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

На рис. J .2. показана схема двухканальной циркуляции бурового раствора в НСБО. Параметры конструкции скважины представлены на рис. 5.2. Глубина скважины - 9200 м по стволу, 2400 м - по вер­ тикали. На глубину 4000 м спущена промежуточная обсадная колон­ на 1 диаметром 339,7 мм. Цемент за колонной поднят до устья. Эк­ сплуатационная (промежуточная) обсадная колонна 2 спущена на глу­ бину 8000 м. Цемент за колонной поднят до глубины 3960 м. При спуске эксплуатационной колонны, на глубине 3900 м устанавлива­ ется муфта ступенчатого цементирования 3 МСЦ1-245, отверстия ко­ торой открываются к моменту окончания цементирования нижней секции колонны. Тем самым создается гидравлическая связь в меж­ колонном пространстве 339,7x244,5 мм и 244,5x127 мм. В процессе дальнейшего бурения скважины 4 долотом J восходящий поток бу­ рового раствора 6 с производительностью Qu, двигаясь в зоне сна­ чала КНБК 7, затем бурильной колонны 8, доходя до МСЦ, разделя­ ется на два потока - первый поток с производительностью Q\ дви­ жется в кольцевом пространстве между внутренней полостью ко­ лонны 0 339,7 мм и наружной поверхностью колонны 0 244,5 мм, второй поток с Qi движется в пространстве между внутренней по­ верхностью колонны 0 244,5 мм и бурильной колонной 0 127 мм. Разделение потока происходит самопроизвольно таким образом, что гидродинамические давления Р\ и Р2 от потоков раствора на глуби­ не 3900 м становятся одинаковыми.

Ниже приводится оценка влияния системы 2-х канальной цир­ куляции, по сравнению с применяемой в настоящее время на прак­ тике одноканальной циркуляцией, на величину репрессии на пласт. Задача сводится к определению Q\ и Q2yсуммарному гидродинами­ ческому (гидравлические сопротивления) давлению 2Рпшр = Р\ +Рi на глубине 3900 м и суммарному (гидростатическое плюс гидроди­ намическое) давлению на пласт. В принятой скважине после оконча­ ния цементирования обсадной колонны 0 244,5 мм и открытия от­ верстий в МСЦ производится промывка скважины по двум каналам в течение 1-2 циклов. Затем циркуляция раствора приостанавливает­ ся на период ОЗЦ (ожидание затвердения цемента). Устье скважины оборудуется противовыбросовым оборудованием (ПВО).

Производится разбуривание цементного стакана внутри колон­ ны и продолжается бурение скважины. В последующем в процессе углубления восходящий поток бурового раствора доходя до МСЦ направляется к устью скважины по двум каналам. Гидравлическое сопротивление Р\ при движении раствора в первом канале (между

121

обсадными колоннами диаметрами 339,7 мм и 244,5 мм) определя­ ется по формуле

0>04-/раз/потРб/р£?1

(5.45)

( d i - d 2) \d \ +d 2)2

Гидравлическое сопротивление Р2 при движении раствора во втором канале, определяется по формуле

0 ,0 4 • /раэ/пстРб/р^г

( 5 .4 6 )

( Л -</<)’( * + Л ) 2 ’

где Рб/р - плотность бурового раствора, принята равной 1350 кг/м3; /раз/пот - глубина установки МСЦ, глубина разделения потока раство­ ра; di; d2; d3; d^ - соответственно внутренний диаметр обсадной ко­ лонны 0 339,7 мм, равный 317,9 мм; наружный диаметр обсадной ко­ лонны 0 244,5 мм; внутренний диаметр обсадной колонны 0 244,5 мм -224,5 мм; наружный диаметр бурильных труб, равный 127,0 мм, QH- производительность бурового насоса, м3/с.

6i = 0,0156 м3/с.

122

По формулам (5.48), (5.49) имеем Рх= 1685-0,01562 = 0,41 МПа; ? 2 = 1987 х 0,01442 = 0,41 МПа; I (Рх+ Р2) = 0,81 МПа.

Таким образом, при движении бурового раствора по двум кана­ лам суммарное гидравлическое сопротивление составит 0,81 МПа.

При движении бурового раствора только по второму каналу - между внутренней полостью обсадной колонны 0 244,5 мм и наруж­ ным диаметром бурильной колонны 0 127 мм, с производительно­ стью бурового насоса QH= 0,030 м3/с, гидравлическое сопротивле­ ние Лидр на глубине 3900 м составит:

Сравнивая Ргидри Z(Pi + Р2) видно, что при одноканальной цир­ куляции бурового раствора, при прочих равных условиях, гидравли­ ческие сопротивления более чем в 2 раза больше чем при двухка­ нальной циркуляции, а разница между этими давлениями АР соста­ вляет 0,98 МПа. Это означает, что при двухканальной циркуляции репрессия на пласт будет меньше, чем при одноканальной циркуляции на величину АР*. Отсюда важный вывод: применение двухканальной циркуляции позволяет увеличить QHпри сокращении величины ре­ прессии принятой в качестве расчетной при использовании однока­ нальной системы циркуляции раствора. В данном конкретном приме­ ре представляется возможность увеличить Q„ с 0,030 до 0,0335 м3/с, при этом одновременно увеличится и АР* с 0,98 до 1,2 МПа. Эго при­ ведет к улучшению очистки забоя и скважины от шлама, что очень важно в НСБО и ГС, где из-за накопления шлама при недостаточ­ ной очистке возникают аварии и осложнения. Эффективность приме­ нения двухканальной циркуляции возрастет с увеличением глубины установки МСЦ, т. е. с уменьшением разницы между забоем скважи­ ны и глубиной спуска промежуточной колонны.

5.7. Влияние зенитного угла ствола скважины на величину плотности бурового раствора

При бурении НСБО необходимость увеличения плотности рас­ твора чаще, всего связано с большой кривизной и интенсивностью искривления ствола скважины.

В связи с этим при разработке гидравлической программы про­ мывки таких скважин важное место занимает проблема выбора па­

123

раметров бурового раствора и, в первую очередь, его плотности ре/р и количества прокачиваемого раствора Q. Известно, что отличием НСБО, ПС и ГС от вертикальных и обычных наклонных скважин, проектируемых на один и тот же продуктивный пласт (ПП), являет­ ся то, что в них имеет место сравнительно большие значения зенит­ ного угла а и глубина скважины по длине ствола Лю» в то время как основные параметры продуктивного пласта ПП - пластовое давле­ ние Ли, давление гидроразрыва пласта Л/Р, зависящие от оста­ ются постоянными и одинаковыми по величине.

Из-за влияния этих факторов в НСБО, ПС и ГС чаще, чем в вер­ тикальных и обычных наклонных скважинах в одних и тех же поро­ дах происходит потеря устойчивости стенок, обвалы и осыпи пород, а из-за значительных по величине сил трения возникают затяжки и посадки, прихват бурильного инструмента, недоведение обсадных ко­ лонн до проектируемых глубин. Увеличение глубины скважины при­ водит к росту гидравлических сопротивлений при движении буро­ вого раствора в кольцевом пространстве скважин и, как следствие этого, к увеличению давлений (репрессии) на пласт. Эго особенно не­ допустимо при вскрытии продуктивного пласта с низким значением пластового давления, так как возможны гидроразрыв пласта, интен­ сивная фильтрация раствора в пласт, загрязнение коллектора, ухуд­ шение условий освоения и эксплуатации скважины. Отмеченное по существу является одной из основных причин, снижающих технико­ экономические и эксплуатационные показатели строительства НСБО, ПС и ГС. На потерю устойчивости стенок скважины влияют также интенсивность пространственного искривления скважины, химиче­ ский состав бурового раствора и его фильтрата, нарушение техноло­ гического режима промывки и производства спускоподъемных опе­ раций, свойства горных пород другие факторы. На практике по мере увеличения зенитного угла ствола скважины с целью предотвраще­ ния обвалов и осыпей пород чаще всего, помимо уменьшения водо­ отдачи бурового раствора, производят повышение плотности буро­ вого раствора. При этом возникает ситуация, когда с одной стороны требуется увеличение плотности раствора, а с другой - это увеличе­ ние приводит к росту гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве скважины, что, в свою очередь, приводит к росту репрес­ сии на пласт, поглощению раствора. В этих условиях требуется оп­ ределение оптимальных значений рб/р и QH.

Несколько примеров из опыта строительства горизонтальных скважин в нашей стране и за рубежом, когда повышение плотности

124

бурового раствора позволило предотвратить потерю устойчивости стенок скважины и продолжить ее углубление до проектной глубины. Так, в [61] отмечается, что при бурении ГС на Комсомольском ме­ сторождении Западной Сибири, ОАО «Пурнефтегаз», в горизонталь­ ном стволе в интервале глубины 2540...2690 м после появления поса­ док инструмента увеличили плотность раствора с 1,10 до -1,16 г/см, повысили условную вязкость с 35 до 54 с, уменьшили водоотдачу ра­ створа с 4,0 до 2,3 см3 за 30 мин. Это позволило без осложнений уг­ лубить скважину до проектной глубины. В скважине С-2, пробурен­ ной в 1995 г. с платформы Статфиорд-С в Северном море [13] с глу­ биной по стволу 8761 м (глубина скважины по вертикали - 2783 м, отклонение ствола от вертикали - 7290 м) одновременно с увеличе­ нием зенитного угла до 63,7° вынуждены были увеличить плотность раствора с 1,12 до 1,44 г/см3. В [62] отмечается, что при бурении ГС на месторождении Белый Тигр (шельф Республики Вьетнам), когда зенитный угол скважины увеличили до 74°, начались посадки и про­ работки ствола из-за осыпей пород. После увеличения плотности ра­ створа с 1,24 до 1,36 г/см3 осложнения в скважине прекратились. В [63] отмечается, что на глубине 2898 м при а = 67° и плотности рас­ твора р = 1190 кг/м3 начались осыпи пород, затяжки и посадки. Утя­ желили раствор до р = 1290 кг/м3 представилась возможность нор­ мально продолжать углубление скважин. Такие случаи при строитель­ стве НСБО в разных нефтегазовых регионах встречаются довольно часто. Из приведенных примеров видно, что степень увеличения плот­ ности раствора зависит от величины зенитного угла, состояния ство­ ла скважины и колеблется в широких пределах. Актуальность про­ блемы требует определения значения рб/р, при котором будут обес­ печены устойчивость стенок скважины и недопущение поглощения раствора в пласт. Здесь, безусловно, взаимосвязаны такие факторы, как репрессия на пласт, производительность буровых насосов (ко­ личество прокачиваемого бурового раствора), глубина скважины, гео­ метрические размеры скважины и элементов бурильной колонны. Однако превалирующим фактором является зенитный угол ствола

скважине посвящен ряд исследований [64, 865]. В общем виде фор­

125

где р^р - плотность бурового раствора в скважине до начала повы­

шения на величину Др^р. Практика бурения наклонных скважин по­

казывает, что до величины зенитного угла порядка а = 35...40° влия­ ние кривизны на устойчивость пород незначительно.

Эмпирическая формула для определения р^р представляется в

ввде:

где р, п —постоянные параметры эмпирической формулы, определя­ емые по опытным данным на каждом месторождении. В результате обработки инклинометрических данных по девяти горизонтальным и пологим скважинам на Мамонтовском и Малобалыкском место­ рождениях Западной Сибири на интервале набора кривизны с 40° до 76° при Да = 36 ° определены следующие значения

Р = 10'3; «=1,25; р*р= 1,17 г/см3.

По формуле (5.51): Аа^| = 0,0862 г/см3.

По формуле (5.51): р $ = 1,17 + 0,0862 = 1,256 г/см2

Следует отметить, что на практике одновременно с повышением плотности бурового раствора с целью предотвращения потери устой­ чивости стенок скважины применяют методы химического воздей­ ствия на горные породы, заключающиеся в использовании специаль­ ных ингибирующих растворов. Однако, если увеличение плотности раствора создает несовместимые условия для вышележащих гори­ зонтов, то необходимо уменьшить количество прокачиваемого бу­ рового раствора, или как крайнюю меру перекрыть ствол скважины промежуточной, технической обсадной колонной.

5.8.Выводы

1.В НСБО расчет плотности бурового раствора по интервалам глубины скважины необходимо производить по условиям требова­ ний «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, ПБ 08-624-03» с учетом влияния угла искривления на устойчивость

126

стенок скважины. Выведена эмпирическая формула для определения плотности бурового раствора в зависимости от зенитного угла сква­ жины для условий бурения на конкретном месторождении.

2. Разработана гидравлическая программа промывки скважины, основанная на применении такого режима течения бурового раство­ ра в кольцевом пространстве при котором под действием репрессионного давления глубина проникновения фильтрата раствора в про­ дуктивный пласт будет меньше, чем глубина проникновения перфо­ рационного заряда при перфорации эксплуатационной колонны. Для принятых условий (в нормальных геологических условиях) бурения расчетное значение репрессии на пласт составило - 6,0 МПа, а гид­ родинамическая составляющая репрессии - 3,68 МПа. Эти критерии предусматривается сохранить постоянными при всех технологиче­ ских операциях в скважине, включая спуск потайной колонны и его цементирование. Возникающие в скважине, в процессе спуска ко­ лонн, фактические гидродинамические давления не должны превы­ шать расчетной (заданной) величины гидродинамической составля­ ющей репрессии на пласт.

3.Предложен метод определения скорости спуска бурильной ко­ лонны с открытым концом (долото) и гидродинамического давления

вскважине при спуске бурильной и обсадной колонны с открытым и закрытым нижним концом.

4.При строительстве скважины с использованием обсадной ко­ лонны-надставки в конструкции рекомендовано направление восхо­ дящего потока бурового раствора по двум каналам - между обсадны­ ми колоннами и между бурильной и обсадной колонной, что обеспе­ чит значительное уменьшение величины репрессии на пласт, позво­ лит уменьшить давление в нагнетательной системе.

5.При вскрытии продуктивного пласта необходимо иметь по­ стоянный контроль за давлением в кольцевом пространстве скважи­ ны. С этой целью рекомендуется использовать применяемые в на­ стоящее время отечественными и зарубежными фирмами, при строи­ тельстве скважин в Охотском и Балтийском морях, импортную те­ лесистему, включающую приборы PWD, LWD, MWD - замеры дав­ ления в кольцевом пространстве скважины, каротаж и параметры

искривления.

127

ГЛАВА 6. УПРАВЛЕНИЕ ПРОЦЕССОМ ИСКРИВЛЕНИЯ СТВОЛА НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ

Строительство наклонно направленных скважин, в том числе с большими отклонениями забоев от вертикали, горизонтальных и многоствольных скважин, как известно, осуществляется по заранее разработанному проектному профилю, включающему в общем виде следующие интервалы ствола: вертикальный, набора, стабилизации и спада кривизны (зенитного угла). На каждом из этих интервалов используются специальные компоновки низа бурильной колонны (КНБК), обеспечивающие эффективное управление процессом искри­ вления, доведение забоя скважины в заданную точку (в круг допус­ ка) на структуре месторождения. В связи с этим представляют инте­ рес вопросы принципа выбора состава элементов КНБК, реализующих параметры профиля на соответствующих интервалах ствола скважины.

6.1. Проектирование КНБК на вертикальном участке профиля наклонной скважины

Практика строительства нефтяных и газовых скважин в нашей стране и за рубежом знает много призеров, когда вертикальная сква­ жина искривляется с отходом от вертикали на значительное расстоя­ ние. В таких случаях, если принятые меры по уменьшению зенитно­ го угла и изменению азимута не дают положительных результатов, то чаще всего ствол скважины перебуривается с затратами значитель­ ных средств и времени на выполнение исправительных работ. Реше­ ние проблемы сводится к предупреждению самопроизвольного (ес­ тественного) искривления скважины. Известно, что искривление сква­ жины происходит под влиянием как геологических, так и техноло­ гических факторов (причин).

К геологическим факторам относятся - угол падения пластов, перемежаемость пород по крепости и анизотропность пород, а также тектонические нарушения, каверны и т. д. К числу факторов (причин) технологического характера относятся - потеря устойчивости низа бурильной колонны (продольный изгиб), возникающая вследствие превышения допустимых значений осевой нагрузки и числа оборо­ тов вращения долота, неправильный выбор жесткости, геометриче­ ских размеров элементов КНБК, количество и расстояние между опорно-ценгрирующими элементами (ОЦЭ) в составе КНБК, Не ос­ танавливаясь на причинах искривления скважин вследствие влияния

128

геологических факторов, рассмотрим более подробно влияние техно­ логических факторов.

6.1.1. Расчет величины критической нагрузки на долото и длины УБТ при применении одножесткостной системы элементов компоновки низа бурильной колонны

Критическое значение осевой нагрузки от собственного веса пер­ вого порядка РкрХ' при превышении которой КНБК теряет устойчи­ вость и происходит продольный изгиб, определяется по формуле Эй­ лера [66,44]:

(6.1)

Критическая длина стержня /кр| определяется по формуле:

где А = i j - j - параметр, зависящий от характеристики рода опоры

р; EJ; q - жесткость, вес одного погонного метра элемента КНБК (забойного двигателя, УБТ, бурильных труб).

Из курса «Сопротивление материалов» [66] известно, что если вертикальный стержень длиной I = имеет по обоим концам шар­ нирную опору, то р = 1; в том случае, когда один конец стержня имеет шарнирную опору, а другой конец - опору защемления, то р ~ 2/3; если вертикальный стержень имеет по обоим концам защем­ ленную опору, то р = 1/2. Применительно к КНБК, используемыми при бурении в вертикальном стволе скважины, с достаточной для практических расчетов точностью можно принять, что: КНБК-1, со­ стоящая из долота и УБТ длиной /увт = /,<pi, характеризуется коэффи­ циентом р = 1,0, при этом А = 2,14. В случае, когда в состав КНБК-2 включен калибратор, опорно-центрирующий элемент - ОЦЭ установ­ ленный над долотом в сочетании с УБТ длиной /унт = /«pi или ОЦЭ установлен над УБТ, то /л ~ 2/3 и А = 2,81.

В том случае, если в составе КНБК-3 установлены два калибра­ тора, один над долотом и второй на расстоянии /унт = 4pi - над УБТ,

129

то ц = 1/2 и А = 3,40. В табл. 6.1 приводятся расчетные значения Р ^ /кр1для некоторых, наиболее часто применяемых на практике типораз­ меров УБТ при различных значениях коэффициента А. Из табл. 6.1 видно, что с увеличением А возрастает Др1и l^\. Понятно, что при осевой нагрузке на долото Ga > Рщ>\ и длине УБТ /увт > /крь КНБК потеряет устойчивость, произойдет продольный изгиб, образуется по­ луволна изогнутой части УБТ, на долоте возникает отклоняющаяся сила и угол перекоса оси КНБК, что приведет к искривлению ствола скважины. Для предотвращения потери устойчивости следует при­ менять КНБК, состоящую из секций различной длины и диамет­ ров dit в сочетании с ОЦЭ, устанавливаемые между отрезками УБТ на расчетном расстоянии, при этом длина каждой секции и допус­ тимая осевая нагрузка на секцию G,, рассчитываются таким образом, чтобы соблюдалось условие

Рассмотрим пример составления КНБК. Исходные данные: доло­ то 0 295,3 мм проектная осевая нагрузка на долото G*„p= 215,6 кН.

1. Принимается, что КНБК включает — долото и УБТ 0 219 мм (без ограничения длины) Такая компоновка имеет шарнирно-опер­ тую опору по обеим концам с параметром А = 2,14. По табл. 6.1. на­ ходим, что система имеет Р^щ = 104,0 кН и /„р,,, = 46,53 м. Так как GBIьр = 215,6"кН, больше чем Ркр1/ь то необходимо ужесточить КНБК за счет включения в состав ОЦЭ (центратор).

Расстояние /ц, от долота до места установки центратора равно:

масса первой секции G, = q\l\ - 2,166 • 23,26 = 50,38 кН.

2. Вторая секция КНБК будет включать — УБТ 0 219 мм дли­ ной h с нижнейопорой ОЦЭ (защемление) и верхней — шарнирно­ оперной опорой. Такая система имеет А = 2,81; Р ^т = 136,58 icH и Кpi,2= 61,1 м (табл. 6.1). Принимаем, что масса 2-й секции G2 = Р ^ д . Тогда суммарная масса двух секций составит:

EG*, +2) = 50,38 + 136,58 = 186,76 кН.

130