книги / Технология бурения наклонно направленных скважин с большим отклонением забоя от вертикали

К] = 0,04 - обобщенный коэффициент, зависящий от парамет­ ров режима течения бурового раствора [49].

где - длина элемента бурильной колонны, м (забойного двигателя; УБТ; бурильных труб); QH - производительность насоса (м3/с); dn d, - диаметр долота, наружный диаметр элемента бурильной колонны, м.

Более точное определение Рнт 1 зависит от ряда трудно учитыва­ емых факторов - инерционное давление, возникающие в скважине при выполнении спуско-подъемных операций и запуске бурового насоса, изменение режима течения и реологических параметров бурового ра­ створа в процессе бурения, промывки. Здесь и далее в книге исполь­ зуется формула (5.11) разработанная в [49], расчеты по которым да­ ют хорошую сходимость результатов с более точным расчетом, пре­ дусмотренным в [27].

В формуле (5.12, 5.14) Qi может изменяться в широких преде­ лах, в частности в зависимости от параметров режима бурения обе­ спечения очистки забой и кольцевого пространства от шлама. Напри­ мер, в базовой скважине, на глубине Нь = 24000 м по вертикали, Lcm = = 7319 м при Рт = 26,0 МПа; Р ^ = 39,6 МПа; К6 = 1,05; ДРС=3,0 МПа, dn = 0,2159 м; dyBT = 0,178 м; /УБт = 100 м; dcp = 0,1277 м (средний

101

диаметр буровой колонны в кольцевом пространстве скважины), если принять Q = 0,025 м3/с то по формуле (5.14) получим:

(0,2159-0,1277)3(0,2159 + 0,1277)2 8,095 • 10-5

Найденное значение

Л/сг = 0,01 -1,436 • 2400 = 34,46 МПа,

что значительно превышает допустимое значение

Prior =Ртт+ Рс = 26,0 + 3,0 = 29,0 МПа.

Поэтому после определения Р ^ необходимость проверить на совместимость условия значения плотности бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта и вышележащих горизонтов сква­ жины. В связи с этим рассмотрим влияние плотности бурового рас­ твора на величину репрессии на продуктивный пласт, на известный фактор скин-эффект.

5.3.Оценка величины параметра «скин-эффект»

Одним из основных направлений увеличения нефтеотдачи пла­ ста является повышение качества выполнения технологических опе­ раций в скважине на этапе ее заканчивать. Эго, в первую очередь, относится к процессу бурения и цементирования эксплуатационной колонны при первичном вскрытии продуктивного пласта. Качество выполнения этих операций в скважине, в конечном счете, оценива­ ется величиной SKIN-эффекга (SK) [58], параметра, характеризующе­ го степень загрязнения коллектора фильтратом бурового или цемент­ ного раствора. Формула для определения SK имеет вид [50]:

102

где /С„а.„ Л’загр - начальное и после загрязнения значения коэффици­ ента проницаемости пласта. Величина Ктч, как правило, является из­ вестной для данного пласта. Величина К^щ, определяется через коэф­ фициент восстановления проницаемости (3. В работе [59] рекоменду­ ется принимать р = 0,50...0,75.

Следовательно, можно записать, что = р/<Г11ач; где Я ^ - ради­ ус загрязнения пласта, м (глубина проникновения фильтрата в пласт); ЯСкв - радиус ствола скважины, м.

где Ррспр - репрессия на пласт (МПа), определяемая как разность ме­ жду суммарным давлением в скважине T,PCKtl и пластовым давлени­ ем Рпп,

где РТ,„ - гидростатическое давление столба бурового раствора (МПа); Рй/д„„ - гидродинамическое давление (гидравлическое сопротивле­ ние) в кольцевом пространстве скважины в процессе бурения (про­ мывки); m - параметр, зависящий от пористости породы, времени процесса фильтрации, пластической вязкости фильтрата и др., тп=

=(0,15...0,20) м2 -МПа-1.

Втабл. 5.1 приводятся значения Я ^ и Ж в зависимости отР^П9, вычисленные по формулам (5.16, 5.17). В расчетах приняты: Я^^ =

=0,108 м (диаметр долота 215,9 мм), m = 0,17 м2-МПа‘|.

103

Анализ формул (5.16, 5.17) и табл. 5.1 показывает, что чем мень­ ше Ррепр, тем меньше Лзагр и SK, а, следовательно, выше качество вскрытия пласта. В работе [50] отмечается, что если SK > 0, то коллек­ торские свойства пласта при его вскрытии ухудшились. Если SK < О, то это означает, что проницаемость приствольной зоны по сравне­ нию с той частью пласта, куда фильтрат не проник, улучшилась. От­ метим, что приведенные в табл. 5.1 значения J^p, SK в зависимости отРрспр не претендуют на высокую степень достоверности ввиду труд­ ностей учета многообразия факторов, влияющих на эти параметры в данной конкретной скважине. Вместе с тем, эти данные позволяют произвести количественную и качественную оценку влияния /^„р на величину Ж и на их основе разработать рациональные варианты ре­ жимов промывки и цементирования скважины.

Сущность предлагаемого рационального варианта, в частности режима промывки (бурения) скважины при первичном вскрытии про­ дуктивного пласта, заключается в следующем. В процессе промыв­ ки (бурения) скважины в продуктивном пласте фактическая репрес­ сия на пласт Р^„р, определяемая по формуле (5.18), должна быть меньше того значения Ррещ» при котором глубина проникновения заряда в пласт /ф(7?мг) окажется меньше, чем глубина проникновения снаряда при перфорации эксплуатационной колонны - /перф. Это ус­ ловие (критерий) записывается в виде:

Следует заметить, что в последние годы на практике все более широкое применение получают перфораторы с большой пробивной способностью - отечественные и импортные, создающие каналы в пласте до 1,0... 1,5 м [53, 54, 55].

В связи с этим в дальнейших расчетах принято, что /ф(/?заг) равно 1,01 м, фактическая репрессия на пласт при этом составляет Ррепр = = 6,0 МПа (табл. 5.1). Принятое расчетное значение Р ^ ир = 6,0 МПа не является наименьшим значением, при котором обеспечивается ми­ нимальное /ф, а, следовательно, SK - min. Однако, как показали пред­ варительные расчеты, при принятии Ррепр < 6,0 МПа из-за необходи­ мости уменьшения количества прокачиваемого бурового раствора не обеспечиваются нормальная очистка забоя и кольцевого простран­ ства скважины от шлама (выбуренной породы), уменьшается ско­ рость углубления - проходки скважины. Вместе с тем, согласно тре­ бованиям [4] максимально допустимая репрессия должна исключать

104

возможность гидроразрыва или поглощения раствора в пласт. Это условие записывается в виде:

где Рг/Д„„- гидродинамическая составляющая репрессии на пласт.

В базовой скважине на глубине Нъ= 2400; м по формуле (5.18 и 5.19) имеем:

Рт,дИН1 = (6,0 + 26,0) - 0,01 - 1,18 • 2400 = 32 - 28,32 = 3,68 МПа (5.22)

Здесь и далее в расчетах плотность бурового раствора Рб/р = = 1,18 г/см3 принята, как средняя между рб/р, и рб/^.

По формуле (5.21)

Полученное значение Pr/WUl более чем 2,5 раза превышает Рт/дин,» что свидетельствует о возможном значительном загрязнении кол­ лектора. Отсюда вывод:

При вскрытии продуктивного пласта режим промывки скважи­ ны следует определять из условия PT/m„t, в то время как при бурении вышележащих горизонтов - из условия Л/дннГ

5.4.Пример расчета величины репрессии на пласт при его первичном вскрытии в НСБО

Исходные данные. Глубина скважины LCKBнаходится в пределах от 7050 до 10200 м. Глубина скважины по вертикали # в = 2400 м. Диаметр скважины - 215,9 мм. Отклонение ствола от вертикали изме­ няется от 6195 до 7385 м. Состав бурильной колонны - УБТ 0 178 мм, длиной 50...200 м (изменяется с шагом 50 м), бурильные трубы

ста Рг/разр - 39,6 МПа. Коэффициент безопасности пласта от гидрораз­ рыва принят равным 1,05. Производительность бурового насоса в

105

процессе бурения скважины, при вскрытии продуктивного пласта из­ меняется в пределах Q„ = 0,020 м3/с; 0,025 м3/с; 0,030 м3/с. Результаты расчета величины репрессии на пласт при принятых исходных дан­ ных оцениваются в сравнении с принятым в качестве оптимального значения = 6,0 МПа.

Расчет величины фактических значений репрессий на пласт в за­ висимости от глубины скважины, плотности бурового раствора, про­ изводительности насоса, состава элементов, бурильного инструмен­ та производится в следующей последовательности:

1. Определяется величина гидравлических сопротивлений в коль­ цевом пространстве скважины при движении бурового раствора в зо­ не компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и бурильных труб

РЙ р по формуле (5.11)

Втабл. 5.2 приводятся расчет Р ^ лснек в зоне УБТ.

Таблица 5.2

Потери давления в кольцевом пространстве НСБО в зоне УБТ при различных значениях плотности бурового раствора

и количества прокачиваемого раствора

106

ных труб 0 127 мм для тех же значения рб/р; QH- Длина бурильных труб принята 7000, 8000, 9000 и 10000 м.

Таблица 5.3

Потери давления в кольцевом пространстве НСБО в зависимости

от длины бурильных труб скважины при различных значениях плотности бурового раствора и количества прокачиваемого раствора

2. Определяется величина гидростатического давления Рт/егв за­ висимости от плотности бурового раствора по формуле:

3. Определяется суммарное давление ЕРСКЛна продуктивный пласт Рскв по формуле:

107

4.Определяется фактическая репрессия на пласт по формуле:

Откуда, Рг/днн = Ррспр Рт~~Рг/ст* (5.26)

Результаты расчета Р^щ, представлены в табл. 5.4.

Таблица 5.4

Репрессия на продуктивный пласт в НСБО в зависимости от плотности и количества прокачиваемого бурового раствора

П р и м е ч а н и е : 1. Глубина скважины по вертикал Я, = 2400 м. Глубина

2.Отклонение ствола от вертикали - 7385 м.

3.Длина бурильных труб 0 127x9,19 мм-8000 м. Длина У БТ0 178 мм -200 м.

108

Таблица 5.5

Репрессия на продуктивный пласт в НСБО в зависимости от плотности и количества прокачиваемого бурового раствора

П р и м е ч а н и е : 1. Глубина скважины по вертикали Я, = 2400 м. Глубина скважины по длине ствола Ьека = 8200 м. Диаметр скважины 0 Д = 215,9 мм.

2. Отклонение ствола от вертикали - 7385 м.

3. Длина бурильных труб 0 127x9,19 мм - = 8000 м. Длина УБТ 165,1 мм - /ует ~ 200 м.

Из данных табл. 5.4; 5.5 видно, что если для поддержания в сква­ жине .Ррепр ^ 6,0 МПа при применении УБТ 0 165,1 мм возможно увеличение Q„ до 0,30 м3/с. То при УБТ 0 178 мм допустимое зна­ чение Q„ <, 0,025 м3/с. Относительно диаметра бурильных труб сле­ дует отметить, что в тех случаях, когда трубы 0 127 мм не выдержи­ вают прочность на растяжение, то в верхней части бурильной ко­ лонный устанавливаются трубы 0 139,7 мм или 0 146 мм расчет­ ной длины.

109