошкообразном виде путем равномерной засыпки их в чан цементировочного агрегата через металлическую сетку с ячейками 4-6 мм с обязательным последующим перемешиванием раствора в осредни-тельной емкости.
Как видно из таблиц, комплексные добавки позволяют уменьшить эффективную вязкость в 2-3 раза, как в момент приготовления, так и через 30 минут (в основном, за счет снижения предельного динамического напряжения сдвига).
При этом сохраняется прочность цементного камня, несколько сокращаются сроки схватывания. Чрезвычайно важно, что водоотделение равно нулю. Это благоприятно сказывается на качестве цементирования колонн при больших углах наклона и на горизонтальном участке
Похожие диссертации на Разработка и совершенствование технологий строительства нефтяных скважин с боковыми стволами
