Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ технологий строительства скважин для добычи высоковязкой нефти и природных битумов с использованием термического воздействия на продуктивные пласты 10
Выводы по главе 1 31
Глава 2. Исследование и разработка термоустойчивой крепи паронагнетательной скважины 32
2.1 Исследование крепи скважины на участке обсадной колонны, свободном от цементного камня 32
2.1.1 Расчет удлинения обсадной колонны при повышении температуры 32
2.1.2 Расчет осевого усилия, возникающего в ограниченной от осевого перемещения колонне при повышении температуры 32
2.1.3 Потеря продольной устойчивости незацементированных участков колонн при повышении температуры 34
2.1.4 Натяжение обсадной колонны для обеспечения равновесия с усилием сжатия, возникающим при повышении температуры 35
2.2 Исследование крепи скважины на участке обсадной колонны, сцепленной с цементным камнем 38
2.2.1 Постановка эксперимента 38
2.3.1 Методика проведения эксперимента и его результаты 41
Выводы по главе 2 49
Глава 3. Бурение горизонтальных стволов, расположенных друг над другом на расстоянии 5 м 51
3.1. Влияние пространственного взаиморасположения горизонтальных стволов на добычу скважин при применении метода парогравитационного дренажа 51
3.2. Неопределенность пространственного расположения ствола скважины и способы ее оценки 54
3.3 Бурение с применением метода магнитной локации 65
3.4 Трассы стволов пар скважин с выходом забоя на поверхность земли 67
Выводы по главе 3 69
Глава 4. Разработка технологии строительства скважин для добычи высоковязкой нефти и природных битумов 79
4.1 Особенности бурения скважин, связанные с геологическим строением Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения ВВН и ПБ 79
4.2 Бурение и крепление скважин с выходом забоя на поверхность земли с применением буровой установки с вертикальной мачтой 83
4.3 Бурение и крепление горизонтальных скважин с применением наклонной буровой установки 88
4.4 Обоснование выбора вертикальной или наклонной буровой установки для бурения скважин с горизонтальным окончанием стволов 92
4.5 Цементирование с вращением эксплуатационной колонны 95
Выводы по главе 4 102
Основные выводы и рекомендации 105
Список использованных источников 107
- Расчет осевого усилия, возникающего в ограниченной от осевого перемещения колонне при повышении температуры
- Исследование крепи скважины на участке обсадной колонны, сцепленной с цементным камнем
- Неопределенность пространственного расположения ствола скважины и способы ее оценки
- Бурение и крепление скважин с выходом забоя на поверхность земли с применением буровой установки с вертикальной мачтой
Введение к работе
Актуальность темы
Республика Татарстан обладает запасами высоковязкой нефти и природных битумов (ВВН и ПБ) свыше 1,4 млрд. т. Выявлено около 450 залежей, основная часть которых залегает на глубине 50-250 м.
В ПАО «Татнефть» разработана Программа промышленного освоения месторождений ВВН и ПБ, которая предусматривает бурение более 1500 скважин с горизонтальными окончаниями стволов, которые предназначены для добычи ВВН и ПБ методом парогравитационного дренажа.
Строительство скважин с горизонтальным окончанием ствола на малые глубины связано с рядом проблем – это бурение сквозь пресноводный комплекс подземных вод, осложненный поглощением бурового раствора; цементирование обсадных колонн в условиях поглощения бурового и цементного растворов; набор кривизны в малом вертикальном коридоре глубин и обеспечение расположения горизонтальных стволов друг над другом на расстоянии 5 м на длине горизонтального ствола в несколько сот метров; обеспечение полноты очистки горизонтального ствола от выбуренной породы; значительные напряжения в элементах конструкции скважины при воздействии паром на продуктивный пласт; обеспечение герметичности крепи скважины при нагнетании пара и др. Решение указанных проблем и выбор эффективных проектных решений строительства скважин для промышленной добычи ВВН и ПБ с использованием метода парогравитационного дренажа является актуальной научно-технической задачей нефтедобывающей отрасли.
Степень разработанности темы
Совершенствованию конструкции вертикальных паронагнетательных
скважин посвящены исследования А.Х. Фаткуллина, Р.Н. Дияшева, И.С. Катеева,
Т.В. Сурковой, В.В. Бобровского. Формированию и работе цементного камня в
паронагнетательных скважинах, повышению термостойкости цементного камня,
исследованию свойств цементного камня при твердении в условиях низкой
положительной температуры, роли цементного камня в повышении прочности
обсадной колонны посвящены работы В.А. Антонова, А.Н. Закхеева,
О.П. Кольцова, С.В. Логвиненко, В.С. Данюшевского, Ф.А. Агзамова,
В.П. Овчинникова, Г.С. Юзбашева, Л.Б. Измайлова, А.И. Булатова, Н.А. Сидорова
и др. В работе В.Г. Голышкина, Т.Х. Замалиева, Н.И. Рылова, В.Г. Жжонова,
Ю.В. Волкова, В.И. Зубарева, А.И. Куринова изложен опыт проектирования и
строительства скважин с горизонтальными стволами, расположенными друг над
другом на Мордово - Кармальском месторождении ВВН и ПБ. Теоретическую и
практическую значимость при разработке проектов для строительства скважин,
предназначенных для термических методов добычи нефти, имеют работы
Д.Г. Антониади, И.И. Бекуха, А.Р. Гарушева. Разработке технологии вывода забоя
на дневную поверхность при бурении горизонтальных скважин на битумные от
ложения посвящена диссертация Студенского М.Н. Создание способа
парогравитационного дренажа (SAGD-Steam Assisted Gravity Drainage) и методов
строительства парных скважин с горизонтальными стволами подробно изложены
в монографии Р.М. Батлера. На Ярегском месторождении тяжелой нефти для
добычи методом встречного SAGD совершенствовали технологию бурения
скважин ученые Д.С. Лопарев, М.В. Чертенков, Г.В. Буслаев.
Однако в трудах вышеуказанных ученых не рассматривались следующие вопросы: компенсация термонапряжений в нецементируемых обсадных колоннах; влияние радиального расширения зацементированной обсадной колонны на устойчивость крепи скважины; обоснование критерия для выбора наклонной буровой мачты при строительстве скважин с горизонтальным окончанием на малые глубины; установление коридора допуска при бурении горизонтальных стволов, расположенных параллельно друг над другом; систематизация знаний для разработки проектных решений при строительстве скважин с горизонтальным окончанием на малые глубины для добычи ВВН и ПБ методом парогравитационного дренажа.
Цель работы
Целью диссертационной работы является разработка технологии бурения и крепления скважин с горизонтальным окончанием на малые глубины для промышленной добычи ВВН и ПБ методом парогравитационного дренажа в Черемшано-Бастрыкской зоне Татарстана.
Основные задачи исследований
-
Анализ строительства скважин, предназначенных для добычи ВВН и ПБ с применением термических методов воздействия на пласты Мордово-Кармальского и Ашальчинского месторождений ВВН и ПБ.
-
Исследование энергосиловых параметров крепи скважины при термическом воздействии.
-
Разработка способа и технических средств компенсации напряжений, возникающих в конструкциях скважин при добыче природных битумов с использованием метода парогравитационного дренажа.
-
Оценка влияния отклонения скважин с горизонтальным окончанием от проектного профиля на добычу и установление коридоров бурения для паронагнетательных и добывающих горизонтальных стволов.
-
Обоснование критерия выбора буровой установки с наклонной мачтой для строительства скважины с горизонтальным окончанием в зависимости от глубины залегания целевого пласта.
Методы решения поставленных задач
Поставленные задачи решались путём анализа и обобщения опыта
строительства скважин на Мордово-Кармальском, Ашальчинском
месторождениях ВВН и ПБ, теоретических и экспериментальных исследований влияния термонапряжений на устойчивость конструкций скважин при паротепловом методе воздействия на продуктивный пласт.
Научная новизна
1. Адгезия цементного камня и контактное давление от радиального
расширения стальной трубы при ее нагреве образуют суммарную силу
сопротивления сдвигу трубы относительно цементного камня. Суммарная сила
сопротивления сдвигу стальной трубы при ее нагреве увеличивается при
увеличении времени твердения цементного камня и длины зацементированной
трубы.
2. Определены зависимости минимальной длины зацементированной трубы,
необходимой для сохранения монолитности крепи, от перепада температуры и
диаметра трубы.
3. Разработан способ сохранения устойчивости крепи скважин,
предназначенных для парогравитационного метода добычи, путем их
обсаживания цементируемыми и свободными от цементного камня колоннами,
оснащенных устьевыми и забойными компенсаторами термонапряжений.
4. Установлена зависимость момента вращения эксплуатационной колонны
от объема, закачиваемого в нее тампонажного раствора по прямому и обратному
способам закачивания. Показано, что при применении обратного способа
закачивания максимальный момент вращения эксплуатационной колонны при ее
цементировании с вращением уменьшается на 35 % по сравнению с прямым
способом закачивания.
Теоретическая и практическая ценность
1. Созданы основные принципы проектирования горизонтальных пар
скважин для реализации парогравитационного дренажа в условиях
месторождений ВВН и ПБ Республики Татарстан. Разработан РД 153-39.0-870-14
«Регламент бурения и крепления скважин с горизонтальным окончанием ствола
на залежах сверхвязкой нефти».
2. Разработана проектная документация для строительства скважин на
Ашальчинском месторождении ВВН и ПБ. Более 550 скважин построены с
применением буровой установки с наклонной мачтой.
-
Разработано и применено при строительстве скважин с выходом забоя на поверхность земли на Ашальчинском месторождении ВВН и ПБ устройство (патент РФ № 2339809), которое обеспечивает герметизацию межколонного пространства и компенсирует напряжение в эксплуатационной колонне, возникающее при термическом воздействии на продуктивный пласт.
-
Разработаны и применены при строительстве скважин на месторождениях ВВН и ПБ ПАО «Татнефть» разъединительное и герметизирующее устройства для установки обсадного хвостовика – фильтра в скважине (патенты РФ № 2397309, 2420651). Разъединительное устройство позволяет вращать обсадной хвостовик – фильтр при перемещении его по горизонтальному стволу и разъединяться от бурильной колонны гидравлико-механическим способом. Герметизирующее устройство позволяет изолировать кольцевое пространство
обсадного хвостовика – фильтра от выноса песка в скважину и компенсировать напряжения в обсадном хвостовике – фильтре при тепловом воздействии на пласт.
-
Установлены коридоры проводки паронагнетательного и добывающего стволов парных горизонтальных скважин с допускаемыми отклонениями от заданного профиля.
-
Установлен критерий - темп набора кривизны 2/10 м или радиус набора кривизны 286 м для выбора наклона забуривания скважины с горизонтальным окончанием ствола. Определено, что для строительства скважин с горизонтальным окончанием стволов в продуктивном пласте, залегающим в диапазоне вертикальных глубин 80 – 286 м необходимо использовать буровую установку с наклоном мачты 45, а для вертикальных глубин ниже 286 м -применять буровую установку с вертикальной мачтой.
Основные защищаемые положения
1. Методология проектирования строительства скважин для добычи ВВН и
ПБ с применением метода парогравитационного дренажа для горно
геологических условий месторождений Урало-Поволжья.
-
Технико-технологические решения по бурению и креплению скважин малой глубины 80-90 м с горизонтальным окончанием стволов длиной до 1200 м, расположенных друг над другом, и компенсации термонапряжений в их конструкциях при термическом воздействии на пласт.
-
Результаты теоретических и экспериментальных исследований влияния температуры нагрева зацементированной обсадной колонны на увеличение сил сопротивления сдвигу ее относительно цементного камня.
Достоверность результатов
Результаты исследований подтверждены данными стендовых
экспериментов и апробацией их при строительстве и эксплуатации более 550 скважин Ашальчинского месторождения ВВН и ПБ.
Апробация работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-технических конференциях, посвящённых 50 и 60
летию ТатНИПИнефти (г. Бугульма, 2006 г. и 2016 г.); на ученых советах ТатНИПИнефти; научно-технических советах и совещаниях в ПАО «Татнефть»; на международной научно-практической конференции «Строительство и ремонт скважин» (г. Москва, 2007 г.), на конференции «Новые технологии и безопасность при бурении нефтяных и газовых скважин» (г. Уфа 28-29.05.2009 г.).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 8 работ, в том числе 4 статьи в рецензируемых научных изданиях и 4 патента РФ на изобретения.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 38 наименований. Объем работы составляет 111 страниц, в том числе 59 рисунков, 14 таблиц.
Автор выражает благодарность за поддержку и помощь, оказанную при работе над диссертацией Г.С. Абдрахманову, Р.Р. Ибатуллину, В.М. Валовскому, В.П. Чупрову, М.Я. Аглиуллину, А.И. Куринову, сотрудникам отдела бурения ТатНИПИнефть.
Расчет осевого усилия, возникающего в ограниченной от осевого перемещения колонне при повышении температуры
Авторы [2] указывают, что предлагаемый аналитический метод не претендует на завершённость работы по изучению работы крепи скважин в условиях высоких температур. При нагнетании теплоносителя в пласт крепь паронагнетатель-ных скважин испытывает большую тепловую нагрузку. Высокая температура нагрева обсадной колонны (до 300-345 С) снижает механические свойства стали и грузоподъёмность резьбового соединения. Например, при нагреве трубной стали группы прочности «Е» до 300С предел текучести падает на 8 %, а группы прочности «Д» теряет до 24 % предела текучести. Цементный камень также снижает свою прочность с ростом температуры, особенно если в термостойкую цементную смесь попадают глинистые частицы или повышено водосодержание в смеси. Однако сама по себе высокая температура не так опасна для крепи паро-нагнетательной скважины, как перепад температуры в радиальном и осевом направлениях. Расчёты показывают, что при радиальном перепаде температуры более, чем 0,8С на 1 мм в цементном камне-кольце появляются трещины. Экспериментальное изучение подтверждает расчётные данные. Цементное кольцо разрывают окружные растягивающие напряжения, которые появляются при радиальном перепаде температур в крепи паронагнетательной скважины. Появление трещин в цементном камне нарушает изоляцию в затрубном пространстве, что приводит к теплопотерям при закачке пара в пласт. Как правило, для цементирования паронагнетательных скважин применяются высокопрочные термостойкие составы. Однако эти составы не эффективны, если скорость набора перепада температур не ограничен. Поэтому прогрев скважины должен вестись постепенно, с увеличением температуры пара на 5С за один час. Прочность крепи паронагнета-тельной скважины главным образом зависит от качества цементирования. Однако оценить в точности состояние зацементированного заколонного пространства невозможно. Геофизические методы исследования качества цементирования (АКЦ, СГДТ) лишь косвенно характеризуют состояние в затрубье. Поэтому авторы [2] отдают предпочтение расчётам для анализа качества цементного кольца. В [2] приведён расчёт прочности крепи - это цементное кольцо между 168 мм обсадной трубой и 245 мм обсадной трубой, который показывает, что нагрев 168 мм обсадной трубы до 260С, сжимает цементное кольцо, но не достигает предела прочности цементного камня на сжатие. Но расчёт указанного цементного кольца без 245 мм обсадной колонны показывает, что сила растяжения, действующая от нагреваемой 168 мм трубы, превышает предел прочности цементного камня на сжатие. Согласно расчётам, цементное кольцо должно разрушиться. Однако на практике цементная крепь, расположенная между горным массивом и обсадной колонной способна сохранять целостность и герметичность зако-лонного пространства паронагнетательной скважины. Указанному свидетельствует опыт строительства и эксплуатации паронагнетательных скважин Ашальчин-ского месторождения СВН, месторождений тяжёлой нефти Канады, Венесуэлы и др.
Формирование и работа цементного камня в паронагнетательных скважинах имеет свои особенности, которые наиболее полно изучены и изложены в [3, 4].
Особенности строительства и эксплуатации скважин, предназначенных для осуществления термического воздействия на продуктивный пласт, выдвигают определенные требования к тампонажному раствору и камню: тампонажный раствор должен интенсивно твердеть в условиях низких положительных температур (+8С), а образующийся при этом цементный камень – обеспечивать надёжное разобщение пластов и выдерживать большие знакопеременные нагрузки, обусловленные тепловым расширением обсадных труб при нагреве паром до +200-250С.
Тампонажный портландцемент не является достаточно термостойким материалом, так как продукты его гидратации начинают терять воду и переходить в новообразования при сравнительно невысоких температурах. Так, при температурах более 110С цементный камень претерпевает значительные качественные изменения, приводящие к снижению прочности и повышению проницаемости.
Изменение прочностной характеристики затвердевшего цементного камня при воздействии высоких температур зависит от его минералогического состава, т.е. количественного соотношения силикатов и алюминатов в исходном материале. Температурная устойчивость цемента может быть достигнута оптимальным подбором этих компонентов (от автора: пылевидный кварц (SiO2) в качестве добавки в портландцемент общепризнана в отрасли для увеличения стойкости тампонажного камня к термодеструкции). Изучение возможности использования портландцемента и различных наполнителей применительно к условиям скважин для нагнетания теплоносителей велось ВНИПИтермнефть совместно с ВНИИКРнефтью.
Исследования проводили с применением портландцемента для «горячих» скважин по следующей схеме. Сначала для каждой тампонажной смеси опытным путём подбирали водосмесевое отношение с таким расчётом, чтобы растекае-мость по конусу АзНИИ находилась в пределах 19-21 см. Затем раствором заданной консистенции заполнили формы размером 20х20х100 мм (по 12 форм на одну смесь) и в течение двух суток хранили в водяной бане при температуре 20-22С и атмосферном давлении.
После 48 часового хранения треть образцов цементного камня испытали на механическую прочность и проницаемость, а полученные величины приняли за исходные показатели, по которым вели сравнение остальных образцов. Другую треть образцов цементного камня извлекли из форм и поместили в автоклав с водой, где образцы хранили в течение месяца при температуре 250С и давлении 25 МПа. Оставшаяся часть образцов находилась в водяной бане при температуре 20-22С и атмосферном давлении.
Исследование крепи скважины на участке обсадной колонны, сцепленной с цементным камнем
Методика проведения эксперимента и его результаты Исследования проведены с трубой (макетом эксплуатационной колонны) с наружным диаметром 89 мм, чтобы затем результаты эксперимента использовать на больший диаметр труб, указанных в таблице 2.1. На рисунке 2.6 представлена модель крепи скважины для проведения эксперимента. 1-обсадная труба; 2 - эксплуатационная колонна; 3 – цементный камень; 4 – перегородка; 5 – кольцо – подставка Рисунок 2.6. Модель крепи скважины Из рисунка 2.6 видно, что модель крепи скважины состоит из обсадной трубы 1 с наружным диаметром 146 мм длиной 300 мм в которой соосно расположена стальная насосно-компрессорная труба 2 с наружным диаметром 89 мм длиной 350 мм. В кольцевом пространстве труб цементный камень 3, который получен после заполнения кольцевого пространства цементным раствором, приготовленным из тампонажного термостойкого цемента ACTIV II-160 КМ. В экспериментальных образцах использовался цементный камень двухсуточной и семи-суточной твердости. Обе трубы изготовлены из стали группы прочности «Д» по ГОСТ 632-80, ГОСТ 633-80. Методика предусматривает выдавливание 89 мм трубы из цементного кольца с помощью пресса МИРИ-500/1000 К (рисунок 2.7), который способен развивать усилие до 1000 кН. Кольцо-подставка 5 служит в качестве упора цементному камню и внешней 146 мм трубе.
Усилие выдавливания измерялось при комнатной температуре и при нагревании 89 мм трубы. Для нагрева до 100 С в внутреннее пространство 89 мм трубы, которая имеет герметичную перегородку 4, наполнялось водой, а для нагрева выше 100 С наполнялось вазелиновым маслом. Для нагрева жидкостей использовался электрокипятильник мощностью 1,2 кВт ЭП-1,21-220 производства ОАО «НЕОН». Для контроля температуры нагрева трубы использовался пирометр (бесконтактный инфракрасный термометр) АДА TemPro 300 с диапазоном измерений от -50С до +380С с точностью измерений ±1,5С при температуре 0 -380С (рисунок 2.8).
На рисунке 2.9 представлены шесть образцов моделей крепи для проведения эксперимента, которые в 10 час 23.07.2014 были залиты цементным раствором. Через двое суток с первого по пятый образцы испытаны на сдвиг 89 мм трубы относительно цементного кольца: первый образец при комнатной температуре, а второй, третий, четвертый и пятый образцы при нагреве 89 мм трубы. Через семь суток испытан шестой образец при комнатной температуре. При испытании второго, третьего и четвертого образца в качестве жидкости, нагреваемой во внутреннем пространстве 89 мм трубы, использовалась вода, а при испытании пятого образца использовалось вазелиновое масло. Рисунок 2.9. Образцы для проведения эксперимента
Первый образец испытан на сдвиг 89 мм трубы относительно цементного кольца без нагрева трубы при температуре образца 19С. Усилие сдвига, созданное прессом МИРИ-500/1000 К, составило 170 кН.
Во втором, третьем и четвертом образцах температура 89 мм трубы поднималась до 60С, 82С, 100С соответственно. Температура наружной трубы равнялась комнатной температуре. Усилие на сдвиг после нагрева трубы составило 210 кН, 268 кН, 297 кН соответственно. Как видим, усилие сдвига при нагреве возрастает, что подтверждает наличие и рост контактного давления при увеличении перепада температуры.
В пятом образце 89 мм труба нагревалась в вазелиновом масле до 142С, наружная 146 мм труба к концу испытания нагрелась до 45С. Усилие на сдвиг 89 мм трубы составило 302 кН. Как видно, усилие сдвига пятого образца близко к усилию сдвига четвертого образца. Разница всего 302 – 297 = 5 кН. Указанное объяснятся тем, что в пятом образце, в отличие от образца четвертого, прогрелась и наружная труба, которая тоже радиально расширилась. Вследствие этого, контактное давление возросло незначительно. Шестой образец испытан при комнатной температуре после семисуточного твердения цементного камня. Усилие сдвига составило 313 кН. Из испытаний первого и шестого образцов видим, что адгезия возросла в 1,84 раза с 170 кН до 313 кН из-за увеличения времени твердения цементного камня с двух суток до семи суток.
На рисунке 2.10 показано, что значения суммарной силы сопротивления сдвигу 89 мм трубы от сцепленного с ним цементного камня двухсуточной твердости, определенные экспериментальным путем, совпадают с расчетной зависимостью суммарной силы сопротивления от перепада температуры.
Неопределенность пространственного расположения ствола скважины и способы ее оценки
Простой конус – это простейшая модель неопределенности, которая используется в случаях, когда неизвестны параметры инструментальных ошибок. Простая конусная модель состоит из расширяющейся секции усеченного конуса с не-57 которым начальным радиусом на устье скважины. Данная модель приближенно учитывает ошибки измерений путем построения конусного объема в пространстве, в котором как считается, расположен ствол скважины. Основание конуса увеличивается с длиной ствола скважины.
Каждая конусная секция может иметь различную интенсивность расширения. Так как данная модель неопределенности является наиболее простой, она легко рассчитывается и используется исходя из имеющегося производственного опыта.
Модель простого конуса зависит от интенсивности расширения конуса и измеренной длины ствола скважины, без учета влияния зенитного угла и азимута ствола скважины, а также влияния типа измерительного инструмента на величину интенсивности расширения конуса.
Модель фирмы Шелл при построении конуса неопределенности учитывает изменения зенитного угла ствола с глубиной, однако для компенсации азимутального искривления вводятся завышенные значения зенитного угла.
Модель Вольфа и де Вардта основана на оценке влияние каждого типа систематической ошибки для данного типа измерительного инструмента. В соответствии с данным подходом каждое измерение характеризуется терминами «хорошее» или «плохое». Хорошее измерение характеризуется отсутствием существенных отклонений и более или менее соответствует измерениям, проведенным при других спусках измерительного инструмента. В противном случае (при существенном отклонении) измерение называется «плохим», что имеет место при экстремальном магнитном влиянии элементов бурильной колонны, неправильном расчете магнитного или плохой калибровке измерительного инструмента.
Выбирая «хорошее» или «плохое» измерение можно определить интенсивность роста трехмерного эллипса неопределенности и рассчитать положение неопределенности ствола скважины.
Данный метод и сходные с ним методы, основанные на использовании систематических ошибок, стали общепринятыми методами нахождения ошибок. Топографическая модель является развитием модели Вольфа и де Вардта и состоит из матрицы, которая определяет ожидаемые параметры неопределенности для отдельных измерительных инструментов и технических условий.
Матрица представляет трехмерную поверхность ошибок, имеющую азимут, зенитный угол и смещение ошибок по осям, которая обеспечивает их вывод с помощью программного обеспечения по длине ствола скважины.
Таким образом, при разработке модели неопределенности положения оси скважины для конкретных технических и технологических условий бурения за основу целесообразно принять результаты исследований Вольфа и де Вардта, которая наиболее полно отражает влияние комплекса систематических ошибок на параметры неопределенности.
Точность определения пространственного положения оси скважины зависит от ряда факторов, среди которых определяющими являются тип используемого измерительного инструмента и его положение в скважине с учетом изменения зенитного угла и азимута.
Типичные значения погрешности измерения приведены в таблице 3.2, которые используются при расчете неопределенности положения оси скважины в про граммном обеспечении. Таблица 3.2. Типичные значения погрешности измерения
Тип измерительного устройства Погрешность измерения зенитного угла, град. Погрешность измерения азимута, град. Магнитные инклинометры, телесистемы ±0,1 ±1,5 Положение любой точки оси скважины определяется кругом неопределенности, радиус которого определяется по формуле (14): R = -y/(X- Хи)2 + (Y- УИУ + (Z - ZH)2 (14) где X, Y, Z и Xи, Yи, Zи - расчетные координаты и координаты точек оси скважины, вычисленные с учетом добавления систематической положительной ошибки соответственно, м (таблица 3.2).
Кроме того, принимается во внимание ошибка в определение длины ствола скважины, которая составляет от ±1/500 до ±1/1000 длины бурильной колонны. Таким образом, любая точка оси ствола скважины находится внутри пространства, ограниченного эллипсоидом неопределенности.
Трехмерный эллипсоид представлен на рисунке 3.3, который определяется размерами по трем осям. Ось, совпадающая с осью скважины, характеризует положение неопределённости ствола скважины связанное с относительной ошибкой определения длины ствола. Горизонтальная ось учитывает влияние систематической ошибки определения азимута ствола (магнитная интерференция, паспортная ошибка, перекос измерительного инструмента в скважине). Вертикальная ось учитывает влияние систематической ошибки на величину зенитного угла. Неопределенность положения точек оси ствола скважины учитываются при расчете расстояния между осями стволов скважин в кусте, определении забоя скважины относительно круга допуска и корректирования трассы бурения.
Бурение и крепление скважин с выходом забоя на поверхность земли с применением буровой установки с вертикальной мачтой
Радиус набора кривизны для интенсивности искривления 2/10 м равен 286 м. Из (16) определяем, что для бурения скважины с горизонтальным окончанием ствола в целевой пласт, залегающий глубже вертикальной глубины 286 м целесообразно применить буровую установку с вертикальной мачтой. Таким образом, подставляя в (18) радиус набора кривизны 286 м получаем вертикальную глубину залегания целевого пласта 286 м, которую можно назвать граничной глубиной, до которой целесообразно для бурения применение наклонной буровой мачты, а ниже глубины 286 м применение вертикальной буровой мачты.
Качество крепления эксплуатационных колонн Ашальчин-ского месторождения ВВН и ПБ, зацементированных без вращения и с вращением эксплуатационной колонны Из рисунка 4.16 видно, что до 2012г коэффициент качества крепления 245 мм эксплуатационных колонн находился в диапазоне 0,42 – 0,68, а после 2012 г за счет вращения эксплуатационных колонн при их цементировании коэффициент качества крепления 245 мм эксплуатационных колонн повысился до 0,87.
Ниже описывается технология спуска и цементирования 245 мм эксплуатационных колонн при строительстве скважин Ашальчинского месторождения ВВН и ПБ. Спуск эксплуатационной колонны производится в порожнем состоянии за счет герметичного обратного клапана в башмаке. Доведение эксплуатационной колонны до забоя ведется без промывок скважины и заполнения буровым раствором внутреннего пространства эксплуатационной колонны, т.е. спуск эксплуатационный колонны ведется в режиме плавучести. На обсадные трубы устанавливаются центраторы, которые свободно вращаются на теле обсадной трубы, а осевое перемещение центратора ограничивается фиксирующими кольцами. На обсадные трубы, размещаемые в интервале ствола скважины с зенитным углом 90, устанавливаются по два центратора (рисунок 4.17 а). На обсадные трубы, размещаемые в интервале ствола скважины с зенитным углом 45 - 90 устанавливается один центратор (рисунок 4.17 б).
Верхний силовой привод и эксплуатационная колонна соединяются между собой головкой цементировочной вращающего типа ГЦВ-245 (рисунки 4.18, 4.19) [34]. В ГЦВ-245 расположены две продавочные пробки, нижняя сквозная и верхняя сплошная. Закачку буферной жидкости, цементного раствора и продавочной жидкости ведут с вращением эксплуатационной колонны со скоростью 10-15 об/мин, что позволяет вытеснить буровой раствор из защемленных зон и заменить его на тампонажный раствор.
Рисунок 4.19. ГЦВ-245 и обвязка для цементирования При заполнении внутреннего пространства эксплуатационной колонны жидкостью, вначале буферной жидкостью (вода), затем тампонажным раствором момент вращения эксплуатационной колонны возрастает примерно на 60-70% от минимума момента вращения, связанного с состоянием плавучести эксплуатационной колонны. Максимум момента вращения происходит при заполнении внутреннего пространства эксплуатационной колонны тампонажным раствором. При вытеснении тампонажного раствора продавочной жидкостью (водой) момент вращения уменьшается за счет разницы плотности тампонажного раствора, вытесняемого в заколонное пространство и плотности воды, нагнетаемой во внутреннее пространство эксплуатационной колонны. Расчетный график момента вращения эксплуатационной колонны представлен на рисунке 4.20.
Расчетный момент вращения 245 мм обсадной колонны длиной 600 м при ее цементировании прямым способом с вращением от последовательного наполнения внутреннего пространства обсадной колонны: 1-2 - буферной жидкостью (вода плотностью 1000 кг/м3), 3-4 - цементным раствором плотностью 1800 кг/м3
При цементировании с вращением, в случае если момент вращения превысит момент свинчивания резьбовых соединений, вращение прекращают из-за опасения деформации резьбовых соединений, которая может снизить их герметизи рующую способность при эксплуатации скважины или привести к нарушению целостности эксплуатационной колонны при креплении скважины.
Максимальный момент, возникающий при вращении эксплуатационной колонны при ее цементировании по вышеизложенному методу, в зависимости от длины эксплуатационной колонны и состояния ствола скважины, находится в диапазоне 1525 кНм.
Как видно из таблицы 4.2 момент вращения эксплуатационной колонны при ее цементировании с вращением может превысить допустимый максимальный момент свинчивания резьбового соединения. В случае превышения момента, закачка продавочной жидкости проводится уже без вращения, что понизит качество замещения бурового раствора тампонажным раствором в кольцевом пространстве эксплуатационной колонны.
Ниже изложен способ цементирования, который позволит снизить момент вращения эксплуатационной колонны при ее цементировании. Тампонажный раствор при указанном способе закачивается с устья в заколонное пространство. За счет превышения плотности тампонажного раствора над плотностью бурового раствора тампонажный раствор будет вытеснять, и одновременно полноценно замещать буровой раствор из защемленных зон за счет вращения эксплуатационной колонны. По мере заполнения заколонного пространства тампонажным раствором из-за разности плотности тампонажного раствора и плотности бурового раствора возникнет плавучесть эксплуатационной колонны. Плавучесть уменьшит момент вращения эксплуатационной колонны. Для контроля начала притока тампонажного раствора во внутреннее пространство эксплуатационной колонны и определения окончания цементирования предлагается до начала цементирования эксплуатационную колонну заполнить водой. Сигналом для завершения цементирования станет рост момента вращения эксплуатационной колонны из-за увеличения массы эксплуатационной колонны вследствие притока тампонажного раствора во внутреннее пространство эксплуатационной колонны. Для цементирования предлагается использовать ГЦВ-245 без продавочных пробок. Применение ГЦВ-245 позволит: вращать эксплуатационную колонну во время цементирования; через боковой отвод направлять воду в приемный амбар; запереть переток тампонажного раствора в эксплуатационную колонну на время, необходимое для превращения тампонажного раствора в цементный камень. Указанный способ обратного цементирования представлен на рисунке 4.21.