Инновационные технологии первичного вскрытия нефтяной залежи в рифейских трещиновато


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.
падение гидростатического давления за счет снижения уровня бурового
раствора в скважине (поглощение бурового раствора, недолив раствора в скв
жину при подъеме бурильной колонны);
отрицательное гидродинамическое давление, возникающее при спуск
подъемных операциях, усиливающееся за счет эффекта поршневания;
нестабильность бурового раствора (снижение плотности раствора,
находящегося в скважине, за счет осаждения твердой фазы);
эфф
екты фильтрации и контракции в сочетании с особенностями стру
турно
механических свойств бурового раствора;
погрешности в определении пластового (порового) давления.
Основные меры предупреждения ГНВП:
Устанавливается устьевое оборудование (превентора).
Должен быть запас бурового раствора (не менее обьема скважины), а
особенно на скважинах, в которых предполагается вскрытие зон с возможными
газо
и нефтепроявлениями, а также продуктивных горизонтов на вновь разв
дуемых площадях и объектах, газовых и га
зоконденсатных месторождениях,
месторождениях с аномально высокими давлениями.
Не вскрывать пласты, которые без предварительного спуска колонны
обсадных труб, предусмотренных ГТН (геолого
технический наряд).
Долив скважины при подъеме бурильной колонны
должен быть непр
е−
рывный.
σемент за кондуктором должен подниматься до устья скважины.
Следует избегать применения компоновок низа бурильной колонны с
малыми зазорами, так как колебания давления при СПО зависят от зазора ме
ду бурильной колонной и
стенками скважины.
Колонну бурильных труб следует поднимать только после тщательной
промывки скважины при параметрах бурового раствора, соответствующих
установленным ГТН.
Перед вскрытием объектов с высоким пластовым давлением, где во
можно проявление,
под ведущей бурильной трубой устанавливают обратный
клапан.
Методы ликвидации ГНВП:
Метод “Бурильщика”
Этот метод называется так, потому, что им может пользоваться персонал,
незнакомый с особо сложными операциями по управлению скважиной. Метод
бурильщи
ка не универсален, но применим во многих ситуациях.
Преимущества этого метода:
простота применения;
возможность незамедлительно начать работы по управлению скваж
ной;
отсутствует необходимость в сложных математических расчетах, по
крайней мере, на на
чальном этапе.
Недостатки метода:
значительный риск порыва пласта на башмаке последней обсадной к
лонны;
повышение значения давления как в скважине, так и наземном оборуд
вании;
продолжительное время глушения скважины. Необходимо не менее
двух циклов
циркуляции. Первый цикл
вымыв газовой пачки, второй цикл
непосредственно глушение скважины.
Рис.1 Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах (0
4) и кольц
вом пространстве (а
е) при глушении скважины двухстадийным способом
(способ Бурильщика)
газовая пачка поднялась к устью;
удаление пачки газа из скважины;
период циркуляции жидкости до начала замены ее на жидкостьгл
шения;
заполнение бурильных труб жидкостью глушения;
заполнение кольцевого пространства жидкостью глушения.
Метод “Ожидания и утяжеления”
При применении метода ожидания утяжеления, управление скважиной
осуществляется путем одной циркуляции тяжелого раствора.
Метод включает фазу ожидания при закрытой ск
важине (получение т
я−
желого бурового раствора) до запуска циркуляции, которая содержит только
один этап
подача тяжелого бурового раствора.
При глушении скважины способом «ожидания и утяжеления» вымывание
поступившего пластового флюида и закачивание утяжел
енного бурового ра
твора производится одновременно. Если запас необходимого утяжеленного
раствора на буровой отсутствует, то остановив насосы и закрыв скважину, н
медленно его утяжеляют. Технологически способ «ожидания и утяжеления»
сложный, так как требуе
т проведения инженерных расчетов регулирования
давления в скважине при своем осуществлении.
Вследствие этого глушение проявлений этим способом производится под
руководством высококвалифицированных специалистов.
Для реализации метода ожидания и утяжеления
необходимы след
ющие условия:
долото должно быть у забоя;
не должно быть осложнений для циркуляции бурового раствора;
максимального допустимое давление на устье в кольцевом простра
стве, должно превышать давление в затрубном пространстве, не допуская
рыва пласта ниже башмака обсадной колонны;
возможность получения необходимого объема раствора в очень коро
кий промежуток времени.
Период между герметизацией устья и началом закачивания тяжелого ра
с−
твора должен быть максимально непродолжительным. Если
для приготовления
тяжелого раствора потребуется длительное время, газ сможет подняться к п
верхности, что чревато многими проблемами (например, ошибками в оценке
давлений, содержанием примесей в растворе).
Преимущества метода:
по срокам реализации он ко
роче, чем метод “Бурильщика”;
давление на устье скважины в затрубном пространстве (газ под блоком
задвижки скважины) меньше, чем при методе Бурильщика;
давление в открытом стволе при движении газовой пачки несколько
меньшее, что важно с точки зрения пр
очности в слабом месте.
Недостатки метода:
требуется больше времени на подготовку к ликвидации ГНВП (получ
е−
ние тяжелого бурового раствора, расчет и диаграмма) до начала циркуляции;
требует решения проблемы
миграции газа за счет использования метода
стравливания давления;
отсутствие циркуляции в течение периода приготовления утяжеленного
бурового раствора;
большое избыточное давление на устье при всплытии газовой пачки;
необходимо проведение расчетов для заполнения карты глушения
скважины.
Рис. 2. Диаграмма
давлений на устье
в бурильных тр
бах и кольцевом
странстве при
глушении скв
а−
жины способом
«Ожидания и утяжеления»
время приготовления утяжеленного бурового раствора;
заполнение бурильных труб жидкостью глушения;
заполнение кольцевого пространства жидкостью глушения и в
мывание газа из скважины.
Выводы:
Практика знает немало случаев, когда проявления переходили в откры
тые
фонтаны только вследствие нечеткой и неслаженной работы обслужи
вающего
персонала. В экстре
мальных ситуациях в связи с повышенным нервно
психическим напряжением обязанности и порядок действий каждого члена б
ровой вахты должны быть строго регламентированы, чтобы избежать ошибок,
растерянности и связанной с ними потери времени. Операции по глушен
ию
скважин должны выполняться под руководством ответственного работника в
соответствии с рабочей картой глушения или по специальному плану.
Источники:
1. Ю.В. Вадецкий «Бурение нефтяных и газовых скважин»
М.: Изд
а−
тельский центр «Академия», 2010.
352 с
УДК 622.7
ИННОВАσИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ
НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ В РИФЕЙСКИХ ТРЕЩИНОВАТО
КАВЕРНОЗНЫХ КАРБОНАТАХ В УСЛОВИЯХ АНПД, ЮРУБЧЕНО
ТОХОМСКОЕ НГКМ
Иванишин В.М., Сираев Р.У., Данилова Е.М., аспиранты ИрГТУ; Вахромеев
А.Г., проф. Каф. НГД,
ИрГТУ
Сложные карбонатные нефтенасыщенные коллектора рифея Куюмби
ско
Юрубчено
Тохомского ареала нефтегазонакопления
один из наиболее
проблемных обьектов
-5, 12
16]
, как для геологического изучения, оценки и
влекаемых запасов нефти и газа, так и для пер
вичного вскрытия бурением. В
2010 году начат
новый этап изучения Юрубчёнской залежи ЮТМ, этап накло
направленного кустового эксплуатационного бурения с горизонтальным
окончанием, бурения горизонтальных стволов большой протяжённости (до
1000 м). На перв
оочередном участке разработки ЮТМ в нефтяной части залежи
на сегодня пробурено 4 наклонно
направленных пилотных ствола, и тринадцать
горизонтальных стволов фактической протяжённостью до 1000м, суммарная
длина горизонтальных участков превышает 10 000 м.
С у
четом наклонной ч
сти ствола общая длина вскрываемого скважиной нефтенасыщенного каверно
трещиноватого коллектора составляет около 1100м.
В последние несколько
лет сложилось единое представление о трещинно
кавернозном типе пустотного
пространства продук
тивной толщи рифея с ярко выраженной анизотропией
фильтрационного поля.
Схема кустового бурения эксплуатационных наклонно
направленных скважин спроектирована таким образом, что горизонтальный
ствол вскрывает нефтенасыщенную толщу перпендикулярно преобладаю
щему
направлению простирания трещиноватости [4].
Проблематика освоения залежей нефти и газа глубокими скважинами с
горизонтальным окончанием на Юрубчено
Тохомском нефтегазоконденсатном
месторождении (ЮТМ) во многом, если не полностью, обусловлена именно
геологическим строением рифейского резервуара
-10, 13]
. Установлено три
основных типа структуры пустотного пространства
трещинный, каверново
трещинный и трещинно
каверновый; проницаемы в основном вертикальные и
субвертикальные трещины. При этом практиче
ски весь объем открытого п
стотного пространства карбонатных пород образован в результате вторичных
процессов.
-4,18,19]
. Для рифейских коллекторов характерны аномально ни
кое (градиент 0,88
0.89) пластовое давление в нефтяной части залежи и д
авл
е−
ние нас
ыщения (Рнас), сопоставимое по величине с пластовым (Рпл). Важное
значение для бурения и разработки имеет относительно высокий (200м
) г
а−
зовый фактор.
Проект горизонтального бурения
предполагает относительно
равномерное площадное распределение параметра проницаемости, проница
мость транзитных трещин не превышает 300
500 мД, хотя по данным ГДИ ве
тикальных скважин были получены более высокие значения (до 9770 мД). По
результатам гориз
онтального бурения проницаемость трещинно
кавернозного
массива весьма неравномерна. Результаты фактического вскрытия бурением
рифейских карбонатов показали более высокую степень дифференциации ге
логических условий в нефтяной залежи
может вскрываться гор
изонтальным
бурением равномерно
трещиноватая среда, может происходить длительное, до
200м бурение по непроницаемым, по существу монолитным породам, а далее
наблюдается внезапный провал КНБК и катастрофическое поглощение.
Предположительно при провале в риф
ейской толще ЮТМ горизонтал
ным стволом вскрывается субвертикальная фильтрационная неоднородность
трещинно
жильного или карстово
жильного типа
[15, 16], внутренняя структ
ра которой представляет собой систему зияющих трещин, активную проница
е−
мую разломную
зону, зону дробления, либо каверну (пещеру). Действительно,
мощные зоны трещинно
жильного суперколлектора, или «аномального» ко
лектора («АК»), вскрытые горизонтальным бурением Юрубчёнской нефтяной
залежи [13, 15, 16], чётко фиксируются в процессе вскрытия
по комплексу пр
знаков. В их числе скачок мгновенной механической скорости (рис. 2), резкий
провал КНБК на глубину от 30см до первых метров, потеря или падение давл
ния циркуляции; и с этого момента начало катастрофического поглощения б
рового раствора (Б
Р) с расходами 10
20 м
/час до полного. Зафиксированы дв
е−
надцать провалов на шести горизонтальных скважинах, что свидетельствует о
вскрытии аномального коллектора с параметрами проницаемости, значительно
превышающими 1000 мД. Для восстановления циркуляции
в зону катастроф
ческого поглощения закачиваются вязкие пачки с кольматантом средними ра
мерами от 3мм до 12мм, причем изоляционного эффекта такие закачки не дают.
Если допустить, что величина раскрытости поглощающих трещин сопоставима
с размерами части
ц кольматанта, и рассчитать проницаемость, то полученные
значения превышают проектные на 2
4 порядка.
Рис.1.
Дискретность (!) поглощающих интервалов разреза в горизо
тальном стволе, рифей. Скачкообразное изменение механической скорости при
вскрытии высокопроницаемых разломных зон. Провал КНБК на гл. 3252м, к
тастрофическое поглощение. По данным горизонтального бу
рения скважины
, Юрубченская залежь, ЮТМ.
По результатам горизонтального бурения р
еальная природная геологич
е−
ская модель Юрубченской залежи, имеет более сложное геологическое стро
е−
ние в части распределения в плане и разрезе участков или зон карбонатных п
род разной проницаемости, она более дифференцирована, более дискретна, чем
та, что
формализована под задачу подсчета запасов. Не особо влияя на резул
ь−
таты подсчета запасов (подсчетная модель осредняет через расчетный кластер
структуру фильтрационного поля), это реальное дискретное геофильтрацио
ное строение залежи крайне осложняет цикл г
оризонтального бурения по отл
жениям рифея [5, 7, 8
10].
Таким образом, горизонтальным бурением стволов большой протяженн
сти установлено существенное отличие от модельных допущений именно в п
е−
риодическом вскрытии скважиной зон катастрофических поглощений
, ото
дествляемых с зонами супер
коллектора. Подчеркнем, что в процессе перви
ного вскрытия величина эквивалентного забойного давления поддерживается
по возможности минимальной и постоянно контролируется [6
8,10]. Процесс
вскрытия бурением и проходки по го
ризонту можно представить в двух вар
антах. Первый
когда горизонтальный ствол постепенно, по мере углубления
вскрывает равномерно трещиноватый массив с небольшим диапазоном прон
цаемости. Это по существу проектный вариант. Второй
это бурение горизо
тал
ьного ствола по монолитным породам продолжительное время до 200м., п
сле чего резкий провал КНБК, потеря или падение давления циркуляции, ск
чок мгновенной скорости и поглощение до полного. Буровой цикл геологич
ски осложняется, идет поиск оперативных техн
ологических решений для во
с−
становления циркуляции [10,17]. Гидродинамические условия залежи дополн
тельно осложняют первичное вскрытие, ограничивая допустимый диапазон э
вивалентных забойных давлений [12, 13].
Обобщая
результаты горизонтального бурения, м
ожно утверждать, что
ложное многоплановое геологическое строение карбонатной рифейской то
щи, в которой открыта и оценена нефтяная залежь, обуславливают широкую
гамму проблем, как при строительстве горизонтальных стволов, так и при их
последующем освоении
[3, 5
10, 12]
. Основные из них
поглощения пром
вочных жидкостей до катастрофических при вскрытии карбонатов рифея и в
дальнейшем бурении горизонтальных участков (рис 2); быстрый переход скв
жины из режима поглощения в режим газонефтеводопроявления, что
связано с
высоким газовым фактором и давлением насыщения, сопоставимым по вел
чине с пластовым (при циркуляции раствора скважина поглощает, а в статике
проявляет); ограниченный диапазон режимов бурения и, как следствие, нево
можность применения полного сп
ектра более эффективного технологического
оборудования; трещинно
кавернозный тип коллектора с АНПД и мгновенной
реакцией аномального по проводимости коллектора на репрессию. Но гла
вная
проблема бурения по древним анизотропно
трещиноватым кавернозным ко
лек
торам рифея
поглощения бурового раствора. Основная проектная технол
гия первичного вскрытия традиционная
на репрессии. Причина катастроф
ческих поглощений геологическая и кроется в крайне сложном строении зал
жи, её гидродинамике и структуры пустотного
пространства. Итог
бурение в
условиях постоянного поглощения (см. рис. 2), отсутствие технических во
можностей регулирования эквивалентного забойного давления (Рэкв.).
Рис. 2. Зависимость динамики поглощения в процессе первичного вскр
тия горизонтал
ьными стволами продуктивной толщи рифея. Юрубченская з
лежь, ЮТМ.
Сегодня единственный рабочий механизм борьбы с поглощениями в тр
а−
диционной технологии вскрытия
применение кольматантов. Предполагается,
что в успешном варианте это позволяет временно разд
винуть «коридор» между
Рэкв и Рначала поглошения Рутечки.
Развитие нашего понимания и подходов в первичном вскрытии, поиск
подходов к проблеме прошел через несколько этапов. Подчеркнем, что бурение
горизонтальных участков, выполнено по 2
м техно
логиям
по традиционной
десять скважин и по технологии «с управляемым давлением»
две скважины.
1000
2000
3000
4000
5000
5
9
13
17
21
25
29
33
37
41
45
49
53
57
61
65
69
73
77
81
85
89
93
97

Объем, поглощения, м3
Вывод:
Все горизонтальные
стволы пробурены на
поглощении
2. Поглощения начинаются
в первые сутки бурения и
продолжаются до
заключительных работ
Последовательно, от скважины к скважине, от горизонта к горизонту наработ
а−
ны алгоритмы вскрытия сложного, анизотропно
трещинного коллектора в ка
бонатах рифе
я. Определены ограничения (критерии), которые позволили вн
е−
сти серьёзную корректировку в технологический регламент горизонтального
бурения [6, 7, 9, 10]. Первые скважины пробурены на репрессии. Эффективным
шагом было решение о снижении плотности бурового
раствора уд. вес 0,96
г/см
с последующим снижением до 0, 94 г/см
; 0,93 г/см
, введение кольматанта
в БР по циркуляции и периодическая прокачка кольматационных пачек. Уст
новлено ограничение по наполнителю, прокачиваемость через телесистему.
При вскрытии
ограниченного по интенсивности поглощения установлена цел
е−
сообразность снижения скорости проходки при минимальной подаче насосов, и
экономическая целесообразность бурения на поглощении до 6
8 м
/час, и эта
граница выдерживается по алгоритму «бурение/борьба
с поглощением». Бур
е−
ние на ограниченном поглощении имеет определённый критерий рентабельн
сти, и в определённом диапазоне вполне эффективно. Ограничение производ
тельности промывки и стабильный процент содержания кольматанта вкупе с
ограничением механичес
кой скорости позволяет бурить по трещиноватому
коллектору с невысокими параметрами проницаемости. [6,7,10]. Это зависит от
интенсивности поглощения и темпа её падения с момента вскрытия зоны.
Применительно к вариантам осложнения обоснованы типичные гидрод
намические режимы (гидравлические программы) бурения для разных по пр
ницаемости участков горизонтального ствола
для разных градаций рифейск
го коллектора. Установлено также, что система вскрытого горизонтального
ствола меняет режим поглощения на режим
проявления уже при изменении з
а−
бойного давления на 0,01
0,02 МПа; что первичное вскрытие бурением «на
управляемом давлении» без кольматации, сохраняя проницаемость трещинов
а−
тых зон, реально увеличивает дебит поглощения/проявления в зависимости от
созданны
х в горизонтальной части ствола гидродинамических условий. Нач
ная с определенной длины вскрытого бурением горизонтального участка, скв
а−
жина поглощает и проявляет одновременно.
Из сопоставления характеристик диапазона проницаемости кольматиру
е−
мых карбонат
ов (12 порядков) и анализа эффективности применения ВУС для
борьбы с поглощениями в горизонтальном стволе в цикле первичного вскрытия
нефтенасыщенного рифея мы делаем вывод, что: диапазон проницаемости
крайне широк, ограничивая эффективость кольматации ка
к подхода. Бессмы
ленно бороться с трещинно
жильными зонами, характеристики которых (пр
свет каналов фильтрации) превышают величину гранул применяемого кольм
танта (3, 5, 12мм). Трещинами, которые меняют величину проницаемости при
изменении эквивалентного
забойного давления [3].
С одной стороны, процесс горизонтального бурения по нефтенасыще
ному коллектору с кольматацией нежелателен.
Другая сторона, и это принц
пиально, возможность применения более эффективной технологии первичного
вскрытия трещиноватых и кавернозных анизотропно
проницаемых коллект
ров с точки зрения зрения добычи, более соответствует геологическим особе
ностям строени
я, гидродинамике залежи. Речь идет о технологии «на управл
емом давлении» «МР
». Рассматривая углубление ствола как процесс сумм
рования проницаемостей каждой вскрытой трещины, или зоны трещиноват
сти, и опираясь на опыт традиционного бурения, авторы ожида
ли закономе
ный рост интенсивности поглощения по мере увеличения протяженности
вскрытого горизонтального ствола. Однако фактическая кривая текущей инте
сивности поглощения показала снижение, что является одним из главных арг
ментом в пользу (
MPD
) как
конце
птуально
новой для ЮТМ технологии пе
вичного вскрытия. Первичное вскрытие на «МР
» явилось важнейшим этапом
в горизонтальном бурении по трещиноватым карбонатам Юрубченской залежи
[13]. Скважины № ХХУ и № ХУУ дали нам новый геолого
технологический
материал
. По результатам строительства этих скважин сделаны выводы, что
трещинно
каверновая система пустотного пространства вкупе с насыщающей
её флюидной системой крайне чутко реагируют на изменения эквивалентного
давления в процессе первичного вскрытия бурением.
Ожидается, что в этих
скважинах будут получены максимальная продуктивность в цикле испыт
ния/освоения [12,13]
По итогам апробации технология бурения с замкнутым
контуром «МР
» показала, что Рзаб.экв возможно «управлять», и применяемые
«механизмы регули
рования» реально работают. На практике достигнуто более
тонкое управление Рэкв., чем в бурении на репрессии, с кольматантом, где
Рзатр при зашламовывании затруба и одновременном поглощении на забое (з
бой
башмак ОК
178) неопределимо в принципе.
Установл
ено, что «МР
» как принципиально новая для гидродинамич
е−
ских условий рифейской залежи ЮТМ технология первичного вскрытия позв
ляет реализовать бурение в зонах практически с любым по интенсивности п
глощением: мы не останавливаем проходку, т.е. циркуляцию,
и не повышаем
Рэкв на «горизонт»; регулирование заключается в приближении Рэкв. к Рпл.
Профиль поглощения значительно ниже по амплитуде, отражает меньшую и
тенсивность поглощения на «МР
» по сравнению с традиционной технолог
ей, и является непрерывным, по
скольку вскрытые трещины не кольматируются.
Было отмечено только одно важное ограничение
невозможность управлять
циркуляцией в режиме депрессии, т.е при Рэкв ниже Рпл., что связано с ко
плектацией применявшегося оборудования. Такая потребность перевода т
ек
щего рабочего диапазона Рэкв в область депрессии возникла в процессе гор
зонтального бурения, была обусловлена особенностями геологии и гидродин
мики трещинно
каверновой и флюидной систем, вскрываемых протяженным
(1000м) горизонтальным стволом. Сегодня
такое ограничение снято, дообор
дование «МР
» может быть заранее спланировано.
Результаты внедрения технологии первичного вскрытия с «замкнутым
контуром» приводят нас к заключению, что применимость традиционной те
нологии бурения по горизонту с кольмата
цией не только ограничена. После
вскрытия зоны суперколлектора углубление по сути неэффективно, не имеет
смысла. Напрашивается вывод, что необходимо не просто сменить или дораб
тать технологию первичного вскрытия горизонтальным бурением, нужно те
ретическ
и обосновать принципиально другую технологию первичного вскр
тия в рифее, которая могла бы «работать» в том реальном диапазоне горно
геологических условий, который сегодня нам удалось определить на основе
данных горизонтального бурения. Обосновать, спроект
ировать и довести до
практического использования.
Заключение.
Впервые горизонтальным бурением Юрубченской залежи вскрыты мо
ные зоны суперколлектора, или «аномального» коллектора (АК), которые чётко
фиксируются в процессе вскрытия по провалу инструмента, скачку механич
ской скорости, и падению давления циркуляции. Н
ачинается катастрофическое
поглощение бурового раствора. Этот наиболее проблемный тип геологического
разреза с провалами КНБК в зоны трещиноватости или карстовые полости
встречен в девяти горизонтальных стволах из двенадцати. При этом из первых
шести гориз
онтальных стволов три добурено до 1000м, три остановлено. Все
провалы происходят по одной схеме, это объекты
аналоги.
Установлена ди
кретность вскрываемых бурением проницаемых зон.
Эти зоны высокоперспе
тивны для последующей добычи нефти, и наиболее проб
лемны для бурения г
ризонтальных стволов. Зоны АК вскрыты как «на равновесии», так и на репре
с−
сии.
Как эффективность кольматации, так и ее последующая обратимость при
не могут быть оценены однозначно. По сути, применимость технологии пе
вичного вскрытия не
фтяной залежи «на репрессии» с кольматацией должна
быть исключена
Гидродинамические условия залежи дополнительно осложняют перви
ное вскрытие, ограничивая допустимый диапазон эквивалентных забойных
давлений, поэтому
технология первичного вскрытия рифейск
ой карбонатной
залежи горизонтальным стволом большой протяженности должна быть под
брана под объект, который может характеризоваться катастрофическими п
глощениями
[13]. Возможно, что б
урение с замкнутым контуром «с контролем
давления» в сочетании с азотир
ованием бурового раствора «на депрессии»
единственная технология первичного вскрытия, которая не зависит от удельн
го веса раствора, исключает круглосуточные многонедельные поглощ
ния,
кольматацию как подход и не требует закачки пачек ВУС
В то же время
технологии первичного вскрытия
неприменимы в чистом виде
так, как они
предлагаются специализированными буровыми компаниями
операторами в
версиях:
только депрессия
на всей протяженности открытого ств
ла 1070м»;
вскрытие
на равновесии
на всей протяженности открыт
го ствола;
на репрессии
на всей протяженности открытого ствола
1070м»;
Основная причина ограничений применимости «чистых версий» кроется
в несовпадении реально
допустимого и фактического достигаемого при вскр
тии коридор
ов перепадов эквивалентных давлений, которые существует при
любой технологии, и зависят при прочих равных условиях только от протяже
ности открытого ствола.
Резюмируя аргументацию и фактические данные, изложенные нами в р
а−
ботах [2, 5
10, 12
17] и в
настоящей статье, авторы предлагают продолжить
внедрение технологии первичного вскрытия горизонтальным бурением «с ко
тролем давления» (
MPD
) как
совмещенной версии
репрессии
депрессии
, б
рения «близко к равновесию»
. Этот вывод базируется на
результатах экс
риментального определения допустимого диапазона гидродинамических гр
ниц по данным технология первичного вскрытия с замкнутым контуром (
MPD
).
В комбинированной версии
MPD
(репрессия
равновесие
депрессия) рекоме
дуется как наиболее соответствующая типу ко
ллектора и гидродинамике зал
жи в допустимом диапазоне эквивалентных давлений
в качестве основной те
нологии первичного вскрытия
коллекторов рифея горизонтальными стволами
большой протяженности.
Авторы убеждены, что именно совмещенная версия
репрессии
депрессии
, «близко к равновесию» это единственная технология
первичного вскрытия для сложных коллекторов рифея, по сути альтернативная
традиционному бурению на репрессии, с кольматацией зон поглощения
а зн
а−
чит
интервалов продуктивности в нефт
енасыщенном коллекторе. Относ
тельно большая затратность этой технологии на этапе внедрения будет закон
мерно снижаться при серийном её применении в эксплуатационном горизо
тальном бурении на ЮТМ.
Литература
Юрубчено
Тохомская зона нефтегазонакопления
ажный обьект
концентрации региональных и поисково
разведочных работ в верхнем протер
зое Лено
Тунгусской нефтегазоносной провинции/ А.А. Конторович, А.Э. Ко
торович, В.А. Кринин и др.//Геология и геофизика.
1998
№11.
Харахинов В,В,, Шленкин С.И. Нефтегаз
оносность докембрийских
толщ Восточной сибири на примере Куюмбинско
Юрубчено
Тохомского ареала
нефтегазонакопления.
М.: Научный мир, 2011.
420 с.
Кашников Ю.А., Гладышев С.В., Разяпов Р.К., Конторович А.А.,
Красильникова Н.Б.. Гидродинамическое моделирова
ние первоочередного
участка разработки Юрубчено
Тохомского месторождения с учетом геомехан
ческого эффекта смыкания трещин. /Разработка и эксплуатация нефтяных м
е−
сторождений, №4, 2011.с 104
107.
Кутукова Н.М., Бирун Е.М., Малахов Р.А. и др. Концептуальная
модель строения рифейского природного резервуара Юрубчено
Тохомскго м
е−
сторождения.//Нефтяное хозяйство, №11, 2012г., с 4
Вахромеев А.Г., и др. Геологическая обусловленность проблемных
аспектов бурения нефтедобывающих скважин на Юрубчено
Тохомском НГКМ
Эвенкия.// Инновационные решения в строительстве скважин. Тез. Всеросс.
науч
техн конференции, Уфа: изд
во УГНТУ, 2011. с.41
45.
Иванишин В.М., и др.
Новые технологии в проводке нефтедобыв
а−
ющих скважин с горизонтальным окончанием в анизотропных
карбонатных ко
лекторах (на примере Юрубчено
Тохомского НГКМ.)
//Вып
.№6 (65).
Иркутск:
Изд
во ИрГТУ,
с. 32
Сираев Р.У., и др. Комплекс технологических решений и оценка их
эффективности при эксплуатационном бурении карбонатных отложений
Юру
чено
Тохомского месторождения.//Инновационные решения в строительстве
скважин. Тез. Всероссийской науч
техн конференции, Уфа: изд
во УГНТУ, 2011.
с. 38
41.
Никитенко В.Ю., и др. Эксплуатационное бурение рифейских ка
бонатов на Юрубчено
Тохомского НГК
практика и результаты борьбы с ге
логическими осложнениями.// Инновационные решения в строительстве скв
а−
жин. Тез. Всеросс. науч
техн конференции, Уфа: изд
во УГНТУ, 2011. с. 46
50.
Vakhromeev A.G. & Co/ FIRST DEEP HORISONTAL BOREHOLES
DRILLING AND PA
MPING FOR OIL EXTRACTION (AT) THE URUBCHENO
TOHOMSKOE OIL
CONDENSATE/ 5th Saint Petersburg International Co
feρence & Exηibiτion 2012. ‒ Sainτ Peτeρsbuρg, 2012.
Siraev R.U.
Ways of the decision of geology
technological pro
lems at opening rifew
carbonate adjournment UTM.// 2
th Irkutsk International Co
ference GEOBAIKAL
2012. ‒ Iρkuτsk, 2012.
Бакиров Д.Л. и др. Депрессионная технология: проблемы, решения,
эффективность//.// Инновационные решения в строительстве скважин. Тез. Вс
е−
российской науч
техн конференции, Уфа: изд
во УГНТУ, 2011. с. 46
50.
Сверкунов С.А., Сираев Р.У., Вахромеев А.Г. Горно
геологические
условия первичного вскрытия бурением карбонатного продуктивного пласта
рифея на первоочередном участке разработки Юрубчено
Тохомского мес
торо
дения.//
«Вестник ИрГТУ», Иркутск, 2013, №11.
Вахромеев А.Г., Иванишин В.М. Сираев Р.У., и др. Геологические
аспекты применения технологии первичного вскрытия сложных карбонатных
коллекторов рифея на «управляемом давлении.// Бурение и нефть, 2013. №
11, с.
34.
Иванишин В.М. Сираев Р.У., Разяпов Р.К., и др. Новые технологии
в проводке нефтедобывающих скважин с горизонтальным окончанием в аниз
тропных карбонатных коллекторах (на примере Юрубчено
Тохомского НГКМ)//
Вестник ИрГТУ, 2012. №6 (65), с. 32
38.
Иванишин
В.М. Сираев Р.У., Данилова Е.М., и др.
Аномально
проницаемый трещинно
жильный коллектор
в рифее, ЮТМ (по геологопромы
с−
ловым данным горизонтального бурения)// Сб. избр. Тр. Науч.
техн. конф.
«Геонауки
2013)
Иркутск: Изд
во ИрГТУ, 2013
вып. 13.
400с, с.3
305.
Разяпов Р.К., Сираев Р.У., Вахромеев А.Г. Геологическое сопр
вождение эксплуатационного горизонтального бурения в рифейских карбонатах
на Юрубчено
Тохомском НГКМ: проблематика и рекомендации. //Материалы
всеросс. Конференции с участием иностранных
ученых. Новосибирск, 2013,
590с, стр 35
39.
Акчурин Р.Х, Чернокалов К.А., Сотников А.К., Сираев Р.У. Пов
шение качества первичного вскрытия сложных пород
коллекторов при бурении
скважин на нефть и газ в Восточной Сибири// Сб. избр. Тр. научно
технической
конференции «Геонауки
2013)
Иркутск: Изд
во ИрГТУ, 2013
вып. 13.
400с,
с.283
286.
Кузнецов В.Г., Скобелева Н.М., Маркова
В.Н. и др.
Фациальная
обусловленность развития коллекторов в рифейских отложениях Юрубчено
Тохомской зоны нефтегазонакопления//
Геол
огия нефти и газа, № 5, 2006г.
Красильникова Н.Б., Антоненко А.А. Определение эффективной
пустотности каверново
трещинного карбонатного рифейского коллектора. В сб.
Промысловая геофизика в 21
м веке.
М.: Изд. РГУ нефти и газа им.
И. М.
Губкина, 2011.
УДК 550.822.7
ОСНОВНЫЕ ПРИНσИПЫ ВЫБОРА ТИПА БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН НА ВЕРХНЕЧОНСКОМ И ЮРУБЧЁНО
ТОХОМСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
К.А. Чернокалов, Иркутский государственный технический университет,
664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Прив
едены результаты бурения первых эксплуатационных скважин на
ВЧНГ, ЮТМ. В ходе анализа полученных данных выявлены закономерности по
выбору типов промывочных жидкостей на данных месторождениях
Ил. 3. Табл. 1. Библиогр. 13 назв.
Ключевые слова: эксплуатационн
ое бурение; горизонтальный ствол; б
у−
ровой раствор.
Чернокалов Константин Александрович,
аспирант.
ALGORTHM
DRILLING
HORIZONTAL
FRACTURED
CARBONATED
REEF
CONDITIONS
Yurubcheno
Tokhomskoye
NGKM
Siraev
Akchurin
Chernokalov
Sotnikov
Sverkunov
Vahromeev
The results of the drilling of the first wells on Yurubcheno
Tokhomskoe
field.The analysis of the result.The regularities that characterize the field. Variants of
drilling Riphean deposits are characterized by low
reservoir pressures.
3 figures. 13 sources
Key words: production drilling, horizontal section, absorption, MPD.
SiraevRafailUlfatovich, post
graduate (student), oil and gas drilling chair
RenatKhasanovich AKCHURIN, Konstantin Chernokalov, Artem K.
Sotnikov,
post
graduate (students)
Sverkunov Sergey Aleksandrovich, post
graduate (student), oil and gas drilling
chair, tel. 89500505386, e
mail: [email protected]
Верхнечонское и Юрубчёно
Тохомское нефтегазоконденсатные мест
рождения достаточно изучены,
здесь пробурены несколько сотен глубоких
скважин разнообразного профиля и назначения. Тем не менее, в процессе стр
ительства скважин актуальными остаются поиски решений по следующим з
дачам:
Снижение осложнений при вскрытии неустойчивых о
ложений;
Предотвр
ащение поглощений бурового раствора;
Снижение кавернообразования в солях;
Повышение качества крепления скважин.
Первоначальным выбором бурового раствора для начала бурения скв
жин на этих месторождениях стал
NaCL
полимерсоленасыщенный буровой
раствор. Его
использование было определено наличием в геологическом разр
зе мощных пластов солей галита, и для обеспечения неразмытия этих пород его
применение стало актуальным. Особенность использования
NaCL
полимерсоленасыщенного бурового раствора
это то, что миним
альная пло
ность бурового раствора определяется содержанием хлорида натрия в воде, при
этом плотность получаемого рассола равна 1,18
1,20 г/см
. Для обоих мест
рождений было очень важным соблюдать при строительстве скважин недоп
щение превышения эквивалент
ной циркуляционной плотности, в противном
случае объёмы поглощений были довольно
таки большими. Кроме того, на
Верхнечонском месторождении этот тип раствора не решал задачи по обесп
чению устойчивости ствола скважины. Для Юрубчёно
Тохомского месторо
дения
эти плотности неприемлимы в связи с низким давлением гидроразрыва
пластов.
Для решения задач по снижению осложнений была предложена смена
раствора с водной основы на раствор на углеводородной основе. В качестве у
леводородной основы для раствора были выбра
ны дизельное топливо (Верхн
чонское месторождение) и нефть и дизельное топливо (Юрубчёно
Тохомское
месторождение).
Основными отличиями растворов на углеводородной основе, плотных
эмульсий, от водных является:
Отсутствие в фильтрате раствора водной фазы;
изкие значения фильтрации в условиях высоких давлений и те
м−
ператур;
Снижение кавернообразования в эвапоритовых отложениях (соли,
ангидриты, гипсы);
Повышается устойчивость бурового раствора к загрязнению выб
ренной твёрдой фазой.
На Верхнечонском месторожд
ении в целях снижения затрат на утилиз
а−
цию шлама с РУО и углеводородную основу была предложена система
Verti
(конусная вертикальная центрифуга), позволяющая, за счет использования це
тробежных сил, осушать шлам до 5% углеводородной основы, а в комплекте
высокоскоростной центрифугой
восстанавливать раствор из раствора, загря
нённого твёрдой фазой, отданного с
Verti
. На Юрубчёно
Тохомском мест
рождении утилизация шлама производилась в шламовый амбар с последующим
вывозом шлама в место утилизации. След
ующие кутсты разбуриваются беза
барным методом.
В период проведения проекта с ноября 2011 г. по апрель 2013 года на 29 и
50 кустах Верхнечонского месторождения с использованием системы РУО
Megadρiλ было пробурено 8 скважин (Таблица 1).
Таблица 1
№ скв
Дата Нач
ла бурения
Дата око
чания б
рения
Время бурения
План
Факт
1431
22.10.11
14.12.11
1667
15.12.11
11.01.12
1515
12.01.12
04.02.12
1668
04.02.12
24.02.12
1516
24.02.12
19.03.12
1597
20.03.12
11.04.12
1442
20.10.12
08.11.12
18,5
1526
08.11.12
02.12.12
24,5
Использование РУО системы Megadρiλ на дизельном топливе при стро
тельстве скважин на Верхнечонском месторождении в целом повысило осно
ные технико
экономические
показатели:
Исключены существенные осложнения в неустойчивых аргиллитах
и минимальная фильтрация раствора в забойных условиях;
Уменьшение плотности для бурения интервалов, склонных к п
глощению;
Минимальное размытие солей, низкий коэффициент кавернозности
1,06 (при бурении на
NaCL
соленасыщенном растворе коэффициент каверно
ности 1,33);
Снижены коэффициенты трения и нагрузки на бурильный инстр
мент;
Получен близкий к номинальному размеру ствол скважины.
Смена
NaCL
полимерсоленасыщеннго раствора на Megadρiλ
позволило
исключить следующие осложнения на Юрубчёно
Тохомском месторождении:
Уменьшить интенсивность поглощений при бурении интервалов
технических колонн, вследствие уменьшения плотности с 1,23 до 1,10
1,05
г/см
Оптимизация бурения интервалов под хвосто
вик на плотности 0,92
0,96 г/см
Достигнутые результаты использования растворов на углеводородной о
с−
нове на Верхнечонском месторождении были лучше, однако полностью уйти от
поглощений бурового раствора так и не удалось (Таблица 2).
Таблица 2
тер
вал
Номе
Проходка,
ИТОГО на интервал,
це
скважины
м3
Завезено
Приготовл
е−
Потери на
поверхности
Потери в
скважине

1442 (Н)
2344
155
114
103
146
1526 (Д)
2259
146
107
200
1528 (Н)
2459
248
177
258
116
1443
(Д)
1650
116
139
27 (Д)
1959
170
126

1526 (Х)
938
221
178
1443 (Х)
575
130
27 (Х)
548
114
120
Средние данные за 2012 г. для скв. с РВО
ЭК (Н
нагнет
тельные)
2385
139
462
429
102
ЭК (Д
добыва
щие)
1848
182
205
224
103
Хвостовик
550
107
259
168
143
При бурении скважин Юубчёно
Тохомского месторождения объемы п
глощений составляют до 2500 м3 бурового раствора за период строительства
скважины.
На Верхнечонском и Юрубчёно
Тохомском
месторождениях проблема с
поглощениями вставала очень остро и существенно затягивала технико
экономические показатели строительства скважин. Выходом из этой ситуации
могло стать применение раствора на более низковязкой синтетической основе,
где необходим п
лоский реологический профиль в верхнем интервале многоле
немёрзлых пород для снижения потерь в кольцевом пространстве при циркул
я−
ции ствола скважины.
Примером такой системы бурового раствора может служить система
Rηeλianτ Pλus, которая является инновационн
ой инвертно
эмульсионной сист
е−
мой, обеспечивающей плоский реологический профиль, в которой используется
специальные эмульгаторы и смачивающие реагенты и пластификаторы в кач
стве модификатора реологии. Пластическая вязкость, динамическое низкое
напряжение
сдвига, показатели при шести (
6) оборотах в минуту и статич
е−
ское напряжение сдвига после 10 минут практически не изменяются в диап
а−
зоне различных температур. Система Rηeλianτ Pλus разработана для получения
такого же ровного реологического профиля при мень
шем статическом напр
жении сдвига, если сравнивать её с другими система на углеводородной основе.
Гидравлическое моделирование и эксплуатационные характеристики д
е−
монстрируют общую меньшую потерю давления в системе и значения эквив
лентной плотности цирку
ляции (ЭσП) при сравнении с системой Rηeλianτ и
общепринятыми растворами на неводной основе (РНВО).
Для безопасного планирования бурения скважин на буровом растворе
RHELIANT
PLUS
на Верхнечонском месторождении было проведено его т
е−
стирование в специализир
ованной лаборатории. Основной акцент на тестир
вание был направлен на улучшение реологических характеристик бурового
раствора для недопущения повторения гидроразрывов пласта и как следствие
поглощений РУО преимущественно на интервалах эксплуатационной коло
нны.
Еще одна отличительная черта бурового раствора Rηeλianτ Pλus
полн
стью биоразложим (соответствует 4 классу опасности), что позволяет утилиз
ровать его в шламовом амбаре. Основа раствора
синтетическое масло. Да
ный раствор также имеет повышенную то
чку температуры вспышки в лабор
а−
торных условиях (90 град С.), температура воспламенения более 230 град. С.
Раствор не вреден для кожи иглаз.
Подбор рецептуры раствора Rηeλianτ Pλus для получения заданных знач
е−
ний структурно
реологических параметров приведё
ны в таблице 3.
Таблица 3
Рецептура раствора Rηeλianτ Pλus и
Megadril
РЕσЕПТУРА
Образец РУО, У/В отношение
Pr
e-
mix
Rhelia
nt Plus
а−
рит)
1.3
Rheliant
Plus
(МК) 1.4
Rheliant
Plus
(МК) 1.5
Megadril
Углеводородная основа
/м3
623
623
623
623
623
Органофильная глина
кг/
м3

8

8

8

8

Известь
кг/
м3

22

22

22

22

Эмульгатор
л/м

22

22

22

22

26,5% рассол хлористого
натрия (максимально нас
щенный, 320 кг/м3)
235
235
235
235
235
Пластификатор
л/м

3

3

6

-
Микрокольматант
кг/
м3

10

10

10

10

Барит
кг/
м3
412
Карбонат кальция очень мелк
го помола
кг/
м3
540
540
540
Параметры при 20˚С
Gels 10 sec
5,7
13,1
12,6
12,3
6,9
Gels 10 min
7,3
16,6
14,4
16,6
13,8
PV
427
391
308
298
433
SG
0,935
1,245
1,25
1,24
1,25
Графики зависимости реологических параметров растворов при 4, 20, 38
С при атмосферном давлении и при высоких давлениях и температуре привед
е−
ны на диаграммах (Рис. 1, 2, 3, 4).
Рис.1 Зависимость реологических параметров от
температуры при атм
сферном давлении
Реологические параметры при высоких давлениях и изменении темпер
а−
туры
Рис.2 Зависимость реологических параметров от температуры при выс
ком давлении и высокой температуре (пластическая вязкость)
Рис.3 Зависимость р
еологических параметров от температуры при выс
ком давлении и высокой температуре (СНС 10 мин)
Рис. 4. Зависимость реологических параметров от врмени (СНС)
Система RHELIANT PLUS имеет преимущество по сравнению с буровым
раствором Megadρiλ:
Рабочие давле
ния при бурении снизятся минимум на
Пластическая вязкость уменьшается по стволу на 28
Стабильные значения LSYP, YP, Gs
Плоский профиль Gs при дополнительной обработке
пластификатором EMI
1005
При цементаже давления снизятся на 20
30%, EC∆ до
5% (1
,43г/см3 против 1,49гсм3 при 500 л/мин)
По результатам анализа, проведенного при бурении на буровом растворе
на дизельном топливе
Megadril
и описанных путей улучшения применения б
рового раствора на синтетическом масле
RHELIANT
PLUS
уже пробурены две
скваж
ины на Верхнечонском месторождении.
Основные теоретические и практические предположения подтвердились
и как результат успешного бурения двух скважин можно считать:
Исключен гидроразрыв пласта при бурении и цементиров
а−
нии нагнетательной скважины №1179
Исключены осложнения в неустойчивых аргиллитах (арги
литы в скважине №996 были вскрыты под зенитным углом 0
Обеспечена качественная очистка ствола скважины.
Данный тип бурового раствора предлагается также протестировать при
бурении скважин Юрубчено
Тохом
ского месторождения.
Библиографический список:
Юрубчено
Тохомская зона нефтегазонакопления
важный обьект
концентрации региональных и поисково
разведочных работ в верхнем протер
зое Лено
Тунгусской нефтегазоносной провинции/ А.А. Конторович [и др.]
//Геология и геофизика.1998. №11.
Концептуальная модель строения рифейского природного резерву
а−
ра Юрубчено
Тохомскго месторождения / Н.М. Кутукова [и др.] //Нефтяное х
зяйство. 2012. №11.С. 4
Геологическая обусловленность проблемных аспектов бурения
нефтедобывающих скважин на Юрубчено
Тохомском НГКМ, Эвенкия / А.Г.
Вахромеев
и др.] // Инновационные решения в строительстве скважин: т
зисыВсерос. науч.
техн. конф. Уфа: Изд
во УГНТУ, 2011. С. 41
45.
Комплекс технологических решений и оценка их эффектив
ности
при эксплуатационном бурении карбонатных отложений Юрубчено
Тохомского месторождения / Р.У. Сираев
и др.
] //
Инновационные решения в
строительстве скважин: тезисы Всерос. науч.
техн. конф. Уфа: Изд
во УГНТУ,
2011. С. 38
Эксплуатационное бурение р
ифейских карбонатов на Юрубчено
Тохомского НГКМ
практика и результаты борьбы с геологическими осло
нениями / В.Ю. Никитенко
и др.] // Инновационные решения в строительстве
скважин:тезисы Всерос. науч.
техн. конф. Уфа: Изд
во УГНТУ, 2011. С. 46
Новые
технологии в проводке нефтедобывающих скважин с гор
зонтальным окончанием в анизотропных карбонатных коллекторах (на примере
Юрубчено
Тохомского НГКМ)
/ В.М. Иванишин
и др.
] // Вестник Иркутского
государственного технического университета
. 2012. Вып
. 6 (6
5). С. 32

Vakhromeev A.G. &
irstdeephorisontalboreholesdrillingandpampingforoilextraction (at) the
rubch
ohomskoeoil
gas
condensate
5th Saint Petersburg International Conference &
Exhibition 2012
Saint Petersburg, 2012.
Siraev R.U.
Ways of the decision of geology
technological pro
lems at openingrifewcarbonate adjournment UTM
th Irkutsk International Confe
ence Geobaikal 2012
Irkutsk, 2012.
УДК 622.7
ГАЗОГИДРАТЫ И СПОСОБЫ БОРЬБЫ С НИМИ ПРИ БУРЕНИИ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Рапацкая Л.А.,Балакирев И.А., ИрГТУ
Газовые гидраты (также гидраты природных газов или клатраты)
кристаллические соединения, образующиеся при определённых термобарич
ских условиях из воды и газа. Название «клатраты», было дано Пауэллом в
1948 году. Гид
раты газа
это льдоподобные соединения, в которых кристалл
ческая решетка воды, характерная для льда, расширена и содержит полости, з
полненные молекулами газов.
Зона стабильности газовых гидратов
часть литосферы и гидросферы
Земли, термобарический и ге
охимический режим которых соответствует усл
виям устойчивого существования гидратов газа определенного состава.
Гидраты газа относятся к соединениям переменного состава. Внешне они
напоминают снег или рыхлый лед (рис.1),
устойчивы при низких температурах
и п
вышенном давлении. При нарушении
указанных условий газогидраты ле
ко
распадаются на воду и газ. Самым распр
страненным природным газом
гидратообразователем является метан.
Содержание метана в гидратах очень в
соко: из одного кубометра (в стандартных
словиях) можно получить более 160 куб.
м метана.
Рис.1. Газовый гидрат метана.
Различают техногенные и природные газовые гидраты. Техногенные ги
раты могут образовываться в системах добычи природного газа (в призабойной
зоне, в стволах скважин и т.д.) и пр
и его транспортировке. Природные гидраты
встречаются в местах, сочетающих низкие температуры и высокое давление,
таких как глубоководье (придонные области глубоких озер, морей и океанов) и
зона вечной мерзлоты (арктический регион).
Начало исследований газо
вых гидратов восходит к 1900
м годам, когда
ученые впервые получили газогидраты в лабораторных условиях. В последу
щие долгие десятилетия лабораторные эксперименты продолжались, но никто
не ожидал, что газогидраты могут формироваться в естественной среде.
Нак
нец, в 1960
х годах началась разработка Мессояхского месторождения в Запа
д−
ной Сибири, которая позволила открыть природные газовые гидраты. В 1970
годах они были обнаружены в образцах из скважины на Северном склоне
Аляски и на дне Черного моря. Резуль
таты исследований 1980
х годов привели
к тому, что газовые гидраты стали рассматриваться как новый и потенциально
обширный источник метана. И с 1990
х годов в мире проходят целенаправле
ные и широкомасштабные программы по обнаружению и разработке газовых
идратов.
Россия обладает собственными месторождениями газогидратов. Их
наличие подтверждено на дне озера Байкал (рис.2), Черного, Каспийского и
Охотского морей, а также на Ямбургском, Бованенковском, Уренгойском, Ме
с−
сояхском месторождениях.
Разработка газогидратов на этих месторождениях не
велась, а их наличие ра
с−
сматривалось как фактор,
усложняющий разрабо
ку природного газа. Та
же высказывались пре
положения, подтвержд
а−
емые те
ретической а
гументацией, о наличии
большого числа мест
рождений
газоги
ратов
на всей площади аркт
ческого шельфа России.
Рис.2. Исследования газовых гидратов природных газов в о.Байкал.
Газогидраты являются огромной проблемой при бурении нефтяных и г
а−
зовых скважин и часто осложняют транспортировку нефтепродуктов
по маг
стральным трубопроводам, образуя газогидратные пробки, резко уменьшающие
их пропускную способность. Также газогидраты способствуют ухудшению
свойств бурового раствора вследствие его обезвоживания.
Образование гидратов в призабойной зоне вызывает пад
ение дебита
скважины на 18
19%. Наиболее благоприятные условия для образования газ
вых гидратов создаются при неконтролируемом выбросе пластовой воды, п
ступающей в газотранспортную систему с газом со скважин месторождения.
Для борьбы с образованием гидрат
ов на газовых промыслах вводят в
скважины и трубопроводы различные ингибиторы (метиловый спирт, гликоли,
ный раствор CaCλ
), а также поддерживают температуру потока газа выше
температуры гидратообразования с помощью подогревателей, теплоизоляцией
трубо
проводов и подбором режима эксплуатации, обеспечивающего макс
мальную температуру газового потока. Для предупреждения гидратообразов
ния в магистральных газопроводах наиболее эффективна газоосушка
очис
ка газа от паров воды.
Также в нефтегазовой промышле
нности существуют и широко использ
ются несколько основных способов для предупреждения гидратообразования,
таких как:
способ, заключающийся в периодическом закачивании в межтрубное
пространство скважины обезвоженной нефти.
способ предупреждения
гидратообразования в нефтяных эксплуат
руемых скважинах путем закачки в межтрубное пространство обезв
женной нефти с последующей подачей раствора ингибитора гидрат
образования.
способ предотвращения образования гидратных и гидратоуглевод
родных отложений в
скважине, предусматривающий периодическое
нагнетание в скважину ингибиторов гидрато
и парафинообразования,
в частности метанола и моноэтилгликоля.
способ, который заключается в перекрывании зоны с высокой вер
ятностью образования и скопления газогидратов
техническими коло
нами с последующим цементажом.
На сегодняшний день существует и принципиально новый способ, кот
рый находится в разработке и является наиболее перспективным в наше время.
Сущность предлагаемого способа заключается в том, что непосредстве
нно при
течении в скважине добываемого флюида на критические зоны, т.е. на поте
циальные зоны образования гидратных, газогидратных и гидратоуглеводоро
д−
ных отложений, оказывают акустическое воздействие ультразвуковой волной
частотой 15
100 кГц и интенсивнос
тью 0,2
5 Вт/см
посредством акустических
излучателей, конструктивно встроенных в трубах НКТ (насосно
компрессорные трубы) или расположенных в трубном пространстве НКТ в м
е−
стах возможного максимального образования отложений в скважинах. При
этом указанное воздействие осущ
ествляют при фиксировании предельно доп
стимых отклонен
ий устьевого давления и дебита
до достижения ими рабочих
значений.
Выбор диапазонов частоты и интенсивности акустического воздействия
обусловлен составом добываемого флюида, его потенциальным количеств
ом, а
также гидродинамическими условиями течения флюида в скважине. Способ
осуществляют следующим образом. Предварительно определяют в разрезе
скважине на основе термобарических расчетов величины устьевого давления и
температуры и их распределения по длине
скважины, с учетом температуры и
залегания вечномерзлых пород, а также дебита в трубном и затрубном пр
странствах в участках, где возможно образование гидратных, газогидратных и
гидратоуглеводородных отложений. Затем в области выделенных зон разм
е−
щают аку
стические излучатели, которые конструктивно встраивают в НКТ или
в затрубное пространство.
Акустическое воздействие осуществляют периодически путем управл
е−
ния работой излучателей, то есть включения и отключения их в зависимости от
текущих регистрируемых зн
ачений устьевого давления и дебита. Достижение
текущих значений давления и дебита до рабочих свидетельствует о нормальном
режиме эксплуатации скважины, а отклонение текущих значений устьевого
давления и дебита от рабочих
о наличии предельно допустимой ве
личины о
ложений.
С момента начала работы по акустическому воздействию на гидратные,
газогидратные и гидратоуглеводородные отложения и до их завершения веде
ся постоянный замер давления на устье скважины и дебита скважины, а при
технической возможности вед
ется оценка количества минеральной примеси в
ловушке скважинного трубопровода.
Для оценки характера и степени воздействия акустического поля на ги
ратные и гидратоуглеводородные отложения после завершения каждого этапа
работ в скважине проводится промысло
вый комплекс геофизических исслед
ваний (ГИС) и газодинамические исследования для введения коррекций на р
боту акустических излучателей. Шаг размещения излучателей по глубине зав
сит от протяженности отложений и их характеристики, в том числе условий з
лег
ания.
Несмотря на то, что на сегодняшний день существуют немалое колич
е−
ство способов по борьбе и предотвращению образования газовых гидратов, это
является большой проблемой для нефтегазовой промышленности и
требует внедрения новых
технологий для борьбы с
этим неблагоприятным я
лением. Образование газ
гидратных отложений в
скважине при бурении о
сится к осложнениям и
требует немало сил для
предотвращения.
Сейчас природные газоги
раты требуют особого вн
мания, как возможный и
с−
точник ископаемого топл
ва (р
ис.3).
Рис.3.
строение молекулы газогидрата;
текстурообразующие газогидраты;
гидрат целиком;
горение газогидрата
σель современных исследований по проблеме геологии газовых гидратов
определить, являются ли природные газовые гидраты поте
нциальным полезным
ископаемым, то есть выяснить:
где именно и насколько широко они распространены; как происх
дит их образование;
что представляют собой скопления газовых гидратов;
сколько газа может быть сосредоточено в отдельных скоплениях и в
газовых
гидратах на Земле в целом;
какова скорость возобновляемости ресурсов газа в скоплениях газ
вых гидратов
Существующие технологии обнаружения газогидратных месторождений
опираются на использование свойств гидратов и гидратонасыщенных пород
(таких как высокая
акустическая проводимость, высокое электросопротивл
е−
ние, пониженная плотность, низкая теплопроводимость, низкая проницаемость
для газа и воды).
Основные современные методы обнаружения газогидратов:
сейсмическое зондирование
геофизические измерения
комплек
сный анализ нефтегазовой системы
электромагнитная разведка
К настоящему времени в мире открыто уже более 220 месторождений г
а−
зогидратов. В 2013 году Япония первой в мире провела успешную экспериме
тальную добычу метана из газогидратов на море. Это достижен
ие заставляет
пристальнее приглядеться к перспективам разработки газогидратов.
Предварительные оценки запасов газогидратов в мире свидетельствуют о
том, что они на порядок превышают запасы природного газа. Но, во
первых,
они носят весьма приблизительный х
арактер; во
вторых, лишь небольшая часть
из них может быть добыта при текущем уровне развития технологий. И даже
эта часть потребует огромных издержек и может быть связана с непредвиде
ными экологическими рисками. Тем не менее ряд стран, таких как США, Кан
да и страны азиатского региона, которые отличаются высокими ценами на пр
родный газ и растущим спросом на него, проявляют большую заинтересова
ность в развитии разработки газогидратов и продолжают активно исследовать
данное направление. Эксперты отмечают
высокую неопределенность в отн
шении будущего газогидратов и считают, что их промышленная разработка
начнется не ранее чем через 10
20 лет, но упускать из виду этот ресурс нельзя.
УДК 550.882.7.
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ НАКЛОННО
НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Климов А.С. (НДб
2), доцент Зайцев В.И. (ИрГТУ)
Приоритетным направлением, обеспечивающим стабильный рост экон
мики, является модернизация нефтегазовой отрасли в рамках стратегии инн
вационного развития
энергетического комплекса страны. Данное развитие
предусматривает решение первоочередной задачи, направленной на повышение
эффективности: разведки, бурения, обустройства и разработки новых мест
рождений, а также доразработки нефтегазовых провинций, освоенн
ых в 70
гг. прошлого столетия, введением на местах высокотехнологичных, интелле
туальных интегрированных систем.
Известно, что наиболее важным критерием эффективности разработки
месторождений является коэффициент извлечения нефти и газа. Увеличение
шеуказанного параметра возможно при выполнении следующих основных
условий: сохранения естественных коллекторских свойств пласта в процессе
его первичного и вторичного вскрытия; качественного (с учетом геотехнолог
ческих и технических особенностей месторожд
ения) цементирования обсадных
колонн; выполнение эффективного процесса углубления скважины; высокоте
нологичного (с учетом геомеханических, физикохимических свойств пород
коллекторов) освоения скважины; инновационного подхода к технико
технологическим меро
приятиям (интенсификация, регулирование процессов
разработки) поддержания требуемого объема добычи углеводородов.
Значимость всех вышеперечисленных условий для увеличения нефтео
дачи несомненна, однако необходимо выделить основополагающее условие,
позволяю
щее объединить в себе ряд технико
технологических операций стро
тельства скважины в одно направление
проводку скважины по проектному
профилю, траектория которого (с учетом геонавигации, совпадения проектного
и фактического профиля) обеспечит качественное
вскрытие объекта разработки
[1].
Отмеченные выше возможности повышения добычи углеводородного
сырья путем разработки, например, шельфовых месторождений, а также дора
работки ранее разбуренных площадей скважинами с горизонтальным оконч
нием, предусматривае
т наличие сложнопостроенных профилей, траектории к
торых могут содержать искривленные участки, имеющие ограниченный (м
нимально возможный) радиус, или наклонно
прямолинейные участки большой
протяженности (более 3000 м). Наличие сложнопостроенных профилей о
словлено труднодоступностью нефтегазовых объектов, находящихся, к прим
е−
ру, под населенными пунктами, водоемами и природоохранными территориями
[2].
Необходимо констатировать, что бурение горизонтальных скважин, ос
ществляемое, например, с кустовых площад
ок Западной Сибири, либо проводка
второго ствола из ранее пробуренной скважины, с учетом размещения оснастки
обсадной колонны в пределах разрабатываемого объекта, осуществляются в с
ответствии с геолого
технологическими и экономичес
кими критериями. Это
мо
гут быть: эффективная нефтенасыщенная толщина; наличие непроницаемого
экрана (уплотненной горных пород) между нефтенасыщенными или газонас
щенными коллекторами; расположение невыработанных или слабодрениру
е−
мых зон пласта по площади участку, дебиты скважин
на перспективных учас
ках, наличие зон осложнений, минимизация затрат, способность бурения и т.д.
[3].
Для систематизации геолого
технологических особенностей бурения ГС,
с учетом установленных требований, предъявляемых к разработке месторожд
ний и объекта
нефтегазоносности, необходимо проведение детального анализа:
существующих типов профилей и методов их профирирования;
технико
технологических приемов проводки направленных скважин, с
учетом сложности траектории профиля;
несоответствия проективных (расчетн
ых) профилей фактической трае
торией пробуренной скважины;
методов оценки нагруженности бурильной колонны и способов регулир
вания параметров влияющих на снижение аварийности в скважине.
При проектировании искривленных участков (резного набора зенитного
гла) ГС накладываются ограничения, связанные, прежде всего, с возможн
стью проведения операций
бурения, заканчивается, освоения и способом
дальнейшей эксплуатации скважины. В процессе бурения основным требован
ем является попадание компоновки низа буриль
ной колонны (КНБК) в точку
допуска, обозначенный техническим заданием, а также обеспечение свободного
прохождения по стволу компоновки и бурильной колонны (БК) (с учетом во
можности снижения трения, посадок инструмента и давления нагрузки на дол
то). Данно
е ограничение обусловлено техническими характеристиками БК, ее
прочностными свойствами, которые являются определяющим при расчете дл
ны и интенсивности искривления
обоснованием допустимых радиусов и
кривленных участков траектории профиля скважины.
Резуль
таты анализа практических данных бурения горизонтальных скв
а−
жин, имеющих сложный профиль, показали, что фактическая траектория
углубления во многих случаях существенно отличается от траектории проек
ного профиля. В результате ствол скважины формируется с о
бразованием
больших каверн и уступов, затрудняющих продвижение КНБК, а интенси
ность искривления и радиус участков набора и падения зенитного угла не соо
ветствуют допустимым прочностным характеристикам бурильных труб.
На сегодняшний день для проводки ГС в
качестве привода долота и
с−
пользуют винтовой забойный двигатель (ВЗД), обеспечивающий в России от 50
до 60% всего объема бурения. Осуществлять бурение сложных участков пр
филей с применением в качестве привода долота только ВЗД практически н
е−
возможно. Это
связано, прежде всего, с большим трением между БК и породой.
В качестве технологического приема повышения эффективности бурения с ВЗД
используют одновременное периодическое или постоянное вращение бурил
ной колонны ротором, либо верхним приводом. Производс
твенники данный
способ называют комбинированным. Его применение позволяет осуществлять
бурение скважин различной глубины с разными типами профиля, широким
диапазоном изменения вида и свойств промывочных жидкостей, параметров
режима бурения,
а также с приме
нением разных конструкций и типоразмеров
породоразрушающею инструмента. Однако при сложившейся на сегодня те
нологии бурения отмечаются проблемы, связанные с нестабильностью работы
ВЗД, их остановками, а также авариями (отворотами, разрушениями элементов
ЗД) компоновки бурильной колонны [4].
Анализ результатов исследований показал, что за 2010
2012 гг. число
аварий, связанных с изломом бурильного инструмента, при комбинированном
способе бурения составляет более 10% от общего числа аварий в скважине.
качестве нового технико
технологического решения проводки накло
но направленных и ГС предложено использование вращательного способа б
рения, а именно роторною (вращение ротором либо верхним приводом) БК на
любых ин
тервалах профиля. Техническим решением по
служило применение в
КНБК роторных управляемых систем (РУС). Управляемые системы позволяют
добиться ориентируемою набора, стабилизации и снижения зенитных углов по
всей длине скважины без проведения дополнительных спуско
подъемных оп
е−
раций.
Ранее отмечено,
что наклонно
направленные скважины со сложнопостр
енными субгоризонтальными или горизонтальными окончаниями могут быть
как одиночного исполнения, так и располагаться на кустовых площадках. К
личество скважин на кусту зависит от геолого
технологических под
ходов и
технических приемов нефтеизвлечения на отдельных участках залежи, а также
от возможности минимизации затрат при разработке как близлежащих, так и
удаленных нефтегазоносных объектов. Как следствие удаленность объекта ра
работки от устья скважины пре
допределяет наличие сложно построенных пр
филей. Рассмотрим в качестве примера две скважины: X и
Приобского и
Усть
Тегусского месторождений.
Анализ результатов исследований проводки скважины,
что траектории
проектного и фактического профилей совпали на 95%. Следовательно, можно
утверждать, что технико
технологические требования с учетом геологических
условий были выполнены. Однако данный профиль имеет некоторое особенн
сти построения, расчета и
, конечно, сложности проводки Во
первых, это связ
но с наличием отрицательного угла набора кривизны (противоположно ходу
направления движения станка
НДС), выравнивания в отметку <<ноль>> и
резкого набора интенсивности с последующим входом в пласт (угол в
хода в
пласт 89 град.) Во
вторых, за счет набора угла до 18 град. <<под себя>> с гл
бины 1200 м (из
под кондуктора) смещение составило минус 195 м. С глубины
2550 м осуществлялся набор зенитного угла, причем в точке
«ноль» угол сост
вил 38 град. Затем с г
лубины 2500 до 2649 м (точка входа в пласт «Т1») производился
интенсивный набор зенитного угла с 38 до 89 град. Интенсив
ность искривления на 10
м (
) составляла более 3°.
Смещение от вертикали (с учетом отрицательного
смещения) составило 1050 м. Общая
длина скважины по стволу
3700 м. Отмеченное
превышение интенсивности искривления более 3° в конечном итоге отрица
тельно
влияет на этапы закачивания скважины, спуск технологической оснастки нижней ч
сти конструкции эксплуатационной колонны (хвостовика) и
работы оборудования
(пакеров, якоря) при освоении скважины и как следствие
затруднит выполнение
внутрискважинных работ в процессе ее дальнейшей эксплуатации.
Из двадцати шести скважин на кустовой площадке только две имеют горизо
тальное и субгоризонтал
ьное окончание забоя. Нижний интервал профиля остальных
скважин представлен пологим окончанием с углом входа в пласт от 40 до 60 град.
Скважины, в основ
ном, содержат четырех и пятиинтервальный профиль.
Рассмотрим технико
технологические приемы проводки не
менее интересного
профиля скважины
При бурении под эксплуатационную колонну использовался
вращательный способ бурения. В качестве привода долота
PDC
FXD
65
диаметром
219,1 мм) использовался винтовой забойный двигатель (ВЗД)
Power
Pack
диа
метром
178
мм, также применялся комбинированный метод бурения, предусматривающий
периодическое или постоянное вращение верхнего привода совместно с ВЗД. Наличие
протяженного наклонно
прямолинейного участка обусловило применение в КНБК
дополни
тельного оборудования, п
редставленного РУС. Ротор
ная управляемая система
steerable
system
receiver
rotary
диаметром
171
мм и длиной 5,8 м) позволяет пр
изводить направленное бурение (осуществлять набор и снижение зенитного угла с п
раметрами бурения в режиме реального вре
мени) с постоянным вращением бурил
ной колонны. При этом постоянное вращение бурильной колонны и применяемое в
системе РУС нави
гационное оборудование
MWD
диаметром 174 мм и длиной 7,66 м)
позволяет оператив
но управлять параметрами бурения, в частности,
регулировать
нагрузку на долото и частоту вращения, что обеспечивает улучшение контроля за тр
екторией скважины. Общая длина скважины по стволу с учетом двух участков набора
и падения кривизны и на
клонно
прямолинейного участка составила 4863 м. Отход от
ертикали
3762,37 м.
Анализ результатов исследований показал, что по
теря осевой (синусоидальный
изгиб) и пространственной
helical
винтовой, спиральной) устойчивости проис
ходит в
верхнем интервале от 100 до 1000 м, а также в нижнем интервале от 4600 до
4700 м
месте сниже
ния зенитного угла (при переходе от наклонно
прямоли
нейного на и
кривленный участок). За счет потери устойчивости в местах перехода траектории
профиля от искривленного участка к наклонно
прямолинейному момент на верхнем
приводе сос
тавляет более 50 кНм, что практически соответствует 80% предела про
ности материала бурильных труб на скручивание.
В заключение можно сказать, что наличие сложно
построенных профилей
наклонно
направленных и ГС, содержащих протяженные наклонно
прямолинейные
участки, которые в свою очередь сопряжены с искривленными участками набора и
снижения зенитного угла с итенсивностью от 2,8° и более, приводит к потере устойч
вости бурильной колонны, аварийным ситуациям с КНБК.
Вышеизложенное обусловливает необходимость
дальнейших разработок и и
следований траекторий энергосберегающих профилей наклонно
направленных и ГС
скважин с непрерывной кривизной, не содержащих участков сопряжения на основе
плоских трансцендентных кривых, а также приемов их реализации с использование
собственных, созданных в России, интеллектуальных роторных забойных управля
мых систем.
Литература
1) Двойников М.В., Ошибков А.В. Анализ проектных решений и технол
гических приемов проектирования и реализации профилей наклонно
направленных и
горизонтальных скважин // Нефть и газ. Известия вузов 2013.
№4. С. 40
Повалихин А.С., Калинин А.Г, Бастриков С.Н., Солодкий К.М. Бурение
наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин. М.: Изд
во σентр Лит
Нефте
Газ, 2011. С. 647.
Кудимов В.
И., Савельев В.А., Богомольный Е.И. 1 Строительство г
ризонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. 2007. С. 68.
Двойников М.В. Технология бурения нефтяных
газовых скважин м
дернизированными винтовыми забойными двигателями. Дисс. доктора техн.
наук, 2
011 426 с.
УДК 622.24.065
БУРОВОЙ РАСТВОР: ТЕХНОЛОГИЯ ОЧИСТКИ ОТ ШЛАМА
МЕХАНИЧЕСКИМ СПОСОБОМ
Тетерин Д.С., (НДБс
1); Заливин.В.Г., доц. Каф НГД, (ИрГТУ)
От чистоты бурового раствора в большой степени зависит качество бур
е−
ния. В результате очистки
раствор возвращает базовые технологические сво
ства. Следовательно, очистка буровых растворов от вредных примесей прио
б−
ретает большую важность.
Технологические свойства и технико
экономические показатели бурового
раствора могут снизиться попаданием частиц
выбуренных пород. Именно п
этому вопросам очистки буровых растворов от примесей уделяют пристальное
внимание. Процесс очистки потребует наличие целого комплекса механических
устройств: вибрационных сит, гидроциклонных шламоотделителей (ило
и пе
с−
отделит
елей), центрифуг и сепараторов. Могут потребоваться и реагенты
флокулянты
для обработки извлеченного из наиболее неблагоприятных усл
вий бурового раствора перед очисткой, что позволит повысить эффективность
воздействия очистных устройств.
Готовый буровой
раствор
через напорный р
кав, присоединенный к неподвижной части вертлюга, закачивается в бурильную
колонну буровыми насосами. Пройдя по бурильным трубам вниз, он с большой
скоростью проходит через отверстия в долоте к забою скважины, захватывает ч
а−
стички породы,
а затем поднимается между стенками скважины и бурильными
трубами. Отказываться от его повторного использования экономически нецелес
образно, а использовать без очистки вновь нельзя, т.к. в противном случае прои
с−
ходит интенсивный абразивный износ оборудован
ия и бурильного инструмента,
снижается удерживающая способность бурового раствора, уменьшаются возмо
ж−
ности выноса новых крупных обломков породы.
Через систему очистки необходимо пропускать и вновь приготовленные
глинистые растворы, т.к. в них могут быть ко
мочки нераспустившейся глины,
непрореагировавших химических реагентов и других материалов.
Очистка пром
вочной жидкости
осуществляется как за счет естественного выпадания частиц п
роды в желобах и емкостях, так и принудительно в механических устройствах
иброситах, гидроциклонах и т.п.). Использованный буровой раствор (рис. 1) из
устья скважины 1 через систему желобов 2 поступает на расположенную наклонно
и вибрирующую сетку вибросита 3. При этом жидкая часть раствора свободно
проходит через ячейки сетки,
а частицы шлама удерживаются на стенке и под во
действием вибрации скатываются под уклон. Для дальнейшей очистки буровой
раствор с помощью шламового насоса 7 прокачивается через гидроциклоны 4, в
которых удается отделить частицы породы размером до 10...20
мкм. Окончател
ная очистка раствора от мельчайших взвешенных частиц породы производится в
емкости 6 с помощью химических реагентов, под действием которых очень мелкие
частицы как бы слипаются, после чего выпадают в осадок.
чистительные системы, как правил
о, сложны и дороги, но их использ
вание в большинстве случаев рентабельно: возрастают скорости бурения; с
кращаются расходы на регулирование свойств уменьшается степень стволовой
осложненности
достигается соответствие нормам защиты окружающей среды.
Компле
кс очистного сооружения
это сложная система, требующая больших
денежных вложений. Однако за счёт увеличения скоростей бурения, уменьш
е−
ния общей усложнённости ствола и минимизации пагубного влияния на экол
гию расходы на эксплуатацию системы с избытком пе
рекрываются прибылью
от её применения. Для изготовления буровых растворов подходят различные
типы оборудования. Выбор его должен диктоваться индивидуальными услов
ями производства, за счет чего будет достигнута денежная и временная экон
мия. Пропускная спо
собность должна превышать максимальную производ
тельность системы промывки скважины
таков основной принцип подбора а
парата для очистки бурового раствора от шлама. Работа центрифуги в расчет не
принимается. В состав циркуляционной системы входят отдельны
е блоки, к
торые располагаются в строгом порядке. Технологическая последовательность
приготовления бурового раствора такова: скважина
газовый сепаратор
устройство для шламоудаления
дегазатор
сепараторы тонкой очистки
парат оценивания и оптимиза
ции доли твёрдых частиц, присутствующих в ра
с−
творе. В ряде случаев отдельные этапы процесса можно проигнорировать.
К примеру, если в буровом растворе отсутствует газ, то и дегазация не
требуется. Также отпадает и необходимость в центрифужной обработке, если
состав раствора неутяжелённый. Таким образом, все блоки аппаратного обе
печения обладают узкой специализацией, а
значит при определённых условиях
бурения могут служить универсальными приборами. Отсюда и необходимость
в индивидуальном подборе технологии и оборудования для каждой отдельной
скважины. А лучший способ повысить эффективность и рентабельность уже
существую
щих скважин
подробно изучить технические возможности и
назначение всех блоков.
Выбирая оборудование, для исключения дополнител
ных затрат и времени необходимо учитывать все многообразие условий ко
кретного месторождения.
Каждым аппаратом, используемым дл
я очистки от
шлама, должен пропускаться раствор в количестве, превышающем максимал
ную производительность промывки скважины (за исключением центрифуги).
σиркуляционной системой предусматривается строгая последовател
ность установки аппаратов. Следует приде
рживаться такой технологической
цепочки. Раствор должен пройти этапы скважины
газового сепаратора
стемы вибросит (грубой очистки от шлама)
дегазатора
системы песко
, ил
отделителей и сепаратора (тонкой очистки от шлама)
систем центрифуг и ги
Рис. 1. Циркуляционная система бурового раствора:
устье скважины; 2
желоб; 3
вибросито; 4
гидроциклон;
блок приготовления бу
рового раствора; 6
ёмкость; 7
шламовый насос; 8
приёмная ёмкость; 9
буровой насос; 10
нагнетательный трубопровод.
циклонных глиноотделителей (системы, регулирующей содержание и состав
твердой фазы). Если газа в буровом растворе нет, что ступень дегазации мин
ют. Так же, если раствор неутяжеленный, можно обойтись и без использования
глиноотделителей и центрифуги, а есл
и утяжеленный, то можно исключить
ступень гидроциклонной шламоотделительной очистки (ило
и пескооотдел
телей). Из выше изложенного можно сделать вывод, что специальное оборуд
вание предназначено для конкретных функций
для геолого
технических бур
вых усл
овий оно не универсально. Зная технологические условия бурения, для
правильности выбора еще необходимо знать основные функции и технологич
ские возможности
оборудования. Буровой раствор, как правило, содержит ра
ного размера твердые частицы. Например, бентонитовыйглинопорошок может
быть представлен 1
100
мкм частицами, порошкообразный барит
75 мкм,
шлам
25 мм. К циркуляционной системе частицы, проходя стадии очистки
механическим измельчением и диспергиров
анием, приходят гораздо меньше
первоначальных размеров
они постепенно становятся менее 2 мкм коллои
ными частицами и значительным образом воздействуют на формирование
свойств бурового раствора. Идеальной считается очистка, исключающая част
цы более 1 мкм
. Современные аппараты и технологии не позволяют достичь т
а−
Рис.
Размещение оборудования очистки
ких показателей. Лучшими мировыми образцами вибросит (В
21, ВС
1, двухс
е−
точным одноярусным ситом «Свако», двухъярусным виброситом «Бароид» и
др.) из бурового раствора удаляются только превышающий 1
50 мкм шлам.
Глинистые растворы можно очистить на 50%
предел вибросит в бурении гл
нистых отложений и последующей промывки водными растворами. Гидроци
лонные пескоотделители до 70
80 % увеличивают степень очистки буровых
растворов. Удаляя при этом шлам б
олее 40 мкм.
Более глубокая очистка во
можна с применением батареи гидроциклонов, диаметр которых не превышает
100 мм
это илоотделители, которые позволяют очистить буровой раствор от
шламовых частиц до 25 мкм и достичь как минимум 90
% степени очистки.
ри необходимости очень глубокой очистки применяют очень сложные апп
раты
высокопроизводительные центрифуги. Это редкий случай и для бол
шинства проектов экономически невыгоден.
Дальше уменьшить содержание в
буровом растворе твердой фазы можно разбавление
м или механической обр
а−
боткой. При этом раствор обрабатывается небольшими частями, что позволяет
удалить избыток тонкодисперсных 10
мкм частиц.
Механические средства очистки наиболее эффективны для неутяжеле
ных буровых растворов
можно достичь очень глуб
окого очищения. Утяж
ленные растворы ограничивают степень очистки необходимостью сохранять в
растворе утяжелитель
механические аппараты могут извлечь 74
мкм частицы
шлама. В частности от частиц барита невозможно отделить 5
90 мкм шлам, так
как недопустим
ы потери самого барита вследствие высокой его стоимости.
Окончательная очистка в этом случае осуществляется переводом, например,
флокулянтами селективного действия в грубодисперсное состояние. Большое
внимание при этом следует с помощью гидроциклонных глин
оотделителей или
центрифуги уделить регулированию содержания и состава твердой фазы.
Литература.
1. Нестеренко Н.П. Вибрационные площадки с пространственными кол
е−
баниями для предприятий строительной индустрии / Н.П. Нестеренко // Сбо
ник научных трудов
(Отраслевое машиностроение, строительство).
Полтава:
ПолтНТУ, 2002.
Вып. 9.
С. 90
93.
2. Нестеренко Н.П. Вибрационные площадки с пространственными кол
е−
баниями для изготовления железобетонных изделий широкой номенклатуры //
Сборник научных трудов
(Отраслевое машиностроение, строительство).
Полтава: ПолтНТУ, 2005.
Вып. 16.
С. 177
181.
3. Назаренко И.И., Туманская А.В. Машины и оборудование предпри
я−
тий строительных материалов: Конструкции и основы эксплуатации / И.И.
Назаренко, А.
В. Туманская.
К.: Высшая школа , 2004.
590 С.
4. Мищенко В.И., Кортунов А.В. Приготовление, очистка и дегазация б
ровых растворов. Краснодар: АртПресс, 2008. 336 с

УДК 622.276
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА УГЛЕВОДОРО
НОЙ ОСНОВЕ НА
ВЕРХНЕЧОНСКОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ
Горощенов А.С. (НБ
1), Заливин В.Г.(к.т.н., доц.ИрГТУ)
При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в качестве пр
мывочных жидкостей используются:
агенты на водной основе (техническая вода, ес
тественные буровые
растворы, глинистые и неглинистые растворы);
агенты на углеводородной основе;
агенты на основе эмульсий;
газообразные и аэрированные агенты.
Буровые растворы на углеводородной основе (РУО) представляют собой
многокомпонентную систе
му, в которой дисперсионной (несущей) средой я
ляются жидкие нефтепродукты (обычно дизельное топливо, минеральные или
синтетические масла), а дисперсной (взвешенной) фазой
окисленный битум,
асфальт или специально обработанная глина (гидрофобизированный б
ентонит).
Несмотря на широко используемый термин «растворы на нефтяной осн
ве», современные растворы никогда не используют сырую нефть в качестве у
леводородной основы. Сырая нефть в РУО не используется по ряду причин:
Высокая начальная вязкость. Чем
выше вязкость углеводородной
основы, тем выше вязкость исходного раствора, особенно при низких темпер
а−
турах или утяжелении до высокой плотности.
Сырая нефть содержит много «нежелательных» углеводородов
(смолы, асфальтены, ароматические УВ, парафины и т.
п.), которые не только
ухудшают стабильность и затрудняют контроль свойств раствора, но и знач
тельно увеличивают токсичность раствора.
Одним из наиболее известных РУО в РФ является ИБР (известково
битумный раствор), который относится к группе 100% РУО. В
зависимости от
модификации, ИБР обычно состоит от дизельного топлива, воды, битума (чаще
окисленного для увеличения эффективности), негашеной извести и эмульгатора
(сульфонол, эмультал и т.п.). В отдельных случаях в качестве дополнительной
твердой фазы исп
ользуется модифицированный (гидрофобизированный) гл
нопорошок. Одним из наиболее заметных недостатков отечественных РУО и, в
частности, ИБР низкая эффективность пакета эмульгирующих добавок и ПАВ
(представленного, в большинстве случаев 1
2 реагентами), бол
ьшой разброс
реологических свойств и слабая устойчивость к загрязнению твердой фазой и
водой. При попадании в утяжеленный ИБР воды часто наблюдается слипание
барита и выбуренного шлама в комки и хлопья, расслоение раствора, знач
тельное ухудшение электрост
абильности. Для борьбы с этим необходимо и
пользование специальных эмульгаторов и ПАВ, которые либо не выпускаются
в настоящее время, либо малоэффективны.
Одним из путей создания более стабильных РУО является использование
инвертных эмульсий, изначально со
держащих в своем составе определенного
количество воды в качестве дисперсной фазы. Такие системы не только гораздо
более устойчивы к воздействию загрязнителей, но и несколько дешевле 100%
РУО, т.к. часть дорогой углеводородной фазы раствора заменена водой.
Инвернтые эмульсии представляют собой сложные трехфазные системы,
содержащие 60
90% УВ в качестве непрерывной дисперсионной среды, 1
твердой фазы и 10
40% воды в качестве дисперсной фазы. Мельчайшие (1
мкм.) капельки воды плотно эмульгированы и защищ
ены оболочкой из эмул
ь−
гатора, ПАВ и твердой фазы. Мелкодисперсная вода выполняет функцию, в н
котором смысле аналогичную частицам глины в водных буровых растворах.
Как дисперсная фаза, мельчайшие капельки воды, обладающие высокой удел
ной поверхностью, уча
ствую в формировании требуемых реологических и
труктурных свойств РУО, фильтрационной корки. Поэтому качество любой и
вертной эмульсии, прежде всего, определяется качеством эмульгирования во
д−
ной фазы, размером капелек воды и пакетом эмульгирующих присадок.
Современные РУО используют широкий спектр различных добавок.
Только для системы VERSA∆RIL, например, разработано несколько эмульг
а−
торов и стабилизаторов эмульсии, два различных типа ПАВ для гидрофобиз
а−
ции твердой фазы, три типа органофильной глины, разжи
жители, понизители
водоотдачи, модификаторы реологии. Это позволяет не только гибко подбирать
рецептуру раствора в зависимости от конкретных условий бурения и требуемой
плотности, но и быстро и оперативно изменять рецептуру или регулировать
свойства раство
ра непосредственно на буровой.
В условиях Верхнечонского месторождения для приготовления раствора
рекомендуется использовать низковязкое минеральное масло или дизельное
топливо. По сравнению с дизельным топливом, использование низкотоксичных
минеральных ма
сел позволяет решить ряд проблем и достичь следующих пр
имуществ:
Низкая горючесть, высокая температура вспышки и высокая пож
а−
робезопасность.
за пожароопасности дизельного топлива при его использовании
в составе РУО придется принимать дополнител
ьные меры по взрывоизоляции
электрооборудования и оснащению буровой специализированным оборудов
а−
нием, обеспечивающим безопасность ведения буровых работ. Минеральные
масла обладают меньшей, чем дизельное топливо летучестью, более высокой
температурой вспышк
и и низкой горючестью. Использование минеральных м
а−
сел позволит легче и безопаснее внедрить РУО на месторождениях ОАО
«ВЧНГ», с минимальными затратами на модернизацию буровых установок и
обучение персонала.
Меньшая летучесть.
Меньшая токсичность и э
кологическая опасность.
По сравнению с дизельным топливом, минеральные масла содержат
гораздо меньше ароматических углеводородов, сернистых, летучих соединений
и кратно менее токсичны.
Меньшая вязкость.
Несмотря на кажущуюся низкую вязкость дизе
льного топлива, фа
тическая вязкость как самого ДТ, так и РУО, приготовленного на его основе, в
1.5
2 раза выше, чем минерального масла, особенно при низких температурах.
Учитывая климатические условия Восточной Сибири, низковязкое минерал
ное масло поможе
т заметно расширить температурный диапазон применения
РУО.
Необходимо отметить тот факт, что сами инвертные эмульсии с соотн
шением нефть/вода 70:30 и менее практически не горючи и не поддаются во
пламенению независимо от типа основы (сырая нефть, дизельно
е топливо или
минеральное масло). Источником опасности являются пары (газовоздушные
смеси) легких, летучих углеводородных фракций в закрытых емкостных бл
ках. Большим преимуществом минеральных масел и синтетических углевод
родов является очень низкая испар
яемость и практическое отсутствие легких
фракций, что существенно увеличивает безопасность работ.
Дополнительными преимуществами «Версаклин» также являются:
Высочайшие ингибирующие способности, обеспечивающие стаб
лизацию всех типов горных пород.
Уст
ойчивость ко всем типам загрязнений, включая выбуренную п
роду (шлам), цемент, пластовые воды и т.д.
Высокое качество первичного вскрытия продуктивных пластов (при
использовании специализированного пакета эмульгаторов и подбора карбоната
кальция по фрак
ционному составу)
Сверхнизкая водоотдача, тонкая, плотная, малопроницаемая фил
трационная корка
Очень низкое давление отрыва фильтрационной корки
Непревзойденные смазывающие способности
Практически полное отсутствие дифференциальных прихватов п
ри
бурении
Сравнительно низкие требования к оборудованию очистки и мен
шая чувствительность к содержанию выбуренного шлама в растворе (с точки
зрения качества первичного вскрытия)
Полное отсутствие коррозии инструмента и оборудования
Высочайшая с
табильность (в т.ч. при длительном хранении)
Легкость обслуживания готового раствора
Возможность длительного хранения
Возможность многократного повторного использования
Возможность дальнейшего использования в капитальном ремонте,
глушении и
консервации скважин
позволяет предотвратить снижение нефтепроницаемостипризабо
ной зоны скважины, поскольку несущей фазой этих растворов являются угл
е−
водороды, по физико
химическим свойствам родственные углеводородному
флюиду, насыщающему продуктивный
пласт, и, следовательно, не образующие
при их взаимодействии малоподвижных смесей, блокирующих поровое пр
странство призабойной зоны скважины.
Вместе с тем, «Версаклин» имеет недостатки, присущие всем РУО, а
именно:
Сложность приготовления
Высокая с
тоимость
Высокая токсичность (по сравнению с растворами на водной осн
ве)
Высокое удельное сопротивление делает невозможным использов
а−
ние некоторых геофизических приборов.
Для снижения экологического риска, связанного с опасностью загрязн
е−
ния окружаю
щей среды, можно рассмотреть возможность использования ра
твора на синтетической основе. По характеристикам такой раствор аналогичен
РУО, но в качестве основы используются иные жидкости (парафины, олефины,
эфиры и пр.). В основном такие растворы используют
в условиях бурения на
шельфе в связи с более высокими экологическими требованиями, предъявля
мыми к морскому бурению, и использование таких растворов для бурения на
суше нельзя назвать характерным (в первую очередь, из
за высокой стоимости
таких растворов
, даже по сравнению с РУО).
Перед проведением испытаний буровых растворов на углеводородной о
с−
нове (РУО) на Верхнечонском месторождении руководство ОАО «Верхн
е−
чонскнефтегаз» поставило перед специалистами по бурению следующие зад
чи:
• повышение качества кр
епления скважины в интервале эксплуатацио
ной колонны;
• снижение загрязнения призабойной зоны скважины при первичном
вскрытии продуктивного пласта (снижение скин
эффекта).
Предполагалось, что повышение качества строительства скважин будет
достигнуто без у
величения стоимости и с учетом выполнения всех требований
экологической и противопожарной безопасности.
Оптимальным решением для Верхнечонского месторождения оказалось
применение РУО, относящегося к классу плотных инвертных эмульсий с соо
ношением нефть/во
да от 85/15 до 70/30. Преимуществом «плотных» эмульсий
является отсутствие в фильтрате раствора водной фазы, в том числе при фил
трации в условиях высоких температур и давлений.
Теоретические знания и имеющийся практический опыт позволили пре
положить, что
данное решение обеспечит:
• повышение качества крепления эксплуатационной колонны за счет сн
жения кавернообразования в интервалах каменных солей;
• уменьшение количества осложнений при вскрытии горных пород,
склонных к образованию обвалов стенок скважины
(аргиллитов), а также с
кращение загрязнений призабойной зоны скважины при первичном вскрытии
продуктивного пласта (снижение скин
эффекта) за счет отсутствия в фильтрате
раствора водной фазы;
• снижение коэффициента трения при бурении и спуске обсадных ко
лонн
за счет высокого содержания в буровом растворе углеводородной основы (от
70% до 85%), обладающей смазывающим эффектом.
Всего за время проведения испытаний было пробурено шесть скважин, на
каждой из них теоретические предположения инженерной группы
подтвержд
лись. Использованный состав бурового раствора позволил справиться с поста
ленными задачами и показал следующие результаты:
• снижение кавернообразования в интервалах соляных отложений улу
шило качество цементирования, что подтверждается герметичн
ыми межколо
ными пространствами на четырех скважинах из шести;
• стабильность в интервалах обвальных пород (аргиллит) обеспечила с
кращение времени шаблонирования с 25
40 часов до 5
5,5 часов (Рис. 1), а та
же позволила избежать потери циркуляции в этих ин
тервалах;
• итоги первичных вскрытий с применением РУО позволяют утверждать,
что наблюдается сокращение времени освоения и выхода на режим вводимых в
эксплуатацию скважин;
• средний коэффициент трения при спуске эксплуатационной колонны
диаметром 177,8 мм
при бурении на РУО составил 0,25. При выполнении ан
а−
логичных операций с применением бурового раствора на водной основе коэ
фициент трения составлял 0,45. Таким образом, применение РУО заметно о
б−
легчило спуск обсадных колон и бурение наклонно
направленных с
кважин с
большим отходом от вертикали.
Результаты пилотного проекта также подтвердили экономическую э
фективность применения РУО. Несмотря на более высокую стоимость РУО по
сравнению с растворами на водяной основе, применение РУО позволило сэк
номить около
$30 тыс. на скважину за счет многократного использования ра
с−
творов и сокращения сроков строительства скважин. Полученные результаты
позволили принять решение о тиражировании и полномасштабном применении
РУО при бурении скважин на Верхнечонском месторожден
ии с 2013 года.
Стоит упомянуть о человеческом ресурсе. При использовании РУО нео
ходимы специальные респираторы для персонала вахты при работе в σСГО.
Также необходимы сплошные пластины, которыми накрываются все решетч
тые полы над раствором во избежание
опасного испарения. При СПО на роторе
запрещается использование воды, трубы обмываются дизельным топливом. Это
в свою очередь влечет больший расход человеческих ресурсов в сравнении с
применением РВО. К сожалению, неоспоримым будет тот факт, что примен
РУО неизбежно влечет за собой несоизмеримо больший вред для персонала
вахты, нежели РВО, несмотря на преимущества для процесса бурения.
Бесспорно, что применение РУО сокращает сроки и стоимости стро
тельства скважин при прочих альтернативных затратах. Одн
ако, при выборе
РУО или РВО конечным «рисовым зерном», от которого весы склонятся в
пользу первого или второго раствора должен быть человеческий фактор. При
всех преимуществах РУО перед РВО, необходимо добиваться того, чтобы вред,
оказываемый на здоровье к
оллектива вахты сравниваемыми растворами, был
также сопоставим.
Библиографический список:
Меденцев А.В. Растворы на углеводородной основе: решение те
нологических и геологических задач // MI SWACO, A ScηλumbeρgeρComπany,
22.11.2010.
Технико
экономическое обоснование применение РУО на Верхн
е−
чонском месторождении.
MISWACO
, 2011.
68
Буровые растворы на углеводородной основе.
Руководство ко
м−
пании
MISWACO
, 2011.
124
УДК 622.244.441
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПРОσЕССА УДАЛЕНИЯ ПРОД
УКТОВ
РАЗРУШЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Ламбин А.И.(доцент каф НГД), Губина М.А. ( ст
ка гр. НБ
01)
В настоящее время в России и за рубежом бурение горизонтальных
скважин занимает приоритетное место в нефтяной отрасли. Протяженные
гориз
онтальные стволы позволяют увеличить добычу углеводородов кратно.
Однако бурение таких скважин сопряжено с особыми трудностями. Проводка
горизонтального ствола требует специального технического оснащения,
использования новейших технологий и привлечения уси
лий лучших
специалистов.
В [1] было показано, что уменьшение плотности материала бурильных
труб путем замены стали на сплавы алюминия, имеющие меньшее (почти в три
раза) значение модуля Юнга, позволяет бурить наклонно
направленные и с
горизонтальным оконч
анием скважины большой протяженности.
Ребрение алюминиевых бурильных труб способствует эффективности их
использования для очистки ствола скважины.
Опыт бурения колтюбингом показывает, что для обеспечения подъема
песка в вертикальной скважине скорость восх
одящего потока жидкости должна
превышать установившуюся скорость оседания в 1,5
2 раза, а в горизонтальных
участках
в 10 раз. Отсюда следует, что для качественной очистки ствола
скважины при горизонтальном бурении необходимы новые взгляды на
механику уда
ления шлама.
При бурении горизонтального участка скважины образуется шламовая
постель на нижней стенке скважины и ее удаление требует специальных
усилий. Так, фирма Шлюмберже рекомендует делать в процессе бурения
прокачку порции смывающей жидкости. Последн
яя должна обладать малой
вязкостью с целью создания турбулентного режима течения жидкости. Однако
мало применить невязкую смывающую жидкость. Вслед за порцией
смывающей жидкости рекомендуется немедленно закачивать порцию
высоковязкой или тяжелой, которая
вынесет более крупные обломки, поднятые
со стенки скважины турбулентным потоком смывающей жидкости. Объем
смывающей и тяжелой жидкости в сумме выбирается таким образом, чтобы не
прои
сходило изменение эквивалентной
плотности, характерной для
циркуляции буро
вого раствора. Предварительно рассчитывают влияние
статического давления смывающей жидкости, чтобы не допустить проявле
ний,
а также рассчитывают объем
утяжеленной жидкости, не допускающий
гидроразрыв и поглощение. Расчетные объемы должны обеспечить малую
изменчивость основного бурового раствора.
Превышение относительной плотности тяжелой жидкости на 0,24
относительной плотности бурового раствора улучшае
т очистку ствола
скважины от шлама, н
о мало воздействует на удаление
шламовой постели, если
перед тяжелой жидкостью не прокачивали маловязкую жидкость с ее
турбулентным режимом течения.
Продолжительность промывки перед под
ъемом бурильной
колонны
зависит
диаметра скважины и определятся расчетом. В процессе промывки в
конце рейса фирма рекомендует вращать бурильную
колонну с частотой 60
об/мин.
Для улучшения выноса шлама в процессе бурения увеличивают
динамическое напряжение сдвига раствора при соответствующей вязкости.
Увеличение отношения

приводит к улучшению выноса шлама при бурении
вертикальных участков скважины.
Критерий
для вязко
ластичных жидкостей записывается в
следующем виде

6
1
1
0
vd

(1)
где ρ
плотность потока,
скорость движения,
эквивалентный
диаметр потока, η
вязкость, которая меняется в зависимости от
скорости
сдвига.
Величина τ
определяет удерживающую способность бурового раствора
при отсутствии его циркуляции.
При бурении наклонных и горизонтальных участков, как показывает
практика, требуется б
льшая скорость
потока для выноса шламовых частиц.
Увеличение же отношения

не дает существенного улучшения выноса
шлама.
Ствол скважины лучше очищается
при турбулентном течении.
При транспортировании частиц шлама их выпадение происходит в
зависимости от параметра, р
авного
произведению
значения плотности частицы
на ее диаметр(ρ
Существуют и другие характеристики, учитывающие силу тяжести
транспортируемой потоком частицы. Например, мера крупности или
инерционности частиц, характеризуемая их числом Стокса в осредненн
ом
движении:
Stk
v
d
r
(2)
где η
динамическая вязкость жидкости; ρ
плотность цастицы шлама;
скорость жидкости;
диаметр частицы;
характеристическая длина;
характеристический размер препятствия; λ
инерци
онный пробег частицы
взвеси. Число Стокса позволяет предсказать поведение частицы взвеси, когда
жидкость огибает препятствие. Если
Stk
>>1, то частицы взвеси будут двигаться
прямо, наталкиваясь на препятствие, а если
Stk
<<1, то частицы будут огибать
его вме
сте с жидкостью.
Для описания движения частицы относительно жидкости используется
число Рейнольдса:
R
(3)
где
скорость частицы,
ее характерный размер. По значению этого
числа определяют характер движения потока относительно частицы
(ламинарный или турбулентный).
При ламинарном характере сила сопротивления обтеканию сферической
частицы будет иметь вид (формула Стокса):
(4)
Если поток турбулентный, то сила сопротивления будет пропорциональна
квадрату скорости(
В вычислениях транспортирования твердых частиц выдвигаются
определенные требования:
пренебрежимо малое включение объемной доли шлама, так
как в
противном случае становится необходимым дополнительно определять влияние
этой доли на характеристики потока;
равномерное распределение частиц шлама по пространству потока;
межфазный обмен импульсом описывается силой Стокса.
Производственный опыт
бурения горизонтальных скважин диаметром
216 мм определяет достаточность расхода
20…30 л/с для выноса шлама.
Отсюда первое требование будет выполняться даже при скорости бурения,
равной 40 м/ч. Объемная концентрация частиц при этом составит φ 0,013
, что
можно считать достаточно малой объемной долей. Кроме объемной доли
существуют и другие характеристики потока с частицами:
отношение плотностей материалов фаз ε ρ
массовая концентрация частиц α φ/ε;
скорость несущей фазы
В зависимо
сти от пластической вязкости потока и концентрации твердой
фазы движение жидкости испытывает сопротивление. На рис. приведена
зависимость коэффициента сопротивления трения λ от
. Из этого графика
следует, что при движении не броуновских
частиц (бурового шлама) наблюдается два режима течения
структурный
(сдвиговой)
и турбулентный. Граница перехода составляет интервал по числу
, равный 200
0…5000.
Поведение транспортируемой частицы в разных потоках разная.
В межфазном обмене импульсом учитываются сила гидродинамического
сопротивления, подъемная сила, сила Архимеда, сила присоединенных масс
Так как отношение плотностей
фаз меньше единицы,
силой присоединенных
масс можно пренебречь.
Для упрощенной модели сферы, движущейся поперек ламинарного
потока с установившейся постоянной скоростью, уравнение зависимости между
сопротивлением среды и скоростью частицы очень сложно.
При ламинарном режиме
течения бурового раствора должны проявляться
эффекты Магнуса и Сафмена, изучаемые, например, при оптимизации
сепарационных устройств. Однако
подъемная сила
этих эффектов, мало
сравнима с силой осаждения.
Приближение диаметра бурильных труб к диаметру сква
жины
способствует возникновению турбулентности, а, следовательно, и увеличению
гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве.
Для снижения гидродинамического давления на забой в буровой раствор
добавляют малые количества длинноцепочечных высокомоле
кулярных веществ
с целью проявления эффекта Томса, который возникает при числах Рейнольдса
Re порядка 2
4*10
, т.е. уже в пограничной области при переходе от
ламинарного режима течения потока к турбулентному.
Все исследователи отмечают, что при увеличении
числа Рейнольдса
происходит увеличение эффективности полимерной добавки в снижении
гидравлического сопротивле
ния потока [2], но до определённого предела Re,
который связан с деструкцией молекул при развитой турбулентности. Поэтому
нецелесообразно применят
ь по
лимеры в замкнутых циркуляционных системах
с высокими числами Рейнольдса (Re>10
) [3].
Рост эффективности полимерной присадки проис
ходит до достижения
некоторой концентрации, после чего начинается плавное снижение величины
эффекта Томса из
за увеличи
вающейся динамической вязкости раствора.
Помимо указанных параметров эффект Томса зависит от химической
природы по
лимера, полидисперсности (со)полимеров по молекулярной массе и
Рис.1
Соотношение между коэффициентом лобового сопротивления и
числом Рейнольдса для сферических частиц
по составу, от рН, ионной силы среды и содержания в ней активных
компонентов
(полимеров, ПАВ, электро
литов и др.), от температуры и
геометрии потока [2, 3].
Таким образом, при рассмотрении механизмов удаления продуктов
разрушения, особенно при бурении горизонтальных скважин, следует изучить
влияние эффектов ламинарности и турбуле
нтности течения бурового раствора
и связанных с ними профилей концентрации частиц в кольцевом пространстве.
Требует изучения также вопрос влияния подъемной силы на распределение
концентрации дисперсной фазы в пограничных слоях.
Литература.
1. Ламбин А.И
., Плехов И. С. Влияние плотности бурильных труб на
эффективность процессов бурения. « Проблемы освоения минеральной базы
Восточной Сибири» Вып. 13, ИрГТУ, 2013
с. 140
145
2.
.//
Drag
Reduct
3rd Int. Conf. Bristol, 2
5 July 1984. Bristol
, 1984.
2/6.
3. Николаев А.Ф., Охрименко Г.И. Водорастворимые полимеры. Л.:
Химия, 1979. 144 с.
4. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промы
вочные и тампонажные растворы: Учеб. Пособие для вузов.
М. : Недра, 1999.
424 с.
УДК 622.248.
ЭФФЕКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО ЛИКВИДАσИИ ПОГЛОЩЕНИЙ Б
РОВОГО РАСТВОРА
Санхядов Д.О.(НДб
1), доцент Зайцев В.И.(ИрГТУ)
Поглощение бурового раствора при бурении скважин является в насто
я−
щее время наиболее дорогостоящей проблемой, т.к. оно приводит к потерям
омывочной жидкости. Кроме того, колоссальны временные и финансовые
затраты на ра
боты по ликвидации поглощений.
В связи с этим актуальной остается разработка способа ликвидации п
глощения бурового раствора, позволяющего добиться эффекта без смены ко
понов
ки, без большого количества материалов и в сжатые сроки. Традицио
ные методы с использованием различных кольматанnов
наполнителей и уст
а−
новка цементных мостов не всегда эффективны. Низкая эффективность кольм
тантов связана с рядом причин: 1) Возможно вымыв
ание кольматантов из зоны
поглощения при циркуляции бурового раствора и СПО; 2) Не всегда удается
правильно подобрать размер и геометрию кольматантов для конкретного сл
чая; 3) Не все компоновки бурового инструмента позволяют работать с любым
размером коль
матанта. При установке цементных мостов так
же есть огран
чения: 1) Необходимо привлекать оборудование для цементирования; 2) σ
е−
ментное загрязнение отрицатель
но влияет на буровой раствор; 3) Из
за бол
ших различий в плотности цементного и бурового раств
оров про
исходит о
слаивание цементного раствора в зоне поглощения. В настоящее время комп
а−
нией «Сер
вис Буровых Растворов» разрабатываются и внедряются технол
гии, помогающие эффективно решать проблему поглощения, дополняя и зам
няя традиционные кольмат
анты и цемент. Наши технологические подходы л
шены вышеперечисленных недостатков, что позволяет им показывать высокую
эффективность там, где традиционные методы недостаточно эффективны.
Наиболее перспективным подходом в борьбе с поглощениями мы считаем
исп
ользование сшивающихся в проницаемом пласте гидрогелей. В данном сл
чае потребность реагента для приготовления тампонирующей смеси составляет
от 10 до 50 кг/м3, что позволяет существенно экономить на транспортных ра
ходах.
Это особенно актуально при работе
в труднодоступных регионах. Пол
ченный гель непроницаем для бурового раствора и воды, обладает хорошей а
д−
гезией к породе. Скорость полимеризации определяется типом полимеров, к
личеством и составом сшивающего реагента и подбирается индивидуально, и
ходя и
з значений пластовой темпера
туры и времени проведения скважинных
операций по ликвидации поглощения. Можно сочетать данный состав с ра
личными наполнителями и типами буровых растворов.
Разные варианты сшивки полимеров для получения гелей в нефтяной о
расл
и используют при проведении гидроразрыва пласта, для повышения нефт
отдачи и в других сферах.
Однако для ликвидации поглощения бурового раствора необходимо п
лучить упругий прочный гель, совместимый со всеми типами бурового раств
ра. При этом время
сшивки геля должно быть хорошо прогнозируемо. Это п
требовало разработки специального полимерного состава и различных вариа
тов сшивающих систем. Природа сшиваемого полимера и характер сшивки ра
личны в зависимости от пластовой температуры, минерализации и
необходим
го времени сшивки. На
ми разработаны две основные модификации поли
мерного сшиваемого состава
ПСС и ПСС
КР (кислоторастворимый). В состав
ПСС входит несколько типов синтетических и природных полимеров в раз
личном соотношении. Подбор состав
а полимеров и сшивателей осуществлялся
исходя из свойств полученного геля: прочности, эластичности, химической
устойчивости, склонности к синерезису. Для контролируемой сшивки пол
мерной составляющей был разработан комплексный сшиватель, позволяющий
регули
ровать время гелеобразования в широких временных рамках.
Технологические решения с использованием ПСС были успешно опроб
ваны нашей компанией на месторождениях Самарской и Оренбургской обл
а−
стей. На данных месторождениях часто встречаются поглощения высокой
тенсивности, обусловленные проницаемостью карбонатных трещиновато
ристых коллекторов, а также наличием геотектонических трещин и карстовых
полостей. Ликвидировать такие поглощения в большинстве случаев удается
установкой нескольких тампонирующих пач
ек с кольматантами. Тем не менее,
в некоторых случаях такой подход не помогает. Не дает должного эффекта и
установка цементных мостов. Именно на таких скважинах была опробована
технология ПСС. Результаты приведены в табл. 1. Из результатов, приведенных
в т
абл. 1, можно сделать вывод, что в большинстве случаев ПСС дает полож
тельный результат. Случай полного отсутствия эффекта, возможно, связан с
технологической ошиб
кой при установке. Нужно иметь в виду, что все
осложнения, указанные в табл. 1, не удалось
ликвидировать с использованием
обычных кольматантов и установкой цементных мостов. ПСС использовался на
этих скважинах как последнее средство.
В процессе разработки технологии был оптимизирован ряд технологич
е−
ских параметров установки тампонирующей
пачки: объем закачки, способ и
скорость закачки, сочетание с наполнителями, последовательность ввода ре
а−
гентов и т. д. Данная оптимизация позволила снизить временные затраты на
установку ПСС и повысить процент успешных операций. В настоящее время
имеется п
рактический опыт использования данной технологии в диапазоне
температур от 35 до 65°С. Лабораторные тесты показывают возможность уст
а−
новки ПСС в диапазоне от 20 до 95°С.
Другой перспективной, на наш взгляд, технологией ликвидации поглощ
е−
ний с использование
м сшитых гелей является использование предварительно
сшитого водонабухающего полиакриламида
Seurvey
Технология с использованием водонабухающих наполнителей
Seurvey
наиболее применима в трещиноватых коллекторах (карбонатных) или терр
генных коллекто
рах с катастрофическим поглощением (от 2 м3/ час при цирк
ляции жидкости до условия без выхода циркуляции). Реагент
Seurvey
смеш
вается с углеводородной жидкостью и закачивается в поглощающий горизонт.
При попадании данного тампонирующего состава в прони
цаемую часть пласта
происходит замещение углеводородной основы буровым раствором на водной
основе или водой, далее
быстрое набухание полимерных частиц. Распира
щее давление прочно удерживает гелевые фрагменты в каналах поглощающей
зоны. Однако данный под
ход имеет ограничения, связанные с особенностями
химического строения полиакриламида. Гидратации геля мешает высокое с
держание ионов кальция и магния, низкое значение рН и высокая концентрация
солей. Таким образом, «гелевые» технологии являются перспектив
ными, пот
му что: 1) Высок процент успешных операций; 2) Являются универсальным
решением для борьбы с поглощениями для основных геологических условий; 3)
Для приготовления тампонирующего состава не
обходимо небольшое колич
ство вещества, что особенно акт
уально для применения в труднодоступных р
е−
гионах; 4) Проведение работ возможно без привлечения дополнительного пе
сонала и техники: 5) Низок риск получения схватывания состава в инструменте;
6) Состав имеет хорошую прокачиваемость до начала сшивки или набу
хания,
что позволяет доставить его глубоко в поглощающий пласт; 7) Уменьшаются
сроки решения проблемы поглощений.
УДК 622.248.
ЗАРЕЗКА БОКОВЫХ СТВОЛОВ
Лагутин А.Л(НДб11
1), доц. Зайцев В.И(ИрГТУ).
Ремонт нефтяных скважин методом зарезки бокового
ствола известен
давно.
1. Восстановление аварийных скважин, для которых применение обы
ных приемов капитального ремонта не дало положительных результатов
2. Вовлечение в разработку новых запасов углеводородного сырья.
3. Доразведка нефтегазовых месторожде
ний.
4. Увеличение дебитов действующих скважин.
В конечном счете, этот метод должен применяться для повышения эк
номической эффективности разработки месторождения в целом.
Около 20 % скважин, находящихся в капитальном ремонте, невозможно
восстановить тради
ционными методами. Обычно это бывает при попадании в
зону перфорации посторонних предметов и невозможности их извлечения, ц
ментировании в зоне перфорации насосно
компрессорных труб из
за ошибок
при проведении ремонтно
изоляционных работ, перетоков воды в
продукти
ный пласт и невозможности их ликвидации.
После 15
20 лет эксплуатации скважина вырабатывает запасы в зоне св
его питания, создается «воронка депрессии», к зоне перфорации скважины по
тягивается вода, продукция обводняется (иногда до 98 %). Из
за
подобных о
рицательных эффектов процент извлечения нефти из продуктивно
го пласта к
леблется от 25 до 30 %. В этом случае необходимо или перейти на выше
лежащий горизонт, или пробурить боковой ствол в район, не охваченный ра
работкой. Кроме того, из
за мно
гочисленных наршений правил эксплуатации
недр или недостаточных знаний геологического строения нефтяной залежи
остаются «целики» нефти, окруженные водой, которые невозможно извлечь
традиционными методами, но можно добыть из бокового ствола.
Часто метод зар
езки бокового ствола позволяет решить сразу несколько
вышеперечисленных задач.
Технология строительства бокового ствола.
Строительство бокового ствола начинается с подготовки рабочей пл
щадки для расстановки мобильной буровой установки (МБУ). Если работам
мешают станки
качалки или кабельная эстакада, то их демонтируют. Приме
ное расположение МБУ и основных коммуникаций приведено на рис 1
Конкретная расстановка зависит от расположения на территории куст
вой площадки оборудования по добыче нефти, ЛЭП и других
коммуникаций.
Основные требования, предъявляемые к комплекту бурового оборудования:
грузоподъемность подъемника не менее 100 т; высота мачты 34 м; насос прои
водительностью не менее 16 л/с при давлении 10,0
12,0 МПа;
система очистки не менее трех ступен
ей, позволяющая удалять частицы выб
ренной породы диаметром до 20 мкм; блок хранения бурового раствора емк
стью не менее 40 м3; дегазатор; комплект противовыбросового оборудования,
позволяющий герметизировать устье скважины как на любом из элементов б
риль
ной и обсадной колонн, так и при отсутствии в скважине этих элементов.
Подготовительные работы включают в себя глушение скважины солевым
раствором необходимой плотности, подъем подземного оборудования, установ
ку в зоне перфорации ликвидационного цементног
о моста. Далее происходит
опрессовка эксплуатационной колонны, ее скреперование и шаблонировка с це
лью проверки прохождения вырезающих устройств и компоновок для бурения.
В случае если скважина негерметична или имеет место смятие колонны, лу
шим вариантом
является переход на другую скважину. Если все вышеуказа
ные работы проведены успешно, необходимо уточнить пространственное ра
с−
положение ствола скважины и качество цементной крепи за эксплуатационной
колонной. Для этого производят запись гироскопического и
нклинометра и ц
ментометрию.
Вырезание «окна» в обсадной колонне.
Следующим этапом работ по строи
тельству бокового ствола является в
резание «окна» в обсадной колонне. Вырезать окно можно с помощью униве
сального вырезающего устройства или с помощью
специального клина «У
псток».
В первом случае специальными резца
ми снимают целую секцию обса
ной ко
лонны длиной от 6 до 12 метров, во втором случае вырезается сегмент
длиной 6
8 метров. Рассмотрим оба этих способа.
Универсальное вырезающее устройство(УВУ
УВУ представляет собой единую цельную конструкцию, в которую, в з
а−
висимости от диаметра вырезаемой части обсадной колонны, вставляются
сменные детали
резцы, ограничители и направляющие.
После проведения подготовительных работ приступают к вырезанию
«ок
на» в следующей последовательности.
Установить взрывпакер в районе муфты обсадной трубы на 30
м ниже интервала вырезки.
Провести ревизию на поверхности УВУ.
Спустить УВУ на бурильном инс
трументе с прочностью стали не
ниже «К» до встречи со
взрывпакером. Вести точ
ный замер длины.
Поднять УВУ на три трубы (по дан
ным MJIM) от взрывпакера так,
чтобы начало вырезки приходилось на 5
10 см ниже муфты обсадной трубы.
Начать вращение инструмента со скоростью 60
80 оборотов в м
нуту.
ключить бурово
й насос, постепен
но увеличивая циркуляцию до 8
12 л/с.
рорезать кольцо в эксплуатацион
ной колонне.
С н
агрузкой 1
2 т вырезать 3
5 мет
ров обсадной трубы.
Выключить циркуляцию, произвес
ти контрольный подъем вырез
ющего устройства.
На поверхности произвести
осмотр и,
при
необходимости, ревизию
вырезаю
щего устройства.
Спустить УВУ в интервал вырезки, закончить работы.
После подъема УВУ произвести контрольную запись MJIM, с ц
лью под
тверждения интервала вырезки и длины «окна».
Установить технологический це
мен
тный мост в интервале взрывп
а−
кер
верхняя граница окна.
Оставить скважину на ожидание затвердевания цемента (ОЗσ).
Опрессовать скважину.
Вырезать “окно” можно при помощи клина
отклонителя КОП
115.
Особенностью конструкции КОП
115 С является то, что при ус
тановке на
забой клин «ломается», обеспечивая надежный поджим верхней и нижней ч
стей желоба к противополож
ным стенкам обсадной колонны.
Клин
отклонитель КОП
115 С состоит из двух частей: желоба длиной
2300 мм и расклинивающего узла данной 1900 мм. Сборка
этих частей прои
водится на буровой путем свинчивания и совмещения рисок с последующей
обваркой по окружности для придания необходимой жесткости. КОП
115 С
имеет угол наклона отклоняющей плоскости 20
30’. К верхней части клина
крепится с помощью болта стартовый фрез, который, в свою очередь, крепится
к бурильному инструменту с помощью резьбы З
76.
После проведения подготовительных работ приступают к вырезанию
«окна» в следующей последовательности.
Установить взрывпакер в середине обсадной трубы.
Спустить клин вместе со стартовым фрезом до взрывпакера.
При нагрузке инструмента 2
3 т срезать шпильки, удерживающие
сухарь, за
тем при дальнейшем движении клина вниз происходит выдвижение
сухаря в сторону
и внедрение его в стенки обсадной ко
лонны для удержания
клина
отклонителя от проворота.
Разгрузив инструмент на 7
10 т (в зависимости применяемой
шпильки), отсоединить стартовый фрез от верхней части клина.
Вращением инструмента со скоро
стью 60
80 об/мин
при осевой
нагрузке 3
5 т и производительности насоса 10
12 л/с произвести прорезание
колонны стартовым фрезом.
Поднять стартовый фрез на поверхность.
Спустить в скважину торцовый фрез с конусным фрезрайбером.
При осевой нагрузке 5
6 т, подаче насоса 10
12 л/с и 60
80 об/мин
ротора вырезать «окно» в обсадной колонне, углубившись на 3
5 м.
Поднять компоновку на поверхность.
Спустить в скважину метало
шламоуловитель.
Обратной промывкой с произво
дительностью 12
15 л/с очистить
забой от металлических остатко
Перевести скважину на буровой раствор.
Бурение бокового ствола.
После выхода из «окна» эксплуатационной колонны на 25
30 м отклон
я−
ющую компоновку извлекают из скважины и производят очистку забоя от к
сочков металла с помощью металло
шламоуловителя или м
агнитного фреза.
Ствол скважины переводят с солевого раствора на буровой раствор необход
мых параметров.
Дальнейшее углубление скважины производят или отклоняющей, или
стабилизирующей компоновками, в зависимости от заданных параметров тр
а−
ектории скважины.
Для работ по бурению бокового ствола используют винтовые забойные
двигатели Д
105, ДГ
105, Д
106, Д
127 и их модификации, маслонаполненные
долота диа
метром 124 мм
СЗσАУ R
204; а также долота диаметром 144 мм
СЗσАУ R
203 или аналогичные импортного прои
зводства. Для контроля пар
метров кривизны используют кабельную телесистему СТТ
108 или аналоги
ную импортную.
Особенностью бурения бокового ствола являе
тся низкая (по сравнению с
обыч
ным бурением) механическая скорость (2
5 м/ч) и небольшие проходки
на д
олото (50
80 м), поэтому средняя рейсовая скорость колеблется от 15 до 25
м/сут, что необходимо помнить при составлении сметных расчетов и графиков
бурения. Однако даже при такой низкой рейсовой скорости строительство б
кового ствола идет быстро, так как е
го длина составляет обычно 200
800 м.
В качестве бурильного инструмента можно использовать СБТ
89х8 марки
«Е» для работ из эксплуатационных колонн диаметром 168 мм и СБТ
89х8 ма
ки «Е» с замком диаметром 105 мм для работ из эксплуатационных колонн
диаметро
м 146 мм.
После бурения до проектной глубины производят геофизические работы.
Крепление бокового ствола.
Диаметр обсадных труб, используемых для спуска и цементирования хв
стовика, зависит от диаметра первоначальной обсадной колонны. В случае если
это эксп
луатационная колонна диаметром 168 мм, то лучше всего спускать 114
мм хвостовик, если же это колонна диаметром 146 мм, то нужно спускать хв
стовик диаметром102 мм с уменьшенной муфтой диаметром 110 мм.
Длина хвостовика зависит от длины бокового ствола, но
есть правило:
для обеспечения герметичности межколонного пространства необходимо пере
крывать хвостовиком эксплуатационную колонну не менее чем на 100 м.
Оснастка хвостовика включает в себя башмак, обратный клапан, центр
рующие фонари и разъединяющий узел.
Хвостовик может крепиться как с оп
рой на забой (в этом случае в качестве разъединителя можно использовать
обычный право
левый переводник), так и с подвеской в эксплуатационной к
лонне (в данном случае используют специальные клиновые комплекты). Для
приме
ра на рис. 2 и изображен такой комплект. Рассмотрим принцип его раб
ты. После сборки хвостовика, согласно утвержденной схеме по плану работ, и
спуска его в скважину приступают к сборке и спуску установочного инстр
мента.
Запрещается посадка клиньев на ада
птер, воронку адаптера и клиновую
подвеску. Произвести наворот установочного инструмента на хвостовик с с
блюдением мер предосторожности, пропустить
уста
новочный инструмент ч
е−
рез превентор и приступить к спуску собранного оборудо
вания в скважину на
бурильных трубах. При спу
ске хвостовика заполнить буриль
ные трубы раств
ром через 3
5 свечей. Запрещается вращать бурильные трубы вправо или влево.
При достижении башмаком хвостовика «окна» в обсадной колонне необходимо
произвести промежуточную промывку (Р
= 4,0
5,0 МПа), а после спуска хв
стовика на забой скважины
круговую промывку. Хвостовик может быть по
вешен на клиновой подвеске в эксплуатационную колонну.
Затем приподнять бурильную колонну на 0,9
1,5 м, произвести затвор
ние и закачку расчетного
количества цементного раствора.
УДК 622.248.
СТРОИТЕЛЬСТВО МНОГОСТВОЛЬНЫХ СКВАЖИН С ГОРИЗО
ТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ
Зубков Н.И. (НДб
1), доцент Зайцев В.И.(ИрГТУ)
Перспективным направлением увеличения извлекаемости запасов мест
рождений является строительство многоствольных скважин с горизонтальным
окончанием из старого, уже существующего фонда скважин. Такая технология
позволяет в большей степени охватить разрабаты
ваемые объекты при одновр
е−
менном снижении затрат, поскольку позволяет использовать ранее пробуре
ные скважины, имеющуюся инфраструктуру разработки месторождения, сн
зить объемы буровых работ и количество отходов бурения.
Когда бурение боковых стволов при
знано оптимальным техническим
решением, встает вопрос, какую бурильную колонну следует использовать
из
обычных или гибких труб. На морских добычных платформах, где нет бурового
станка, бурение на продуктивный пласт экономически эффективнее проводить
с по
мощью гибких труб, причем на депрессии, что способствует лучшему с
хранению коллекторских свойств продуктивных пластов и увеличению мех
нической скорости бурения.
На суше большинство боковых стволов из старых скважин бурят с дли
ным (более 150 м) или средн
им (60
150 м) радиусами кривизны, используя
обычные бурильные трубы. По отчетам нефтяных и сервисных компаний,
наметилась тенденция увеличения количества боковых стволов с малым ради
сом кривизны (12
30 м), особенно эффективных в устойчивых породах, не
требующих спуска и крепления обсадных труб и дополнительного внутрискв
жинного оборудования для заканчивания. Технические средства бурения по к
роткому радиусу требуют меньшей протяженности искривленной части ствола
скважины, как при работе с обычными, та
к и гибкими трубами. Это позволяет
забуриваться ниже внутрискважинного оборудования или размещать как кр
волинейный, так и горизонтальный участки ответвления в продуктивном пл
а−
сте, чтобы избежать проблем, связанных с вышележащими породами.
Растет популярно
сть многоствольных скважин, когда из основного ствола
скважины бурят несколько новых наклонных или горизонтальных боковых
стволов. Эта технология позволяет уменьшить число скважин на месторожд
нии и сделать экономически эффективной разработку мелких местор
ождений.
Уменьшение числа скважин значительно снижает затраты на оборудование
устьев, особенно при заканчивании морских скважин. С точки зрения геоме
рии, многоствольная скважина может просто иметь два противоположно
направленных ответвления в одном продук
тивном пласте
для улучшения
условий вскрытия или ответвления имеют форму кисти, что позволяет вскрыть
несколько пластов, расположенных на разных уровнях многопластового мест
рождения. Многоствольная конфигурация может применяться в одном пласте,
чтобы ув
еличить площадь дренажа несколькими параллельными или расход
я−
щимися веерообразно боковыми стволами.
Так на Шагиртско
Гожанском месторождении была построена мног
ствольная скважина.
Реконструкция скважины заключалась в бурении из ранее пробуренного
ствола
с эксплуатационной колонной 168 мм двух боковых наклонно
направленных стволов, с ликвидацией нижней перфорированной части старого
ствола. На сегодня добыча ведется с использованием технологии одновреме
раздельной эксплуатации (рис.1).
Результаты строите
льства данной скваж
ны позволили более подробно изучить проблемы месторождения и разработа
ных технологий с применением импортного оборудования при строительстве
многоствольных скважин. Данный опыт лег в основу технологии строительства
многоствольных скваж
ин на нефтяном месторождении им. Архангельского,
находящегося на территории верхнекамского калийного месторождения. На
данном месторождении изначально эксплуатировалось 5 скважин с дебитом
более 40 тонн нефти в сутки, но бурение новых скважин недопустимо.
Поэтому
основным требованием к технологии реконструкции скважин, даже на стадии
испытания, было обеспечение максимальной надежности и минимальных з
грязнений разреза и территории. С учетом геолого
технических условий и на
основании возможных вариантов стро
ительства по уровням сложности имелись
геологические риски и технико
технологические ограничения.
Технико
технологические ограничения при бурении:
ограниченность размерного ряда по диаметру обсадных колонн 146 или
168 мм;
высокий риск образования заколонных перетоков по причине отсу
ствия гидравлической изоляции стыка хвостовика и эксплуатационной коло
Рис. 1. Многоствольная скважина, построенная на Шагиртско
Гожанском месторождении в
Пермском крае
Опираясь на резул
ьтаты промысловых испытаний, а также анализа нау
технических источников и учитывая горно
геологические условия мест
рождений Пермского края, специалисты сделали следующие выводы:
заканчивание дополнительных стволов следует вести по 4
му уровню
сложност
и (классификация по уровням сложности TAML
TecηnoλogyAdvancemenτfoρMuλτiλaτeρaλ), так как дополнительные стволы в бол
шинстве случаев будут вскрывать несколько проницаемых пластов как нефте
так и водонасыщенных, с различными градиентами давлений;
при эксплуатации скважины необходимо обеспечить гарантированное
попадание в каждый ствол (системы с направляющими элементами);
в настоящее время отсутствует отечественное оборудование, позволя
щее строить многоствольные скважины 4
го уровня сложности, п
рименяемое в
промышленных масштабах.
Результаты испытания технологии показали положительные и отриц
а−
тельные моменты.
Положительные:
технология показала 100%
ную результативность в достижении поста
ленной задачи, технологичность в сложных геолого
техниче
ских условиях;
технология позволяет заканчивать скважины наклонно
направленными
и горизонтальными боковыми стволами со спуском в продуктивную часть ц
ментируемого хвостовика, нецементируемого хвостовика
фильтра, или оста
лять продуктивный пласт открытым;
технологическая оснастка хвостовика и технология цементирования
позволяют дополнительно герметизировать затрубное пространство заколо
нымипакерами;
возможна одновременная эксплуатация нескольких продуктивных об
ектов с различными характеристиками.
недостаткам данной технологии относятся относительно высокая сто
мость, прежде всего, за счет использования импортного оборудования; при эк
тренной необходимости поставки нового оборудования по различным прич
нам
при браке, порче и т.д. возможна остановк
а буровых работ на скважине
до 9 месяцев. Поэтому сегодня технология многоствольного бурения находит
свое применение в исключительных случаях, когда иного способа привлечения
к разработке извлекаемых запасов нет.
Технология не позволяет повторно устанавлив
ать клин
отклонитель на
прежнее место при необходимости проведения дополнительных работ по пр
работке осложнившегося ствола или других необходимых работ. Из
за жестк
сти системы подвески невозможно максимально близко к «окну» расположить
заколонныйпакер, ч
то существенно повышает риски поступления воды в скв
а−
жину через стык хвостовика с эксплуатационной колонной.
Форма вырезанного «окна» в эксплуатационной колонне существенно
влияет на правильность расположения подвески хвостовика в ней, что крайне
негативно
сказывается на прохождении компоновок в нижнюю часть эксплу
а−
тационной колонны.
Другой успешный пример
строительство «Роснефтью» многозабойной
скважины (МЗС) на Среднемакарихинском месторождении, из основного ств
ла, с бурением и заканчиванием 2
х дополн
ительных боковых стволов по вт
рому уровню сложности, с возможностью одновременной добычи нефти из
трех эксплуатационных участков через один материнский ствол скважины (рис.
2).
Таким образом, по нашему мнению, есть значительные перспективы ра
вития строит
ельства многоствольных скважин как одного из актуальных
направлений увеличения извлечения нефти из пластов без увеличения колич
ства объектов капитального строительства. Но для их достижения научно
производственному сообществу необходимо:
Совершенствоват
ь технологии строительства многоствольных скважин,
позволяющих экономически выгодно выполнять работы не только на мест
рождениях с высокодебитными скважинами, но и находящихся в поздней ст
а−
дии разработки.
Разрабатывать технику и технологии с
использованием оборудования
отечественного производства, что должно существенно сократить затраты и о
крыть путь к широкому применению технологии во всех регионах России как
на суше, так и на шельфе.
Рис. 2. Строительство МЗС №715 Среднемакарихинского
месторождения
Литература
1. Мавлютов М.Р., Алексеев Л.А., Вдовин К.И. и др. Технология бурения
глубоких скважин / Учебное пособие для вузов. М.: Издательский центр «Ак
демия», 2003.
2. Бакиров Д.Л., Подкуйко П.П., Бабушкин Э.В., Фаттахов М.М. Обесп
е−
чение
безаварийной проводки горизонтальных боковых стволов в интервалах
залегания неустойчивых пород // Нефтяное хозяйство. 2011. № 8. С. 46
УДК
622.244.49
ПРИМЕНЕНИЕ БИОПОЛИМЕРНЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ
ЭФФЕКТИВНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ
ГОРИЗОНТОВ Г
РИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Заливин В.Г., Лисицин М.А. (ИрГТУ)
В настоящее время одним из перспективных методов интенсификации
добычи нефти и газа и полноты извлечения их из недр является использование
систем разработки месторождения горизонтальными скважинами (ГС). Особую
актуальность это приобретает для месторождени
й представленных маломо
ными (5
15 м) пластами с низкой и неравномерной проницаемостью [1.,
. 18].
Эффективность бурения ГС существенно зависит от показателей буровых
растворов, которые должны обеспечивать безаварийную проводку скважины в
горизонтальном
стволе.
Многие осложнения, возникающие при бурении скважин с горизонтал
ным окончанием, так или иначе, связаны с применяемым буровым раствором.
Следствием несоответствия технологических параметров бурового раствора с
условиям бурения ГС могут возникнуть
следующие проблемы:
плохая очистка и зашламование ствола скважины;
высокие сопротивления расхаживанию бурильной колонны и н
е−
возможность передачи необходимого веса колонны на долото;
нарушение устойчивости стенок скважины;
поглощение бурового раствора
продуктивной зоной, сопровожд
ющееся снижением производительности скважин.
Установлено, что для достижения улучшенных показателей бурения и
успешной проводки скважины особенно важно улучшение реологических и
структурных свойств растворов [2., с. 89].
наклонно
направленном ств
ле колонна лежит на нижней стенке
ств
ла. Глинистые породы гидратир
ются и теряют устойчивость, вращ
ясь, б
рильная колонна будет вне
ряться в ослабленную зону. Если з
а−
бойную комп
новку попытаться по
нять через образовавшийся жел
об, то
может произойти прихват (рис. 1).
При прочих равных условиях с
увеличением угла наклона ствола д
пустимый диапазон плотности прим
е−
Рис.
Осаждение частиц выбуренной п
роды в скважине с углом более 35
няемого бурового раствора сужается. Она должна быть достаточно высокой для
того, чтобы компенсировать пластовое давление и сохранять устойчивость ст
нок скважин
ы, и в то же время достаточно низкой для того, чтобы не произ
шло гидроразрыва пород.
С увеличением глубины и угла наклона скважины вероятность обвала
стенок скважины возрастает, а градиенты гидроразрыва пласта, как правило,
уменьшаются с увеличением угла
наклона.
Очистка скважины стоит на первом месте проблем, связанных с бурением
и заканчиванием горизонтальных скважин. Эффективная транспортировка
шлама и хорошая удерживающая способность раствора являются важными
факторами при бурении горизонтальных скваж
ин.
Выбор раствора определяет качество очистки ствола. Эффективность
очистки скважины зависит от профиля скважины и геометрии затрубного пр
странства. [1., с. 21].
Классификация углов наклона скважины по поведению шлама в затру
ном пространстве:
1) вертик
альный 0
2) низкий 10
30
3) средний 30
60
4) высокий 60
90
При угле наклона ствола менее 10
, частицы начинают оседать по напра
лению к забою под влиянием силы тяжести, образовывается шлам
овая подушка
(рис. 2).
В интервале 10
30
начинают
формироваться напластования шлама.
Шлам становится вязче и плотнее при
повышении угла, сохраняя, однако,
денцию к скольжению вниз к з
а−
бою. Эта тенденция уменьшается до
тех пор, пока наклон скважины
не д
стигает 60
, после чего силы трения
являются пр
чиной остановки осед
а−
ния шлама.
Наиболее опасным является и
тервал с углами наклона 45
(по
первой классификации) и с углами
наклона 30
60
(по второй класс
фикации).
Скорость течения раствора в затрубном пространстве рассматривается
как ключевой параметр очистки ствола. Увеличение скорости течения улучш
а−
ет транспортировку шлама, несмотря
на режим потока.
При очень высокой скорости (турбулентный поток) большинство твердых
частиц выносится потоком.
Рис.
Шламовая подушка, образованная в
процессе бурения
Высокое значение вязкости при низких скоростях сдвига (ВНС) обесп
е−
чивает прекрасную выносящую и удерживающую способность. Хорошая уде
живающая
способность позволяет предотвратить оседание шлама.
Когда выбирают раствор для вскрытия горизонтального интервала, важно
иметь ввиду весь цикл процесса бурения, заканчивания, интенсификации и эк
плуатации скважины. В настоящее время за рубежом для бурения
ГС все более
широко используются полимерные растворы на основе полисахаридов (биоп
лимеров, полианионной целлюлозы и производных крахмала) с высоким инг
бирующим действием, а также с кольматирующей водо
или кислотораств
римой твердой фазой.
Flo
Pro
промывочная жидкость для бурения ГС и скважин с большим
углом наклона ствола.
Основной компонент раствора
Flo
Vis. Это биополимерный реагент,
который формирует в растворе ячеистую структуру, обладающую свойствами
твердого тела в покое и при скоростях сд
вига, близких к нулю, и свойствами
жидкости при высоких скоростях сдвига. Поддержание ВНС на определенном
уровне (например выше 40000 мПас для горизонтальных стволов) гарантирует
требуемый критический уровень концентрации биополимера.
Контроль уровня водоо
тдачи обеспечивается при помощи:
повышенной вязкости фильтрата;
правильно подобранным размером и концентрацией твердой фазы
(карбоната кальция);
производной крахмала
реагентом Fλo
Trol.
Для контроля щелочности раствора могут быть использованы
каустич
е−
ская сода (NаОН), гидроксид калия (КОН).
Различные соли (NаСλ, КСλ, NaBρ) и их комбинации могут быть использ
ваны в составе раствора для обеспечения требуемой плотности, ингибирующей
способности и совместимости с пластовым флюидом.
Смазочные добавк
и, в общем случае, не требуются. Благодаря отсу
ствию твердой фазы и высокой концентрации полимеров, коэффициент трения
не превышает 0,2, в то время как для растворов на основе бентонита, он соста
ляет около 0,3.
Термическая деградация биополимера начинает
ся при температурах б
лее 95
С. При минимальной концентрации соли 3 %, этот предел увеличивае
ся до 140
С. Добавка ряда специальных реагентов (регуляторов рН, поглатит
лей кислорода, антиоксидантов и т.п.) позволяет повысить стойкость раствора
до 150
ANCO
2000
высокоингибированная система бурового раствора на о
с−
нове биополимера, полианионной целлюлозы и полиалкиленгликолей (ПАГ),
разработанная компанией ANCOR ∆ρiλλing Fλuids
A∆F (табл.1).
Система ANCO
2000 доказала свою эффективность при бурени
и гор
зонтальных скважин в сложных геологических условиях (аномально высокие
пластовые давления, наличие неустойчивых, подверженных гидратации глин
стых пород).
Контроль уровня водоотдачи обеспечивается полианионной целлюлозой
(Pacseaλ), а щелочности
бик
арбонатом натрия (NaHCO
Таблица 1
Состав и свойства рекомендуемых растворов для бурения горизонтал
ных скважин
Раствор Fλo
Pρo фирмы МI∆F
Раствор ANCO
2000 фирмы A∆F
С о с т а в
С в о й с т в а
С о с т а в
С в о й с т в а
Компоне

дер
а−
ние,
Показат
е−

Значе
ние
пока
зат
е−
лей
Компоне

Содера
ние, %
Пок
а−
зате

Значе
ние по
каз
а−
лей
1. Flo
Vis
(биопол
мер)
0,6
Плотность
г/см
1,08
1,2
.АNCOVIS
(биопол
мер)
0,4
0,5
Плот
ность,
г/см
1,85
1,87
2. Fio
Trol
(произво
крахмала)
1,4
Кажущаяя
кость,с/ква
рта
2.
PАСSEAL
(ПАσ)
0,8
1,2
щаяся
кость,с/

3. СаСО
10,0
Пластичес
кая вя
кость,
мПас
3.ANCOIN
(ЧГПАА)
0,3
а−
стич
е−
ская
кость,
мПас
4. KCl
Динамич
е−
ское
напряж
е−
ние сдв
га, дПа
150
230
4. АNCO
208 (ППГ)
Дин
а−
мич
е−
ское
напр
я−
жение
сдвига,
дПа
259
350
5.NaOH
(КОН)
рН
9,5
Прочность
геля
(СНС
щ/10
дПа
100/
110
115
5. КСλ
Про
ность
геля
(СНС
0/1
)дПа
120
134/
210
230
Основным компонентом раствора, как и в случае
Flo
Pρo, является би
полимерный реагент
ANCOVIS, придающий системе псевдопластичные и
структурные свойства, что препятствует быстрому осаждению частиц выбуре
ной породы в затрубном пространстве при остановке циркуляции и подъеме
бурильных труб.
Контроль
уровня водоотдачи обеспечивается полианионной целлюлозой
(Pacseaλ), а щелочности
бикарбонатом натрия (NaHCO
Помимо КСλ, для усиления ингибирующих свойств путем придания ра
с−
твору капсулирующего и гидрофобизирующего действия используются части
но гидрол
изованный полиакриламид (ЧГПАА) и полиалкиленгликоль. Терм
стойкость этой системы до 150
При этом главной задачей является создание растворов, не загрязняющих
продуктивные пласты и обеспечивающих эффективную очистку ствола скв
а−
жины на вертикальных и на
клонном участках большого диаметра, а также на
горизонтальном участке большой протяженности.
В результате этих работ были созданы и исследованы следующие сист
мы буровых растворов.
Требование к вскрытию продуктивного горизонта с каждым годом уж
е−
сточаются,
главная задача
сохранить эксплуатационные характеристики пл
ста, что в горизонтальных скважинах актуально, так как время контакта бур
вого раствора возрастает многократно. Буровые растворы на биополимерной
основе отвечают всем требованиям, предъявляемым
к бурению ГС. Дальнейшая
работа состоит в разработке новых биополемеров, которые по стоимости могли
бы конкурировать с аналогичными по свойствами буровыми растворами на у
леводородной основе.
Литература
Шенбергер В.М., Зозуля Г.П., Гейхман М.Г., Матиешин И
.С., К
стышев А.В.
Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных
и газовых скважинах: Учебное пособие.
Тюмень: ТюмГНГУ, 2006.
573 с.
Технологическое руководство по буровым растворам для бурения
горизонтальных скважин с большим углом отк
лонения Компании М
1 Дри
линг Флюидс.
Журнал «Нефтегазовое обозрение», статья «Новые подходы к стр
ительству многоствольных горизонтальных скважин», выпуск 3. 2003г.
УДК 622.248.33
НОВОЕ РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМЫ ГЕРМЕТИЧНОСТИ РЕЗЬБОВЫХ С
ЕДИНЕНИЙ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Лапшин А.Д(НДб
1), доцент Зайцев В.И(ИрГТУ)
Проблема герметичности и прочности резьбовых соединений труб нефт
я−
ного сортамента весьма актуальна, т.к. она неразрывно связана с безаварийн
стью проводки и крепления, долговечностью и безопасностью эксплуа
тации
нефтяных и газовых скважин.
Актуальностью проблемы следует объяснить то
внимание, которое ей постоянно оказывалось и оказывается в нефтепромысл
вой практике, на трубопрокатных заводах, а также отечественными и зарубе
ными исследователями.
Вопросы гер
метичности резьбовых соединений в о
новном решают в двух направлениях:
1.Герметизацией резьб путем применения различных герметизирующих
материалов;
2.Созданием резьбовых соединений «Премиум», которые имеют узлы
герметичности.
Над проблемой повышения тех
нико
экономической эффективности и с
вершенствования конструкций резьбовых соединений работают лучшие спец
алисты отрасли. Мировые трубные компании инвестируют значительные сре
д−
ства в улучшение и разработку новых конструкций резьб. Так что же такое
«гермет
ичность резьбовых соединений труб»? Герметичность резьбовых с
единений труб
это свойство соединений, обеспечивающее их непроница
мость при нагружении избыточным давлением жидкости или газа в течение
длительного времени.
В первую очередь на проницаемость
резьбовых соединений влияют ко
структивные особенности резьбы (рис. 1). Зазоры в резьбе, показанные на рис.
1, представляют собой винтовые каналы и носят название конструктивных. О
новное назначение конструктивных зазоров
обеспечение удовлетворительн
го
свинчивания резьбовых соединений. Кроме конструктивных зазоров любой
резьбе присущи также зазоры технологического характера, которые определ
я−
ются отклонением элементов профиля от теоретических (номинальных) разм
е−
ров. Конструктивные и технологические зазоры
в резьбе приводят к тому, что
контакт трубы с муфтой в резьбовых соединениях оказывается проницаемым, т.
е. соединение само по себе негерметично. Для снижения проницаемости ко
такта элементов резьбовых соединений в практике применяют различные з
а−
полнители
конструкционных и технологических зазоров
резьбовые смазки.
Резьбовые смазки кроме заполнения зазоров должны предупреждать задиры и
заедания резьбовых соединений труб, поэтому к ним предъявляются следу
щие требования:
Рис. 1. Конструкти
ные и техноло
гич
ские зазоры в резьбе
Баттресс и ОТТГ
(ОТТМ) (мм)
а) хорошая смазывающая (покрывающая) способность;
б) постоянство свойств смазки с течением времени и при изменении те
м−
пературы в определенных пределах;
в) определенная консистенция, чтобы давление
жидкости или газа не
смогли выдавить смазку из зазоров резьбы;
г) предупреждение заеданий при свинчивании резьбовых соединений;
д) защита от коррозии и т. д.
Экспериментальные данные и международная практика эксплуатации
труб показывают, что применение резьбовых смазок не всегда обеспечивает и
тем более гарантирует резьбовым соединениям требуемую герметичность.
Так, Стандарт API 5СТ, восьмое издание, 1 июля 20
05 г. гласит: «σель ручного
свинчивания муфт
облегчить снятие муфт для очистки и контроля резьбы и
нанесения свежей смазки перед эксплуатацией. Эта процедура обеспечивает
меньшую вероятность утечки, поскольку соединения с механическим свинч
ванием, хотя
и не имеют утечек в момент сборки, могут потерять гермети
ность после транспортировки, погрузки
разгрузки и при использовании». Зн
а−
чительное количество причин, таких как недостаточно качественное удаление с
резьбы консервационной смазки, излишнее или недос
таточное нанесение сма
ки на резьбовые поверхности, равно как неравномерное ее нанесение, грязная
резьба, недостаточная затяжка труб, чрезмерные усилия при свинчивании, н
совершенство резьб, неправильная технология спуска труб до забоя и т. д., м
гут приве
сти кразвит
ию
не герметичности
соединений.
Как говорилось, в подавляющем большинстве случаев пропуски жидк
сти или газа в резьбовых соединениях связаны с наличием конструктивных и
технологических зазоров, в которых смазки не удерживаются при нагружении
сое
динений избыточным давлением. Таким образом, чтобы смазка не выдавл
валась избыточным давлением из резьбы, она в идеале должна обладать двумя
главными свойствами:
а) максимальной подвижностью (низкой вязкостью) в момент свинчив
а−
ния резьбовых соединений, чт
о обеспечивает надежное заполнение смазкой
всех зазоров;
б) минимальной подвижностью (высокой вязкостью) при нагружении
резьбового соединения избыточным давлением.
Как видим, свойства смазки должны существенно меняться в период
нанесения ее на поверхность
резьбы и в период эксплуатации резьбового с
единения. Таким требованиям в большей степени удовлетворяли герметизир
ющие составы на полимеризующихся основах, например, разработанный со
местно ОАО «ТАГМЕТ» и ОАО «ВНИИгаз» состав УС
1. Основа уплотн
тельного
состава
эпоксидный компаунд К
153, отвердитель и антифрикцио
ные добавки. УС
1 показал себя в целом эффективно, хотя требовал особо кач
ственного обезжиривания резьбы перед нанесением. Аналогичная по составу
смазка КНИИНП
2 была разработана ОАО «ВНИИТнеф
ть». Но их применение
существенно ограничивалось и к настоящему времени сошло на нет из
за сущ
е−
ственных недостатков полимеризующихся уплотнительных смазок, основными
из которых являются их низкая технологичность, невозможность автоматиз
ции процесса нанесе
ния, недостаточные антизадирные свойства, токсичность,
невозможность использования при отрицательных температурах окружающей
среды и, самое главное, практически полная неразъемность резьбовых соедин
ний.
Это новейшая разработка ООО «Полимер Сервис» в обла
сти обеспечения
герметичности резьбовых соединений обсадных труб, внедренная в произво
д−
ство при активном участии и поддержке ЗАО «ТД «ТМК» и ОАО «ТАГМЕТ»
Технология «СМТ»
(ClearMakeUpTechnology
технология чистого свинчив
а−
ния.)
Основана на применении
самосмазывающего фтор
полимерного сухого
покрытия резьбы муфты «МАОК
ПЛАУН™» на заводе
изготовителе
труб(рис.2)
Рис. 2. Внешний вид
резьбы Баттресс
производства ОАО
«ТАГМЕТ» с фтор
полимерным с
а−
мосмазывающим
сухим покрытием
«МАОК
ПЛАУН™»
Данная тех
нология является уникальной для мировой нефтепромысловой
практики, т. к. сочетает в себе одновременное решение двух краеугольных з
дач: во
первых, однократное нанесение покрытия резьбы на заводе обеспечив
а−
ет «сухое» многократное свинчивание резьбовых соеди
нений без использов
ния каких
либо смазочных материалов в промысловых условиях; во
вторых,
гарантирует герметичность резьбовых соединений обсадных труб даже после
повторных свинчиваний.
Технология «СМТ» реально позволяет:
отказаться от применения консисте
нтных резьбоуплотнительных
смазок, применяемых для обеспечения антифрикционных и герметизирующих
функций в резьбах, содержащих в своем составе тяжелые металлы, минерал
ные смолы, жиры, ингибиторы, присадки и растворители;
исключить попадание избыточной сма
зки в колонну;
предотвратить дорогостоящую операцию по очистке ствола скв
а−
жины;
улучшить качество каротажных работ;
при необходимости исключить операции по опрессовке труб перед
спуском, т. к. поставщиком «СМТ» гарантируется герметичность резьбового
соедин
ения;
исключить операции последующего удаления с резьбы паром или
растворителями консервационных смазок,
исключить операции нанесения консистентных резьбоуплотнител
ных смазок, которые перед нанесением в зимнее время сами должны быть с
ответствующим образо
м разогреты;
сократить время спуска обсадных колонн до 15%;
существенно снизить человеческий фактор при обеспечении герм
е−
тичности крепи скважины;
снизить трудоемкость спуска обсадной колонны;
улучшить условия работы буровой бригады;
снизить риски
травматизма при производстве буровых работ.
Заводские испытания проходили в условиях заводов Группы ТМК. Сте
довые испытания проводились в условиях ЗАО «ВНИИТнефть», по результ
а−
там которых было получено заключение о высокой работоспособности и жив
чести фт
полимерного покрытия резьб «МАОК
ПЛАУН™», обеспечивающ
е−
го комплекс антизадирных и герметизирующих свойства. Причем было зафи
сировано постепенное падение момента крепления в процессе механического
свинчивания
развинчивания резьбовых соединений на протяж
ении многоци
ловых испытаний, что обусловлено эффектом приработки резьбовых поверхн
стей. Применение «СМТ» на основе покрытия резьбы муфт «МАОК
ПЛАУН™» в промысловых условиях на практике подтвердило возможность
достижения высоких экологических и экономичес
ких эффектов в строительстве
обсадных колонн нефтяных и газовых скважин.
Впервые в опытно
промышленных масштабах «Технология чистого
свинчивания» была применена в декабре 2010 г. на двух скважинах Пр
разломного месторождения ООО «РН
Юганскнефтегаз», в усл
овиях экстр
е−
мально низких температур окружающей среды, и получила высокую оценку
буровых подрядчиков.В настоящее время российские нефтяные компании, в
частности ОАО «НК Роснефть», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «ТНК
ВР»,
ОАО «Газпромнефть», ОАО «Томскнефть» и д
р., проявляют большой интерес к
практическому применению инновационных разработок, освоенных ОАО
«ТМК» в промышленном производстве. К таким разработкам, несомненно, о
носится «Технологии чистого свинчивания» обсадных труб. В ОАО «ТМК»
уверены, что разработ
ка и освоение новых технологий и новых видов проду
ции, обеспечивающих упрощенное использование своей продукции, снижа
щих эксплуатационное воздействие на окружающую среду, повышающих кул
ь−
туру производства и улучшающих условия труда персонала, занятого в б
урении
и добыче полезных ископаемых, будут значительно востребованы в ближайшие
годы на российском промышленном пространстве.
УДК 622.24
МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОФИЛЕЙ СКВАЖИН
Рудковский Н.Д. (НДБ
1), доц. Ламбин А.И. (ИрГТУ)
При проектировании профиля
скважины необходимо учитывать, что
спроектированный профиль должен обеспечивать:
Высокое качество скважины как объекта последующей эксплуат
а−
ции;
Бурение и крепление скважины с применением существующих те
нологий и технических средств;
Минимальные затраты н
а строительство скважины;
Возможность применения методов одновременной эксплуатации
нескольких горизонтов при разработке многопластовых месторождений нефти;
Безаварийное бурение и крепление скважины;
Минимальные нагрузки на буровое оборудование при спускоп
емных операциях;
Надежную работу внутрискважинного эксплуатационного оборуд
вания;
Свободное прохождение по стволу скважины приборов и устройств.
Обеспечивать заданную сетку разбуривания месторождения.
Проектирование профиля скважины заключается в выбор
е типа и вида
профиля, а также в определении необходимого для расчета его геометрии ко
м−
плекса параметров, включающего:
Проектное значение глубины и отклонения ствола скважины от
вертикали;
Длина вертикального участка;
Значение предельных радиусов кривизны
и углов наклона ствола
скважины в интервале установки и работы внутрискважинного оборудования
на проектной глубине.
Профиль ствола наклонно
направленной скважины выбирается и прое
тируется так же с учетом назначения скважины; геологических и технологич
ски
х особенностей ее проводки, установленных ограничений на угол наклона
ствола скважины в интервале установки и работы внутрискважинного эксплу
тационного оборудования и по проектной глубине.
Существует несколько методов расчета профиля скважины:
Метод касат
ельных;
Сбалансированный метод касательных;
Метод десяти хорд;
Метод радиусов кривизны (Рис. 1)
Метод средних углов (Рис. 2);
Метод минимальной кривизны (Рис. 3).
Из выше перечисленных методов наиболее востребованы: метод радиусов
кривизны, метод средних
углов для расчета вручную и метод минимальной
кривизны для расчета профиля с использованием ПК. Рассмотрим подробнее
эти методы расчета.
Метод радиусов кривизны.
Сущность метода состоит в подборе цилиндра таких размеров, при кот
рых можно было бы точки р
азмера расположить на его поверхности так, чтобы
участок ствола скважины был изогнут в вертикальной и горизонтальной пло
костях, и лежал на поверхности этого цилиндра. Метод радиуса кривизны х
рощо подходит и в случаях при большом расстоянии между точками
замера и
большой кривизне ствола скважины.
Уловные обозначения:
изменение длины
скважины по стволу,
ΔГл
изменения по верт
кали
ΔГор
изменения по гор
зонтали,
Широта
широта (Север
Юг)
Отход
долгота (Восток
запад)
зенитный угол, А
аз
мут.
Отход
Sin
Sin
Широта
Sin
Sin
Гор
гор
гор
гор
верт
верт
верт
Метод средних углов
Данный метод достаточно точен при малой кривизне и не большим ра
с−
стоянии между точками между точками замера и больший кривизне ствола
скважины.
Sin
Sin
Широты
Sin
Sin
Отход
Cos
CL
2
;
2
2
1
2
A
A
I
I
I
Рис. 1. Реализация метода
ради
сов кривизны
Уловные обозначения:
длина участка профиля скважины, Гл
Фактическая вертикальная
глубина, Широта
широта (Север
Юг), Отход
долгота (Восток
запад)
е−
нитный угол, А
азимут.
Метод минимальной кривизны.
В данном методе участок профиля скважины считается дугой
минимал
ной кривизны между двумя точками измерений.
Уловные обозначения:
ΔВерт
фактическая вертикальная глубина, ΔШирота
широта (Север
Юг), ΔОтход
долгота (Восток
запад)
зенитный угол, А
азимут, Δ
длина участка профиля скважины,
поправ
очный коэффициент,
кривление ствола скважины.
Sin
Sin
Широты
Sin
Sin
Sin
Sin
Отход
Где
2
360
DL
tn
RF
SinI
Sin
Последние два метода расчета профиля скважин могут быть подвержены
моделированию на ПО «Волга» и более
детально вести расчет профилей скв
жин. Примером является модель скважины №1071 Ханчейского месторождения
(Рис. 4).
Рис. 2
. Реализация метода средних углов
Лит
ература:
1. Левицкий А.З., Командровский В.Г., Тенишев В.М., Шилкин И.В. Ко
пьютерные и информационные технологии в решении задач оперативного
Рис. 3. Реализация метода минимальной кривизны
Рис.4. Модель скважины Ханчейского месторождения, выполненная на ПО
«Волга»
управления бурением Ч. 1, 2, 3. М.: Нефть и газ, РГУНГ им. Губкина,
1999, 2000, 2001.
2. Лукь
янов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого
технологические исслед
вания в процессе бурения. М.: Нефть и газ, РГУНГ им. Губкина, 1997.
3. Кульчицкий В.В., Григашкин Г.А., Ларионов А.С., Щебетов А.В.
Геонавигация скважин. М.: Макс Пресс, 2008.
4. Калинин А
.Г., Кульчицкий В.В. Естественное и искусственное искри
ление скважин. М.И., 2006.
УДК 622.248.33
БУРЕНИЕ НА ДЕПРЕССИИ
Рудковский Н.Д.( НДб
1), доц. Зайцев В.И. (ИрГТУ)
Бурение с отрицательным дифференциальным давлением (бурение на д
е−
прессии)
представляет собой технологию, позволяющую осуществлять прохо
д−
ку ствола при давлении бурового раствора ниже гидростатического давления
пласта, тем самым снижая или исключая повреждение и засорение пласта. Б
рение на депрессии приносит значительные выгоды п
ри горизонтальном бур
нии и бурении многоствольных скважин, а также во всех иных случаях, когда
приходится сталкиваться с проблемами потери давления и циркуляции.
В связи с возросшими в настоящее время требованиями к качеству скв
а−
жин, проблема сохранения е
стественной проницаемости продуктивных пластов
при их вскрытии является одним из наиболее эффективных способов повыш
ния дебита скважин.
В нашей стране одним из первых работы по бурению на депрессии нач
а−
ли проводиться в регионе Пермского Прикамья. По резул
ьтатам бурения на д
прессии в этом регионе был получен дебит, как минимум в 2
4 раза превыш
а−
ющий проектный; время бурения уменьшилось в 2 раза. При этом ни одна
скважина, пробуренная по данной технологии, не потребовала времени на осв
ение.
Бурение скважи
н при наличии свободного притока пластового флюида в
скважину (при депрессии на пласт) эффективно как в условиях аномально н
кого давления (АНПД), так и при вскрытии продуктивных пластов с аномально
высокими давлениями. В условиях АНПД бурение глубоких скв
ажин на д
е−
прессии возможно с промывкой пеной или аэрированной жидкостью.
Для вызова притока снижается давление столба жидкости в скважине н
же пластового, при котором пластовая жидкость начинает поступать в скваж
ну и по колонне насосно
компрессорных труб
(НКТ) на поверхность:
заб
Где
плотность жидкости, заполняющую скважину; Н
глубина зал
е−
гания продуктивного пласта.
Интенсивное дренирование с одновременной очисткой призабойной зоны
от загрязняющих материалов пласта должна обеспечи
ть депрессия
заб

Проницаемость, мкм
0,05
0,05
0,2
�0,2
Депрессия на пласт, Мпа:
Слабозагрязненный
Загрязненный
Депрессия на пласт корректируется по мере накопления информации по
конкретному
месторождению (залежи, объекты освоения).
В скважинах, пробуренных на пласты, которые представлены слабосц
е−
ментированными породами, с близко напорными водо
и газоносными горизо
тами забойное давление снижают медленно (поэтапно, ступенчато): по скваж
нам
глубиной до 3000 м ρ
б.р.
снижается за каждый цикл промывки на 300
кг/м
, а по скважинам глубиной свыше 3000м
на 200
400 кг/м
Давление
в межколонном пространстве у устья при замене бурового
раствора на облегченный способом обратной циркуляции достигает максимума
в тот момент, когда облегченная жидкость подойдет к башмаку колонны НКТ.
max
где
давление, уравновешива
ющее разность плотностей бурового ра
с−
твора и воды.
нкт
где
, р
потери давления при движении соответственно воды в кольц
е−
вом пространстве и бурового раствора по колонне НКТ;
нкт
глубина спуска
НКТ; ρ
о.ж.
плотность облегченной жидкости.
Вызов притока и пласта с применением пен имеет ряд существенных пр
е−
имуществ по сравнению с аэрированными растворами: достигается плавность
запуска скважины в результате сравнительно легкого изменения средней пло
ности пе
ны в широком диапазоне (снижение до 200 кг/м
); предотвращается
проникновение бурового раствора (воды) в пласт за счет изолирующих свойств
пены; достигается более эффективная очистка скважины от загрязняющих м
а−
териалов (поскольку пена обладает высокой выно
сной способностью); допо
нительно снижается забойное давление (на 25
30%) в результате самоизлива
пены.
Приготовленная на поверхности пена ведет себя как буровой раствор, с
большой интенсивностью вынося из скважины буровой шлам. Пониженный
расход воздуха с
нижает требования к оборудованию, а относительно невысокая
скорость восходящего потока в затрубном пространстве снижает эрозию стенок
скважины.
При бурении с промывкой аэрированный буровым раствором газ (азот),
подаваемый под давлением в буровой раствор, с
нижает плотность раствора и,
следовательно, следовательно гидростатическое давление. Эта система сущ
е−
ственно снижает потери циркуляции при низком давлении и наиболее эффе
тивна при бурении в зонах с большой потерей циркуляции. В качестве основы
очистного а
гента зачастую используется дизельное топливо.
При бурении на депрессии применяется широкий перечень специализ
рованных узлов и оборудования. Азотно
компрессорные установки предназн
а−
чены для извлечения азота из воздуха и закачки его в буровой раствор с цел
ью
понижения плотности раствора и создании условий депрессии на пласт. Уст
а−
новка включает газовые компрессоры высокого давления и мембранное устро
ство генерирования азота, работающее по непрерывной технологии, отфил
тровывающее азот из воздуха и производя
щее 95
99% азота непосредственно на
буровой площадке.
При бурении с депрессией происходит непосредственное притягивание
пластового флюида в забой и при первичном вскрытии загрязнение пласта
(скин
фактор) практически остается на начальном уровне, когда плас
т не был
вскрыт.
Применение бурения на депрессии важно и в условиях слабопроница
мых коллекторов Восточной Сибири, а также коллекторов, сложенных сильн
трещиноватыми доломитами рифейских отложений.
Для герметизации устья скважины при бурении с промывкой га
зожи
д−
костной смесью (ГЖС) или пеной необходим дополнительно устанавливать на
устье скважины вращающийся превентор.
Для бурения на депрессии применяют, как правило, герметизированные
системы циркуляции очистного агента (рис 1).
В значительной степени оптимизировать процесс бурения на депрессии
и реализовать в полной мере преимущества технологии помогает сочет
а−
ние технологии с применением гибких труб (колтюбинг) , обеспечивающей
действительную непрерывность и лучшую управляемость
процесса, что знач
тельно сокращает сроки и стоимость такого бурения.
Основное преимущество применения буровой установки с гибкой трубой
заключается в устранении необходимости многократного соединения труб
ограничено
й длины, что, в свою очередь, позволяе
т проводить работы в де
ствующей скважине и обеспечивает непрерывность и контролируемость пр
цесса бурения при аномальном пластовом давлении.
Применение гибкой трубы позволяет осуществлять очень точный
троль за состоянием скважины как за счет более надежного уплотнения невр
а−
щающейся непрерывной одноразмерной и гладкоствольной трубы, так и пр
менения эффективной кабельной телеметрии. Использование кабеля, проп
щенного внутри непрерывной гибкой трубы, п
озволяет получать данные о
скважине и забойном давлении в реальном масштабе времени и со скоростью,
намного опережающей скоростью систем беспроводной телеметрии.
Азотно
кислотную обработку призабойной зоны пласта применяют для
интенсификации притока нефти
и газа. Применение азота при подобной обр
а−
ботке улучшает условия освоения скважин, а также упрощает очистку приз
бойной зоны пласта после обработки и повышает безопасность работ.
Процесс происходит с использованием передвижных азотных компре
с−
сорных станций
типа ТГА и заключается в том, что в призабойную зону пр
дуктивного пласта через перфорационные отверстия нагнетаются последов
а−
тельные порции сжатого газообразованного газа и газированного азотом ки
лотного раствора, которые продавливаются в пласт водой, н
ефтью или газир
ванной азотом жидкостью (пеной).
В связи с высокой активностью азотно
кислотной смеси и практически
полной ее нейтрализацией еще в процессе фильтрации в призабойной зоне нет
необходимости в выдерживании кислоты на реагирование. Поэтому сраз
у после
окончания продавливания приступают к освоению скважины, плавно снижая
устьевое давление с целью удаления продуктов реакции кислоты из пласта и
создания необходимой депрессии для вызова притока скважины.
Использование инертного газа (азота) значител
ьно улучшает технико
экономические показатели кислотного воздействия на призабойную зону пл
а−
ста, особенно в условиях слабопроницаемых пород и сравнительно низких пл
стовых давлений.
Использование колтюбинга для промыва проппанта при пониженном
гидростатиче
ском давлении обеспечивает наилучшие условия для возвращения
Рис.1. Герметизированная система циркуляции
скважины в эксплуатацию после проведения гидроразрыва пласта. Применение
данной технологии повышает производительность скважины, увеличивает
межремонтный период (МРП) ЭσН и сокращает сроки возвра
та скважин в эк
плантацию по сравнению с традиционными методами освоения.
Типичная операция очистки скважины после проведения гидравлического
разрыва пласта (ГРП) выглядит следующим образом:
гибкие трубы спускаются в скважину при периодической подаче ра
ссола
до контакта с проппантом, оставшимся в стволе скважины после проведения
ГРП.
затем на поверхности в рассол закачивается азот с помощью передви
ной станции ТГА.
аэрированный азотом рассол подается в скважину через гибкие трубы,
очищая ствол скважи
ны до заданной глубины. Общая скорость подачи жидк
сти и азота рассчитывается таким образом, чтобы создать в продуктивном пл
сте депрессию в несколько атмосфер.
возвратный раствор проверяется на наличие проппанта и/или пластового
песка. Для удаления всех
твердых частиц и полной промывки скважины в аэр
рованный азотом раствор добавляются пачки геля.
после окончания промывки путем закачки одного лишь азота, с пом
щью передвижной станции ТГА, в течение шести часов осуществляется вызов
притока и проводится
освоение скважины.
По завершении испытания скважины на приток закачка азота прекращ
а−
ется. Использование смеси азота с рассолом позволило производить очистку в
условиях пониженного гидростатического давления (на депрессии), что позв
лило более эффективному
удалению твердых частиц и уменьшению поврежд
е−
ния пласта.
Литература:
Буровые комплексы/ под общ.ред. К.П. Порожского
Екатере
бург: Изд. УГГУ, 2013
768с.
Ворошилов И.В., Владыкин Д.В., Копачев Д.Н. Передвижные ко
м−
прессионные станции. Жур. Бурение и нефт
ь №10, 2013, с.59
62.
УДК 622.243.56
ПРЕИМУЩЕСТВА И НЕДОСТАТКИ РОТОРНОЙ УПРАВЛЯЕМОЙ С
СТЕМЫ В СРАВНЕНИИ С ВЗД. МОТОРИЗИРОВАННЫЕ РОТОРНО
УПРАВЛЯЕМЫЕ СИСТЕМЫ
Сергеев А.В., студент; Заливин В.Г., доц. каф НГД, (ИрГТУ)
Применение роторных управляемых систем (РУС) повышает скорость
проходки и качество ствола, уменьшает извилистость. Кроме того, РУС умен
шают скручивающие и осевые нагрузки, а также явления подклинки
проворота
(sτick & sλiπ) по сравнению с наклонно
направ
ленным бурением с помощью
забойных двигателей. Выбор роторных управляемых систем обеспечивает во
можность бурения более длинных интервалов с равномерным диаметром ств
лов, что облегчает спуск обсадных труб.
Рис. 1
РУС.
PowerDrive
Schlumberger
Гибк
ий патрубок; 2
Калибратор; 3
Модуль системы управления;
Отклоняющий модуль;
Гибкий патрубок
снижает жесткость КНБК, для увеличения тенденции т
изменения параметров кривизны, является каналом связи между управляемой
роторной системой и телесистемой; Калибратор необходим для управления п
ведением КНБК;
Модуль системы управления
включает в себя э
лектронный
модуль, свободно вращающийся вокруг своей оси в направлении противоп
ложном направлению вращения бурильного инструмента поддерживает пост
янным направление отклонения педалей в соответствии с программой, зап
санной в память прибора при начальной
установке или посланной с поверхн
сти инженером; Отклоняющий модуль
механическая часть, предназначенная
для отклонения долота от оси вращения в заданном направлении. Он состоит из
корпуса, отклоняющихся педалей, статора и управляющего клапана, стержня и
фильтра.
Рис. 2
Механическая часть РУС., приводимая в действие буровым раствором.
Изначально бурение наклонно
направленных скважин высокопроизвод
тельными забойными двигателями (ВЗД) может быть экономически эффекти
ным. Однако различные проблемы, осло
жняющие заканчивание скважины, м
гут привести к значительным потерям времени и большим затратам. Обычно
проблемы при наклонно
направленном бурении с использованием ВЗД возн
кают из
за неравномерного диаметра ствола и микроискривлений, которые м
гут осложни
ть спуск обсадной колонны. Существует постоянный риск прихвата
трубы во время проводки длинных горизонтальных участков скважины с и
с−
пользованием забойных двигателей без вращения бурильной колонны. РУС,
использующие технологию направления долота (πoinτ
the
biτ), помогут изб
е−
жать такого рода проблем, возникающих при отклонении долота забойным дв
гателем (πusη
the
biτ). По оценкам, 23% от всего мирового объема наклонно
направленного бурения осуществляется с помощью роторных управляемых с
стем. А это
$3,5 млр
д от расчетного объема рынка, равного $15 млрд. И эта
доля будет расти в связи с увеличением спроса на направленное бурение.
Правильный выбор инструмента имеет жизненно важное значение для
добывающих компаний с точки зрения технических аспектов и затрат. Н
есмо
ря на то, что РУС могут заменять высокопроизводительные гидравлические з
бойные двигатели, обоснованность их применения в большинстве случаев г
рантируется только при условии тщательного проектирования скважины и уч
е−
та инженерно
технических особенност
ей. Роторная управляемая система не и
с−
пользует режим слайдирования для контроля направления скважины. Она п
стоянно вращается, направляя долото по желаемой траектории. Вращение всей
бурильной колонны предотвращает прихваты и спиральное скручивание труб,
еспечивая передачу необходимой нагрузки на долото для оптимизации ск
рости проходки, экономии времени и средств. Попеременное бурение без вр
щения и с вращением бурильной колонны при использовании забойных двиг
телей может привести к существенным изменения
м скорости проходки, ос
бенно на горизонтальных участках.
Сравнивая проводку скважины с помощью РУС и ВЗД, можно обнар
жить ряд серьезных моментов не в пользу последнего. Бурение длинных гор
зонтальных участков с помощью забойного двигателя крайне сложно,
поскол
ку по мере увеличения длины участка контролировать положение отклонителя
двигателя становится все сложнее. При слайдировании при помощи ВЗД б
рильная колонна не вращается, буровой раствор находится в статичном состо
я−
нии, поэтому буровой шлам должным
образом не выносится на поверхность и
может скапливаться вокруг бурильной колонны, в результате чего происходит
прихват. При проталкивании долота двигателем без вращения колонны сила
трения увеличивается, однако постоянное вращение роторной управляемой с
стемы устраняет данную проблему.
По мере увеличения длины ствола становится сложнее задать правильную
скорость вращения в скважине для программирования роторной управляемой
системы на бурение в необходимом направлении. Управление ВЗД осложнено в
длинных бо
ковых горизонтальных интервалах, где нижняя часть бурильной к
лонны лежит на стенке скважины и может скручиваться, крайне затрудняя по
держание точного положения отклонителя. Это приводит как к проблемам по
д−
держания необходимого направления, так и к удорож
анию бурения в связи с
осложненной установкой отклонителя забойного двигателя. Однако, роторная
управляемая система может программироваться не только изменением скор
сти вращения бурильной колонны, но и пульсациями давления с использован
ем специального на
земного оборудования, что позволяет точно и оперативно
задавать траекторию.
Роторные управляемые системы совместно с инструментами для карот
а−
жа в процессе бурения (LW∆) позволяют получать отличные азимутальные
имиджи ствола и высокоточные каротажные данные
благодаря ровному и то
ному диаметру ствола, получаемому в результате использования роторной
управляемой системы. Каротажные данные более высокого качества позволяют
геофизикам выполнять геонавигацию в пластах малой мощности. Например,
получить точную ази
мутальную плотность и сопротивление ствола, используя
геонавигацию при бурении забойными двигателями, невозможно ввиду отсу
ствия вращения во время слайдирования. Непрерывное же вращение РУС по
воляет получать высококачественные имиджи в гладких и ровных с
тволах, г
а−
рантируя проводку скважины в центральной части продуктивного горизонта.
Таким образом РУС позволяют повысить скорость проходки, улучшают очис
ку ствола, обеспечивают более гладкие стволы, точное размещение скважин и
высококачественные каротажные
данные наряду с более высоким качеством
ствола и сокращением общих затрат.
Точное управление в различных условиях с помощью РУС
Роторная управляемая система была успешно использована для проводки и
с−
кривленного интервала и бурения скважины с коэффициентом
отхода от верт
кали 1,26 с последующим сложным интервалом, одновременным сбросом з
нитного угла и разворотом азимута через истощенные пласты брента в Севе
ном море.
При первом спуске в соответствии с планом был пробурен интервал от 3
370 до 5 718 м, при м
инимальной интенсивности набора угла 1,5 градуса на 30
м с минимально возможным крутящим моментом. Затем компоновка была по
д−
нята для замены бурового долота. При втором спуске был пробурен 1 209
метровый сложный интервал с трехмерной траекторией при точном
контроле
интенсивности набора угла 3,5 градуса на 30 м. РУС значительно превзошла
высокопроизводительные забойные двигатели. С тех пор компания
заказчик
рекомендует использовать технологию роторного управляемого бурения и к
ротажа в процессе бурения (LW∆).
Аналогичная технология использовалась для бурения скважины в пласте
Олмос в Южном Техасе с достижением мирового рекорда по общей длине пр
ходки завершающего рейса, составившей 2 872 м. Компоновка с роторной
управляемой системой использовалась для бурения
интервала от 1 753 до 4 666
м, завершающего вертикальный интервал, интервал набора угла и горизонтал
ный участок. Скважина была построена с опережением графика на шесть дней,
что привело к экономии порядка $650 тыс. Длинная колонна заканчивания была
спущен
а без регистрации каких
либо осложнений в процессе выполнения СПО.
Эволюция РУС привела к появлению моторизованных роторных управл
я−
емых систем. Технология предусматривает установку ВЗД в системе для увел
чения скорости вращения долота при сохранении точног
о контроля направл
е−
ния РУС, тем самым исключая необходимость слайдирования.
В континентальной скважине в Австрии моторизованная роторная упра
ляемая система была спущена для бурения на глубине от 1 148 до 1 932 м. Ск
рость проходки увеличилась с 5 м/ч до 1
5 м/ч по сравнению с соседними скв
жинами, в которых использовали традиционные РУС. Применяя данную техн
логию, компания пробурила ствол на 132 м длиннее, чем максимальный ранее
достигнутый отход, успешно выполнив все задачи по направленному бурению
и при
полном контроле направления проводки ствола.
Хотя приведенные примеры подтверждают эффективность роторных
управляемых систем, ВЗД также могут обеспечить значительную экономию
при условии, что они используются в соответствующих условиях. Технологии
роторног
о управляемого бурения наилучшим образом подходят для тонких
продуктивных горизонтов, где необходим исключительно точный контроль
проводки.
В определенных условиях ВЗД способны обеспечить ощутимую экон
мию, хотя технология роторного управляемого бурения им
еет определенные
преимущества по сравнению с забойными двигателями, существуют ситуации,
когда последние являются более оптимальным решением. Сравнивая РУС с
ВЗД, важно точно оценить экономию, получаемую от использования роторной
управляемой системы, с уче
том всех работ, а также поломок дорогостоящего
оборудования и расходов в результате потери инструмента в
скважине.
Например, если РУС будет потеряна в скважине во время бурения, стоимость
замены данного оборудования может превысить $1 млн. А замена ВЗД о
бо
дется примерно в $200 тыс. Если главная проблема заключается в неустойчив
сти ствола, что может привести к потере КНБК, возможно, лучшим выбором
станет именно забойный двигатель.
Высокопроизводительные забойные двигатели в отличие от РУС совм
е−
стимы со в
семи долотами. Использовать определенное долото, исходя из
свойств пласта, который предстоит пробурить, с РУС может быть невозможно.
Кроме того, в случае неправильного выбора долота может снизиться и скорость
проходки.
РУС зависит от наземной буровой устан
овки для придания необходимой
ей скорости вращения. Небольшие буровые установки не могут обеспечить
скорость, необходимую для максимальной эффективности роторной управля
мой системы, сводя на нет ее преимущества. Моторизованная РУС может и
с−
пользоваться для
обеспечения необходимой скорости вращения, но значител
но увеличит общую стоимость работ. Высокая скорость вращения роторной
управляемой системы может вызвать износ обсадной колонны и повреждение
бурильной колонны.
Если по каким
либо причинам применение Р
УС невозможно, то ВЗД м
жет обеспечить аналогичные показатели там, где точный контроль направления
не столь важен.
Высокопроизводительные забойные двигатели оснащаются усоверше
ствованными резиновыми эластомерами, обеспечивающими повышенный кр
тящий момент
, хорошую мощность и высокую эффективность. Они также сп
собны достигать более высокой интенсивности набора угла по сравнению с
РУС.
Хотя скорость проходки может быть сопоставима с роторными управля
е−
мыми системами, ВЗД чаще всего не обеспечивают надлежащей
очистки ств
ла, равномерного номинального диаметра, и приводят к варьированию инте
сивности набора угла. В конечном итоге пострадает качество ствола скважины,
что приведет к ухудшению качества каротажных данных и осложнит спуск о
садной колонны и закачива
ние.
Правильно спроектированная конструкция скважины и оценка КНБК в
комплексе с высокопроизводительным забойным двигателем может спосо
ствовать получению исключительных результатов. В определенных ситуациях
ВЗД может превзойти роторные управляемые системы
. Высокопроизводител
ный забойный двигатель использовался на шельфе Катара для уменьшения
вибрации и количества слайдов. Интервал длиной 1 033 м был пробурен в и
тервале набора угла при увеличении зенитного угла с 33 до 55 градусов со
средней скоростью про
ходки 38,7 м/ч. Двигатель превзошел ожидаемую ск
рость проходки и был установлен новый рекорд для данного интервала. Разр
а−
ботанная конструкция КНБК снизила необходимость бурения в режиме
слайдирования до 4% от общего интервала с сохранением запланированной
траектории скважины.
Обоснованный и технически корректный выбор технологии
РУС или
ВЗД
может значительно повысить производительность и снизить затраты.
Выбор должен осуществляться исключительно на основании тщательного пр
ектирования и расчета затрат,
при этом следует учитывать вид долота, характер
породы, конструкцию обсадной колонны, температуру и давление в скважине,
технические характеристики буровой установки и другие аспекты. Роторная
управляемая система предпочтительна при бурении сложных участк
ов с малым
радиусом допуска. Высокопроизводительный забойный двигатель может обе
печивать такие же результаты, что и РУС, в более мощных пластах и в случае,
когда слайдирование будет сведено к минимуму.
Библиографический список:
Прохоров Л.В. Преимущества
и недостатки РУС. / Л.В. Прохоров,
М.М. Гордеев //
il and gas eurasia.
2013.
№5.
С. 29
30.
.buρinτekη.ρu. Научно производственное предприятие «Б
РИНТЕХ»
УДК 622.24.051
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ДОЛОТ
Губина М.А. (НБ
1),доц. Зайцев В.И.(ИрГТУ)
PDC
долота оснащены поликристаллическими алмазными зубками (
Pol
crystalline
Diamond
Cutter
), что и дало им классификацию
PDC
долота. В зав
симости от серии норма проходки на долота может достигать 800
1000 ме
тров
до первого ремонта. К основным достоинствам долот с алмазно
твердосплавными пластинками (АТП) относятся отсутствие в их конструкции
подвижных частей, высокая износостойкость, самозатачивающееся действие
резцов и низкая требуемая осевая нагрузка на дол
ото. Для создания режущего
действия требуется осевая нагрузка на долото на порядок меньше, чем для ш
рошечных долот при тех же или больших скоростях бурения. Высокая устойч
вая механическая скорость бурения обусловлена острой режущей кромкой ре
цов, низкой
скоростью их износа и эффектом самозатачивания резцов во время
бурения. Самозатачивание резцов происходит в результате некоторого опер
е−
жающего изнашивания твердосплавной основы по сравнению с износом алма
ного слоя. Высокая износостойкость вооружения обес
печивает большие пр
ходки на долото при условии применения их по назначению.
Практика показывает, что при бурении скважин долота
PDC
обеспечив
а−
ют проходку на инструмент 900
1000 м при средней механический скорости
бурения до 28
35 м/ч [1]. Такие результаты
были получены при промысловых
испытаниях на Федоровском месторождении в зоне деятельности Сургутнефт
газ, на месторождении Талакан в Восточной Сибири и др. Долота
PDC
предн
значены для бурения скважины сплошным или кольцевым забоем (бурголовки),
применяют
ся бицентричные долота
расширители и специальные долота (заре
ные, для разбуривания цементных пробок, пикобуры).
Основу элемента вооружения составляют алмазно
твердосплавные та
летки (диски), получившие название стратапакс. Алмазный слой на передней
поверх
ности резца имеет толщину 0,6
0,8 мм.
σентральная часть долот
PDC
выполняется в виде вертикальных или сп
ральных лопастей, защищенных от истирания наплавкой из твердого сплава.
Промывка осуществляется через твердосплавные насадки, максимально пр
ближенные
к забою. Количество лопастей варьируется от трех до двенадцати и
зависит в основном от свойств буримых пород: чем тверже долота, тем больше
лопастей и тем меньше сечение шламовых каналов.
Породоразрушающие вставки размещаются в трех основных зонах дол
та:
основное вооружение, второй ряд вооружения, калибрующая часть. Осно
ное вооружение может быть представлено как вертикальными, так и цилиндр
ческими зубками.
Большие размеры резцов позволяют обеспечить их выступ над корпусом
долота до 15 мм. При этом созда
ются хорошие условия для удаления шлама из
зоны разрушения (Рис. 1).
Однако до сих пор применение долот типа P∆C для бурения пород
средне
твердых и твердых, а также средне
и высокоаббразивных проблемати
но. Анализ состояния долот P∆C после бурения в ра
зличных породах показ
вает неравномерность износа, а иногда и разрушение резцов по профилю дол
та.
Долота со стальным корпусом лучше выдерживают ударные и крутил
ные нагрузки. Они используются для мягких пород и скважин большого ди
метра. Матричные долота
значительно дороже, но более долговечны и износ
стойки. Они более устойчивы к эрозионному воздействию и износу абрази
ными породами. Матричные долота предпочтительно использовать при бур
е−
нии с раствором, содержащим значительную твердую фазу, при бурении
с в
соким расходом и давлением промывочной жидкости, а также при бурении
скважин с большой длиной рейса в породах средней и высокой твердости.
Рассмотрим схему процесса резания
скалывания породы одним резцом
типа
PDC
(Рис. 2). Основную роль при бурении породы играет нормальная сила
, ориентированная под прямым углом к передней поверхности резца. В пр
цессе преодоления сопротивления породы происходят колебания величины и
направления силы из
за постоянно меняющихся уп
руго
пластичных и про
ностных свойств горной породы. Немалую роль в этом играет наличие трещ
новатости, пропластков, упругих колебаний инструмента и пр.
При этом происходят колебания толщины снимаемого слоя, которые еще
больше усиливают крутильные колебания бурильной колонны. Для того, чтобы
лучше понять механизм работы нормальной силы
разложим ее на составл
я−
ющие: тангенциальную
, совершающую срезание
слоя породы, и осевую
разрушающую породу путем ее сжатия и экструзии (выдавливания). Соотн
шение между ними следующее:
����
����

и
���
(1)
где
отрицательный передний угол резца, при этом угол резания пол
чается тупой, то есть больше 90˚. Угол резания определяет наклон нагруженной
рабочей поверхности резца по отношению к горизонтальной плоскости. При
изучении стойкости (ресурса работы за рейс) р
езцов были получены следу
щие результаты: для матрицы, изготовленной из дисперсионно твердеющего
сплава ВК8 необходимо применять отрицательный передний угол γ
≥20˚, для
двухкарбидного сплава Т5К10 γ
≥25
30˚, для трехкарбидного ТТ10К8Б и
ТТ7К12 γ
≥15˚.
При
малых значениях переднего угла условия срезания слоев горной п
роды улучшались, а затрачиваемый момент кручения бурильной колонны и
мощность уменьшались, механическая скорость бурения также увеличивалась.
Наилучшие результаты, полученные для сплава, сост
оящего из карбидов тант
ла, титана и вольфрама, объясняются повышенной его прочностью, упругостью
и ударной вязкостью.
Форма площади, разбуриваемая резцом, представляет собой площадь п
ловины эллипса с полуосями
. Размер площади, формируемой передней
гранью инструмента равен
���
���
(2)
где
глубина срезаемого слоя породы.
Если резец устанавливается в долоте с небольшим разворотом под углом
рез
, то есть нормальная сила
не перпендикулярна передней поверхности ре
ца, то такое положение резца только ухудшает процесс резания
скалывания, так
как не вся калибрующая часть резца участвует в работе. А объем разбурива
е−
мой массы породы при этом уменьшается. Отсюда площадь разбурив
ания равна
���
���
рез
(3)
Разбуриванию поверхностного слоя забоя помогает нарост в виде клина,
который образуется на рабочей (передней) поверхности резца. Нарост возник
а−
ет, растет и срывается благодаря высокому удельному
давлению на породу и
неровностям рабочей поверхности алмазно
твердосплавной таблетки. Форма и
размер нароста зависит от скорости рыхления породы и ее свойств.
Для обеспечения условий прочности твердосплавной подложки рекоме
дуется у резцов на периферии пр
именять больший отрицательный угол, чем у
резцов расположенных ближе к оси. Линейная скорость резцов на периферии
долота составляет 3
5 м/с, что приводит к большим динамическим (ударным)
нагрузкам и выходу инструменты из строя.
Для того чтобы резцы долота
изнашивались с одинаковой интенсивн
стью (при одинаковом их вылете), необходимо резцы с малым модулем пере
него угла устанавливать ближе к оси долота. Что касается диаметра алмазно
твердосплавной таблетки, то резцы, работающие на периферии, должны иметь
льший диаметральный размер из
за более напряженной их работы. Причина
этого и более высокая температура при резании
сдвиге из
за повышенной ск
рости вращения долота и масштабный фактор, влияющие на износ режущих и
давящих кромок поликристаллов. Номинальные
диаметры вставок у долот: 8,
10, 13, 16 и 19мм. График зависимости усилия резания
скалывания породы от
скорости обработки породы (Рис. 3) показывает почти прямо пропорционал
ную их зависимость: во сколько раз увеличилась скорость, во столько же раз
увели
чивается усилие резания
скалывания породы [2]. Чем меньше модуль п
е−
реднего угла резца, тем большая часть работы, выполняемая инструментом, о
носится к процессу резания, а меньшая
к скалыванию.
за повышенной хру
кости и чувствительности к и
менению у
словий резания
скалывания положительный
угол γ
на резцах с тверд
сплавной ма
рицей не прим
е−
ним, тем более в трещиноватых
горных породах и при наличии
в породе твердых включений.
При этом возможны появления
сколов и трещин в твердом
сплаве и полном выход
е из
строя резца. Особенно это ва
но для ре
цов, находящихся на
периферии долота, где лине
ные скорости значительны и з
а−
висят от величины радиуса
по отношению к оси долота.
рез
(4)
При конструировании долот
PDC
необходимо учитывать реакцию
отжимающую силу горной породы на резцы инструмента. Она направлена ве
тикально вверх и уменьшает величину осевого усилия
, а, соответственно, и
глубину снимаемого пласта породы. Величина отжимающей реакции
зав
сит,
в первую очередь, от допускаемого напряжения буримой породы на сж
тие. Данная реакция зависит также и от линейной скорости резца по забою
скважины. При их увеличении значение отжимающей силы также возрастает.
При этом уменьшается глубина резания
скалывани
я породы. Для сохранения
заданной глубины снятия горной породы следует несколько повысить осевую
нагрузку на инструмент, например, при помощи регулятора подачи долота на
забой.
Глубину резания одним резцом, расположенным на конкретном радиусе
долота можно
менять изменением количества резцов на радиусе и угловым их
расположением в плане долота. Поскольку резец в процессе бурения движется
по спирали с шагом, равным проходке за один оборот долота
, то глубина р
зания
ым резцом, расположенным на некотором
радиусе долота, определяется
как
360
(5)
где
проходка за один оборот долота;
угол в градусах на плане долота между
ым резцом и резцом, нах
дящимся на одном радиусе с
ым и разрушающим забой перед ним.
Зависимость между
отжимающей силой
и режущей составляющей
определяется как
���
(6)
Данная формула получается проецированием тангенциальной силы на
плоскость, в которой действует отжимающая силы. При γ
равной 20
≈0,3*
(7)
Согласно формуле (1)
. То есть, реакция отжатия долота будет з
а−
висеть, в первую, очередь, от предела прочности породы на сжатие
скалывание.
Предельные нагрузки на долото определяются в значительной степени
конструкцией самого долота
оличеством и размерами основных резцов
могут достигать 0,5т на один резец и составлять для долота от 4 до 24т. с
уменьшением размера резца (диаметра) уменьшается и максимальная нагрузка.
Частоты вращения определяются типом буримых пород и применяемым
забойным двигателем и достигают величин 600
650 об/мин. Как правило, в те
нических характеристиках каждого выпускаемого долота указывается рабочий
диапазон нагрузок, максимальная нагрузка на долото и диапазон частот вращ
е−
ния.
Из вышеприведенного можно
сделать вывод, что долота с пластинами
стратапакс
это высокоэффективный инструмент. При роторном бурении и б
рении винтовыми забойными двигателями долота этого типа по сравнению с
шарошечными долотами увеличивают механическую скорость проходки в 2 р
а−
за,
проходку на долото в 3
7 раз при сопоставимом крутящем моменте.
Долота
PDC
, выпускаемые ВолгаБурМаш, проектируются с поддержкой
всех 9 уровней управляемости, принятых в мировой практике, что особенно
важно при проходке наклонно
направленных и горизонтальн
ых скважин.
Литература
Че В.В., Заливин В.Г. Эффективность применения долот
PDC
на
нефтяных месторождениях Западной и Восточной Сибири. Сб. трудов.
кутск: ИрГТУ, 2012.
Вып.12.
180с.
Нескоромных В.В., Борисов К.И., Пушмин П.С. Аналитическое и
с−
следован
ие установившейся глубины резания
скалывания при разрушении п
роды резцами
PDC
Иркутск: Известия Сибирского отделения Секции наук о
земле РАЕН №2, 2013.
с. 78
УДК 622.24.053.9
БУРОВЫЕ ЯССЫ
Мартынов Н.Н., студент; Заливин В.Г., доц. каф НГД,
(ИрГТУ)
Впервые ясс был применен Уильямом Моррисом при бурении соляной
шахты при ударно
канатном бурении в 1830 году. Значимым улучшениям и д
работкам ясс был подвергнут в руках нефтяных бурильщиков.
Яссы
это инструменты для нанесения сильных ударов по
прихваченной
колонне сверху вниз или снизу вверх. В настоящее время яссы подразделяют по
целевому назначению на ловильные и бурильные. Хотя при конструировании
используются одни и те же основные принципы, яссы разного назначения сил
но отличаются по испол
ьзованию. Кроме того, яссы делятся по принципу де
ствия
на гидравлические и механические.
Механизмы прихвата труб.
Когда статическая сила, необходимая для перемещения бурильной к
лонны, превышает максимальную мощность буровой установки или предел
прочности бурильной колонны на растяжение, происходит прихват бурильной
колонны. Труба застревает, и ее невозможно ни сдвинуть вверх или вниз, или
повернуть. Прихват трубы может произойти во время бурения,
наращивания, каротажа, опрессовки или любых других
работ, производимых
при спущенном в скважину оборудовании. Существуют два основных типа
прихвата трубы: механический и дифференциальный (рис.1).
Механический прихват обычно случается при движении бурильной к
лонны и вызывается физическим препятствием или
ограничением. Есть три о
новных причины прихвата трубы: закупорка, образование пробки и
влияние геометрии ствола.
Рис.1 Виды прихватов труб: а
механические, б
дифференциальные.
Дифференциальный прихват происходит, когда труба неподвижна
или
движется очень медленно. Его причиной является избыточное давление бур
вого раствора,
когда гидростатическое давление столба бурового раствора
превышает поровое давление проницаемого пласта,
вследствие чего труба
вдавливается в стенку скважины. Пр
ичиной таких осложнений могут быть п
вышенное гидростатическое давление, толстая фильтрационная корка бурового
раствора, высокая плотность бурового раствора, а также высокое содержание в
нем твердых примесей.
Когда инженеры имеют представление о возможных
механизмах и пр
чинах прихвата трубы, они могут подобрать оптимальное место размещения
ясса на раннем этапе проектирования, что обеспечит максимальную эффекти
ность его использования. Кроме того, операторы, понимающие эти принципы,
лучше подберут правильну
ю силу и продолжительность удара яссом для ко
кретных внутрискважинных условий в случае прихвата.
Бурильные яссы
следует размещать в растянутой части бурильной коло
ны над ее нейт
ральным сечением (рис.2). Если они окажутся в переходной зоне,
то подвергнутся изгибающим напряжениям, что будет способствовать их пре
девременному выходу из строя.
Элементы колонны необходимо спускать в скважину строго в опред
е−
ленной последовательности,
так как каждый из них выполняет специфические
функции. В последнее время многие компании используют компьютерные
программы для наиболее эффективного места установки ясса в колонне б
рильных труб, для обеспечения оптимальной силы и импульса ударного во
дей
ствия на точку прихвата.
Рис.2 Размещение яссов в наклонно
направленных и горизонтальных
скважинах
Гидравлические яссы используют гидравлическую жидкость для того,
чтобы дать время бурильщику установить необходимую нагрузку на колонну
прежде, чем ясс сработает (рис.4). Гидравлический ясс предоставляет это вр
мя путем продавливан
ия некоторого количества гидравлической жидкости ч
рез маленькое отве
стие. Поэтому гидравлические яссы не чувств
тельны к
нагрузке, а чувствительны к времени. Когда ясс сработает, колонна резко под
а−
ется назад, ускоряя верхние муфты и буровую трубу до тех
пор, пока не будет
пройден весь свободный ход ясса. После этого, ясс резко останавливает дв
жущиеся муфты и буровую трубу и вызывает направленный вверх динамич
е−
ский удар, усилие которого направлено вниз к месту застревания. Этот цикл
может повторяться стол
ько раз, скол
ко это необходимо, путем опускания
нагрузки на ясс и повторения предыдущего цикла.
Рис.4 Принцип действия гидравлического ясса вверх.
а) Ясс приведен в рабочее состояние. ;б) Бурильщик начинает медленный подъем
буровой колонны и следственно верхнюю часть ясса.; в) Гидравлическая жи
кость начинает перетекать
из одной цилиндрической камеры с большим колич
ством жидкости в камеру с меньшим количеством , через канал малого диаметра.;
г) Когда жидкость в камере с меньшим количеством гидравлической жидкости
достигает определенного уровня, то шток резко двигаетс
я вверх и создает удар.
Механический ясс
это телескопический ударный инструмент чисто м
е−
ханического действия (рис5). Удар, передаваемый
прихваченной колонне,
наносится утяжеленными трубами, получившими
разгон на участке движения, равном длине хода
ясса при переходе из раскрытого положения в з
а−
крытое.
Механический ясс срабатывает тогда, когда
бурильщик приложил нагрузку, равную заданной.
этому термины гидравлический ясс или мех
а−
нический ясс фактически относятся к методу, в
зывающему срабатывание ясса.
Одной из последних перспективных разр
а−
боток можно считать крутильные яссы (рис.6).
Общепринято, что применяемые яссы наносят
удары, направле
нные или вверх или вниз.
В промысловой практике часто случаются
аварии, когда прихваченным оказывается прот
я−
женный участок рабочей колонны труб. При т
а−
ких авариях целесообразнее попытаться извлечь
прихваченные трубы по частям путем их послед
вательного от
винчивания. Как показал опыт, пр
изводить процесс отвинчивания обычным способом
путем статической пер
е−
дачи крутящего момента с поверхности неэффективно. Гораздо эффективнее
отвинчивание их путем приложения ударных крутящих моментов на отворот с
помощью
рутильных яссов
Известно, что работа обычных яссов осложняется при их установке в
наклонно
направленных и горизонтальных учас
ках ствола скважины. Это об
ясняется тем, что
часть осевой нагрузки, прикладываемой с повер
ности к р
очей колонне труб, не доходит до ясса
и теряется вследствие сил трения.
Полевая практика применения крутильных
яссов также показала, что при их работе с вер
ним приводом бурового станка, испытывает зн
а−
чительно меньшие реактивные ударные нагрузки,
обусловл
енные работой ясса, что способствует
большей сохранности бурового оборудования.
Эти яссы
могут воздействовать на прихваченный
в скважине объект ударами по часовой стрелке,
против часовой стрелки, а также ударами вверх
или вниз в разных сочетаниях.
Буровой
акселератор ударного усилия
(рис.7) разработан для совместного использов
а−
ния с бурильным яссом для повышения ударных
Рис. 6 Крутильный ясс
Рис.5 Компоновка механ
ческого ясса
усилий, прилагаемых на точку прихвата бурильной колонны при работе яса.
Усилитель может работать
механически как вверх, так и вниз, повышая
силу удара и производительность ясса.
Усилитель устанавливается в бурил
ную колонну над ясом и автоматически
регулирует нагрузку, прилагаемую
вверх или вниз, обеспечивая макс
мальное ускорение ударной массы, что
вышает силу удара и интенсивность
импульса. Хотя ускорители яссов рек
ме
дуются для всех типов скважин, они
особенно полезны при бурении скважин
с большой интенсивностью искривл
ния или горизонтальных скважин, пл
а−
стич
ских солевых интервалов, зон с
высоко
й вероятностью дифференциал
ного прихвата, скважин высокой степ
е−
нью сопротивления бурильной коло
Литература:
1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. "Осложнения и аварии при
бурении нефтяных и газовых скважин". 2000г.
2.
.buρinτekη.ρu Научн
о производственное предприятие «БУРИНТЕХ»
УДК 622.248.
КОМБИНИРОВАННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ КОЛОННЫ ДЛЯ ПРОХОДКИ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ УЧАСТКОВ И БОКОВЫХ СТВОЛОВ МАЛОГО
ДИАМЕТРА С ПРИМЕНЕНИЕМ АЛЮМИНИЕВЫХ ТРУБ.
Шалабудов А.В. (НДб
1), доцент Зайцев В.И.(ИрГТУ)
Основным ограничением при бурении протяженных горизонтальных
участков стволов малого диаметра и боковых стволов являются силы сопроти
ления перемещению и вращению бурильной колонны (БК), преодоление кот
рых вызывает в трубах повышенные сжимающие усилия и к
рутящие моменты в
процессе передачи осевой нагрузки и момента долоту.
Наиболее опасным следствием действия сжимающих нагрузок является
локальная потеря БК продольной устойчивости сначала в форме плоской син
соиды, переходящей, по мере увеличения сжимающей
нагрузки, к виду пр
странственной спирали
так называемый «баклинг». Превышение сжимающих
усилий сверх критических нагрузок «баклинга» сопровождается прогрессир
ющим ростом прижимающих усилий в контакте «БК
стенки скважины», что
Рис. 7 Строение ускорителя ясса
приводит к подклинке ин
струмента в скважине. Наиболее часто «баклинг»
наблюдается при бурении в режиме «слайдинга», т.е. без вращения БК при ко
ректировке пространственного положения ствола скважины. При бурении с
вращением инструмента «баклинг» проявляется также в формах колебл
ющейся
плоской синусоидальной или пространственной змейки, планетарно обкатыв
ющейся вокруг оси скважины.
Установлено, что квадрат критической нагрузки, приводящей к «бакли
гу» в горизонтальном стволе, прямо зависит от распределенного веса труб в б
ровом р
астворе и изгибной жесткости сечения тела трубы. Следует особо отм
тить, что, чем короче бурильная труба и чем меньше расстояние между замками
и протектором, тем выше ее продольная устойчивость. Проведенные компанией
ЗАО «Акватик» теоретические и экспериме
нтальные исследования показали,
что критические силы синусоидального и спирального «баклинга» для осн
щенных протектором бурильных труб длиной 9,3 и 12,2 м, соответственно, на
50% выше, чем у таких же труб, не имеющих протектора.
Одним из радикальных
методов повышения эффективности бурения и
увеличения протяженности горизонтальных участков скважин является прим
нение так называемых комбинированных компоновок БК, в состав которых в
нижней части колонны включены секции легкосплавных бурильных труб п
выше
нной надежности (ЛБТПН).
К основным свойствам, отличающим алюминиевые бурильные трубы от
стальных (СБТ), относятся небольшой вес, высокий коэффициент плавучести в
буровом растворе, коррозионная стойкость в агрессивных средах (сероводород
и углекислый газ)
, более высокая по сравнению с СБТ гибкость, облегчающая
вписываемость труб в сильно искривленные участки ствола и т. п.
Замена на горизонтальных участках ствола СБТ на ЛБТПН, собственный
вес которых в буровом растворе более чем в три раза меньше, приводит, соо
ветственно, к снижению прижимающих нагрузок, а следовательно, сил и м
ментов трения, а также напряженно
деформирова
нного состояния всей БК. О
нако ограничением для алюминиевых труб могут явиться критические силы
«баклинга», которые у СБТ при близких габаритных размерах выше, чем у
ЛБТПН, за счет большей жесткости, т.е. эффективность замены СБТ на
ЛБТПН, в том числе для
увеличения длины бурения горизонтальных участков
ствола, зависит, в конечном счете, от соотношения весовых параметров и кр
тических сил «баклинга» для сопоставляемых труб.
Благодаря достигнутым высоким эксплуатационным характеристикам
ЛБТПН (ЛБТВК) получ
или широкое распространение при бурении скважин
роторным и комбинированным способами практически во всех нефтяных ко
паниях страны.
Для бурения горизонтальных стволов диаметром 120,6
132,0 мм ООО
«Акватик
Бурильные трубы» разработаны и рекомендуются к
применению
алюминиевые бурильные трубы ЛБТПН 90х9П; а для стволов диаметром 139,7
152,4 мм следует использовать ЛБТПН 103х11П и ЛБТПН 103х11С. Изгото
ление таких труб осуществляется в ООО «Бурильные трубы» и ОАО «Серо
ский механический завод».
Для повыше
ния продольной устойчивости, лучшего центрирования в г
ризонтальном стволе скважины, а также с целью долговременной защиты о
с−
новного тела трубы от абразивного износа ЛБТПН 90х9П и ЛБТПН 103х11П
снабжены протекторами, расположенными в средней части трубы.
урильная труба ЛБТПН 103х11С имеет сплошное спиральное оребрение
наружной поверхности, что способствует не только повышению продольной
устойчивости трубы, но и обеспечивает лучшее центрирование и более кач
е−
ственную очистку «лежачей» стенки ствола горизонта
льной скважины от выб
ренного шлама.
Конструкция этих труб приведена на рис. 1 и 2; а номинальные геоме
рические размеры, весовые параметры и основные прочностные характерист
ки
в табл. 1.
Рис.1. Конструкция алюминиевых бурильных труб ЛБТПН 90х9П и ЛБ
ТПН 103х11П
Рис. 2. Конструкция алюминиевой бурильной трубы ЛБТПН 103х11С
Для оценки эффективности применения алюминиевых бурильных труб
малого диаметра в сравнении с СБТ близких типоразмеров на рис. 3 предста
лены графики максимальной осевой нагрузки,
которую можно довести до дол
та при горизонтальном участке ствола без риска потери БК продольной усто
чивости в форме синусоиды, в зависимости от длины участка, при бурении в
режиме «слайдинга», т. е. без вращения БК.
Основные размеры, весовые и
прочностны
е характеристики
алюминиевых бурильных труб
Типоразмер алюминиевой бурильной трубы
ЛБТПН
90x9П
ЛБТПН
103х11П
ЛБТПН
103х11С
Тип замковой резьбы по ГОСТ
Р 50864
96 (API
7G)
86(NC
31)
102(NC
Рабочая длина трубы ,мм
9300
12200
9300
Толщина стенки,
мм:
основного тела
утолщенных законцовок
9,0
16,0
11,0
16,0
11,0
16,0
Диаметр основного тела, мм:
наружный
внутренний
91,0
73,0
103,0
81,0
103,0
81,0
Наружный диаметр протект
ра,мм
107,0
116,0
118 по спир
а−
Рис. 3. Максимальная нагрузка на долот
о в завис
мости от длины горизонтального ствола.
Табл.1
При расчетах коэффициент трения в паре «труба
стенка скважины»
принимался равным 0,35;
плотность бурового раствора
1200 кг/м3; диаметры
ствола считались равными:
120,6 мм, при БК, составленной из СБТ марки ТБВ 73х9 и ЛБТПН 90х9П;
152,4 мм, при БК, составленной из СБТ марки ТБПВ 89х11 и ЛБТПН
103х11П(С).
Графики на рис. 3 не пр
е−
тендуют на
высокую колич
е−
ственную точность результатов,
но позволяют провести сравн
тельный качественный анализ
бур
ния горизонтальных ств
лов малого диаметра в режиме
«слайдинга» с испол
зованием
стальных и легкосплавных БК.
В частности, как видно из
рис. 3, применение ЛБТПН по
воляет увеличить протяже
ность стволов по сравнению с
использованием для этих целей
СБТ близких типоразмеров. Например, долотом 152,4 мм с помощью стальн
ой
БК, составленной из труб ТБПВ 89х11, с нагрузкой на долото 4 тн можно пр
бурить ствол длиной около 1150 м, тогда как алюминиевыми трубами ЛБТПН
103х11П при той же нагрузке длину ствола можно увеличить до 1580 м, т. е.
Размеры стального замка, мм:
наружный диаметр
внутренний диаметр
108,0
54,0
120,6
68,0
120,6
68,0
Масса трубы в сборе с за
м−
ком,кг
92,0
136,4
133,0
Масса замка,кг
18,0
21,0
21,0
Масса 1м бурильной трубы в
сборе с замком, кг/м
9,90
11,18
14,30
Эквивалентная плотность тр
бы в
сборе с замком, кг/м
3246,0
3107,8
3010,8
Предельные прочностные параметры нагружения трубы,
рассчитанные на базе предела текучести алюминиевых сплавов Д16Т/1953Т1
Растягивающая нагрузка, кН
750/1110
1030/1520
1420/2100
Крутящий момент, Кн*м
12,9/19,1
19,7/29,1
24,7/36,5
Внутреннее избыточное давл
е−
ние, Мпа
56,3/83,1
60,7/89,7
88,4/130,5
Внешнее сминающее давл
е−
ние,Мпа
54,4/75,0
60,1/84,1
107,54/155,7
Рис. 4. Типовой профиль основного ствола и
бокового отвода скважин Приобского мест
рождения
увеличить в 1,37 раза. Еще больший
эффект следует ожидать от спиральных
алюминиевых труб ЛБТПН 103х11С, позволяющих удлинить ствол до 2400 м.
Как показывают дополнительные расчеты, аналогичные
принципиальные
результаты сравнения стальных и алюминиевых бурильных труб имеют место
для роторного бурения, а также в растворах другой плотности и для других
значений фактора трения БК.
Эффективность применения
ЛБТПН 90х9П в составе БК была уб
е−
дительно
доказана при бурении бок
вых стволов в весьма сложных геолог
ческих условиях Приобского месторо
дения.
По материалам ООО «Катобьнефть», вертикальная глубина залегания
продуктивных пластов на этом месторождении превышает 2700 м. Для бурения
применяется СБ
Т в габарите 73 и 89 мм. Из
за опасности нефтегазопроявлений
бурение нижних интервалов проводится на утяжеленных буровых растворах
плотностью до 1600 кг/м3.
образный типовой профиль скважин, представленный на рис. 4, соде
жит по меньшей мере 2 участка с
высокой интенсивностью искривления, д
стигающей 5 град/10 м.
Совокупность таких условий бурения привела к тому, что при стальной
БК параметры режима оказались чрезвычайно напряженными.
Установкой в нижней части БК секции ЛБТПН 90х9П из сплава 1953Т1
длиной
всего 800 м, по существу, были решены главные проблемы бурения
данных скважин; ситуация, по свидетельству буровиков, резко изменилась к
лучшему: на 25
30% снизились нагрузки при подъеме БК и крутящий момент
на роторе; практически исчезли затяжки, снизил
ось давление на выкиде бур
вых насосов за счет того, что проходное сечение ЛБТПН 90х9П больше, чем у
СБТ.
Отсутствие затяжек при применении алюминиевых труб связано с бол
шей гибкостью ЛБТПН по сравнению с СБТ и, следовательно, лучшей впис
ваемостью в силь
но искривленные участки ствола. Это свойство позволило не
только снизить динамические напряжения поперечного изгиба БК в условиях
высоких пространственных искривлений ствола скважины, но и избежать по
клинки инструмента при поступательном и вращательном дв
ижении инстр
мента, которые в условиях стальной БК ранее ошибочно диагностировались как
затяжки, вызванные дифференциальным прихватом при тяжелом растворе.
Таким образом, использование комбинированных БК, включающих
ЛБТПН, при бурении горизонтальных участ
ков скважин и боковых стволов м
лого диаметра, обладая целым рядом технико
технологических преимуществ, в
сравнении с колоннами из СБТ, дает возможность удлинить горизонтальные
участки скважин и снизить вероятность осложнений при их проводке.
Литература
.Kuru, E., Martinez, A., and Miska, S., 1999, «The Buckling Behavior of
Pipes and Its Influence on the Axial Force Transfer in Directional Wells», Procee
ings, SPE/IADC Drilling Conference, Paper No. SPE/IADC 52840, Amsterdam, Ho
land.
2.V.Tikhonov, A. Saf
ronov «Analiysis of PostbucklingDrillstring Vibrations in
Rotary Drilling of ERD Wells». OMAE
2009
79086.
31
June
5, 2009,
lulu
Hawaii
3.А. Дворников Применение легкосплавных бурильных труб ЛБТПН
90х9П в сложных геологических условиях бурения
боковых стволов на Прио
б−
ском месторождении // Нефтегаз. 2011. №2.
УДК 622.32
РАСЧЕТНОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ ГЖС ПРИ
ЭКСПЛУАТАσИИ
Федосов И.В.(НДб
1), доцент Ламбин А.И(ИрГТУ)
Е.В. Шербестов и Е.Г. Леонов , основываясь на численном анализе реш
е−
ний
системы уравнений (уравнений движения , неразрывности , состояния) С.Г.
Телетова, рекомендуют приближенные выражения для расчета распределения
давления , при пробковой структуре потока, по высоте скважины , когда веде
ся бурение с применением аэрированной
жидкости .
Рекомендуемые соотношения записываются в следующем виде :
Применение указанных формул ограничивается максимальным дебитом
69 м
/сут (по жидкости) для труб диаметром 403 мм. Для других диаметров
(503;620;759 мм)
121, 203, 3
37 м
/сут соответственно. Отношение υ
не
(1).
(2).
должно быть более 150 м
(для водовоздушной смеси). Применительно к г
зонефтяным смесям максимальный газовый фактор составляет 0,15ρ
При интегрировании были сделаны следующие допущения:
Инерционным членам в
уравнении движения пренебрегли, п
скольку он по сравнению с другими сл
а−
гаемыми очень мал;
Температура, коэффициент
сжимаемости газа
, объёмный расход
жидкости по всей длине труб остаются
неизменными;
В широком диапазоне изм
е−
нения параметра истин
ной газонас
щенности от коэффициента гидравлич
ского сопротивления λ существенно не
зависит результат определения давления
и он может быть принят равным 0,05;
При движении смеси отсу
ствуют фазовые превращения;
Структура смеси пробковая, а истинная газонас
ыщенность опис
вается соотношением , рекомендованным В.А. Мамаевым и др.:
Приведенные формулы не учитывают физических свойств смеси и могут
быть использованы только применительно к смесям , которые по своим сво
ствам близки к воздуховодяным (800<ρ
1100
кг/м
; 1,0<ρ
<50кг/м
;
1<μ
<20мПа*с; μ
�10
мПа*с;).
Если
Fr
3.72 , то υ
=4,74
2.5
Поскольку в нефтяных скважинах по мере подъема смеси газ выделяется
из нефти , расчеты надо вести по осредненным υ
и строить графики υ
),ρ
На основе этих графиков рассчитывались среднеинтегральные величины
рассматриваемых переменных в интервалах изменения давления
Если
нас.
, то для нижнего интервала проводят при изменении давления от
нас.
Рассмотрим расчет на
примере.
Исходные данные дебит безводной скважины 122 т/сут. В скважину на
глубину 1600м. спущена колонна труб диаметром 6,2см. Абсолютное давление
у устья скважины 1 МПа , давление насыщения 9,7 МПа. Плотность дегазир
ванной нефти 844 кг/м
, а при давлен
ии насыщения и пластовом давлении пр
мерно одинакова и составляет 790 кг/м
средняя вязкость 5мПа*с. Газовый фа
тор 60 м
/т. Плотность газа 1,3 кг/м
устьевая температура 15
, а на глубине
1600 м 29
. Результаты давления в МПа на различных глубинах (цифры
в ско
ках в м.): 1,0(0);2,03 (300);3,08(500);4,9(800);6,3(1000);7,04(1100);9,72(1440).
Требуется определить давление у башмака колонны НКТ по вышеприв
е−
денной методике.
При устьевом давлении :
При давлении насыщения:
Таким образом , на интервале
изменения давления от 9,7 до 1 МПа расч
ты следует вести по формулам (1) и (2).
Для определения
рассчитывается сумма υ+
и строится график (1) . Из
графика следует , что
2.4 МПа , так как для труб диаметром 62 см граница
применимости формул (1) и (2
) соответствует суммарному расходу смеси, ра
ному 4,54*10
/с (3).
Было установлено , что :
Поскольку ρ
и υ
линейно зависят от давления , при определении средних
значений рассматриваемых величин можно исходить из среднеарифметических
давлений на ка
ждом интервале изменения давления. Для нижнего интервала (от
9,7до 24 МПа) среднее давление составляет 5,9МПа, поэтому :
Аналогично ведется расчет и для верхнего интервала давлений где сре
нее составляет 0,5(2,4+1,0) 1,7 МПа. Тогда ρ
835 кг/м
, υ 70,3
/с.
Секундный объемный расход жидкой фазы определяется по соотнош
нию:
Для нижнего интервала
0,00182 м
/с.
Для верхнего интервала
0,00182 м
/с.
Основываясь на соотношениях (1) и (2) , рассчитываем длину интервалов.
Для верхнего интервала при
Аналогичные расчеты проводятся по формуле (1) для нижнего интервала,
где давление изменяется от 9,7 до 2,4 МПа:
Таким образом, на глубине 383+1100 1483 м давление равно 9,7 МПа
(см. рис. 1). Замеренное давление на глуб
ине 1600м составляет 10,89 МПа. Ра
четное давление на этой глубине 9,7+0,01(1600
1483)0,79 10,1 МПа, т. е.
меньше замеренного на 0,27 МПа, что составляет 2,5% ( по сравнению с р
е−
зультатами замеров).
Список литературы.
Справочное руководство по
проектированию разработки и эксплу
а−
тации нефтяных месторождений.
Под общ.ред. Ш. К. Гиматудинова / Р. С. А
дриасов, И. Т. Мищенко, А. И. Петров и др. М., Недра, 1983, 455 с.
УДК
622.248
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ АЛЮМИНИЕВЫХ БУРИЛЬНЫХ
ТРУБ ПР
И БУРЕНИИ СКВАЖ
ИН НА НЕФТЬ И ГАЗ
Скотарев А.А., (НДб
2), доц., Зайцев В.И
При бурении глубоких, сверхглубоких скважин, скважин с большим о
клонением от вертикали и, особенно, горизонтальных скважин черезвычайно
важно обеспечить высокую эксплуатационную надёжность бурильной колонны
(БК), снизить её напряжённо
деформированное сост
ояние и обеспечить безав
а−
рийную работу в условиях экстремальных нагрузок и высоких температур.
Компоновка и вес БК существенным образом влияют на технико
экономические показатели проводки скважин, формирование сил сопротивл
ния и определяют уровень нагрузк
и на элементы буровой установки. Одним из
наиболее перспективных путей решения этих проблем является использование
ЛБТВК, изготовленных из специальных алюминиевых сплавов, которые обл
а−
дают рядом ценных физико
механический свойств, выгодно отличающих их от
сталей
основного материала для изготовления бурильных труб. К основным
из этих свойств следует отнести: низкий удельный вес; высокое облегчение в
растворах различной плотности; высокую удельную прочность; пониженное
значение модулей; пониженное значение
модулей продольной упругости и
сдвига виброгасящие свойства; коррозийную стойкость в агрессивной среде и, в
первую очередь, в
немагнитные свойства; легкую разбуриваемость
(разрушение долотами, фрезами).
Эти свойства алюминиевых сплавов
определяют основу эффективности
применения ЛБТВК в составе бурильных колонн при проводке скважин на
нефть и газ
НИЗКИЙ УДЕЛЬНЫЙ ВЕС
Основными ограничениями при бурении глубоких и длинных скважин
являются растягивающие нагрузки при подъёме БК с забоя скваж
ины и крут
я−
щий момент на её вращение при бурении. Растягивающие нагрузки формир
ются собственным весом БК и силами сопротивления на её перемещение (тр
ния). Крутящий момент на вращение колонны формируется только силами с
противления (трения). Указанные па
раметры напрямую зависят от удельного
веса материала труб, который определяет собственный вес БК. Силы сопроти
ления (трения) так же зависят от собственного веса колонны, который форм
рует прижимающие усилия к стенке скважины и совместно с коэффициентом
ения определяют силы трения. С учётом веса стального замка ЛБТВК на во
духе почти в 2,5 раза легче стальной трубы аналогично типоразмера при сн
жении прочностных свойств в 1,5 раза. Эта разница и определяет более низкие
значения напряжённого состояния БК п
ри применении в её компоновке
ЛБТВК.
ОБЛЕГЧЕНИЯ В БУРОВОМ РАСТВОРЕ
Показатель значения собственного веса колонны значительно снижается в
том числе из
за повышенно плавучести сплавов (выталкивающая сила), которая
определяется отношением плотности бурового
раствора к приведенной плотн
сти материала труб.
ВЫСОКАЯ УДЕЛЬНАЯ ПРОЧНОСТЬ
Прочностные свойства стальных бурильных труб выше алюминиевых, но
если учесть, что основной лимит прочности уходит на нагрузки, формируемые
собственным весом колонны, то применении
ЛБТПН становится эффективнее.
По параметру удельной прочности колонны из алюминиевых труб, что и обе
печивает возможность доведения повышенных значений растягивающих на
грузок при прихватах нижней части колонны и их ликвидации силовым мет
дом.
МОДУЛЬ ПРОД
ОЛЬНОЙ УПРУГОСТИ И СДВИГА
Указанные параметры физико
механических свойств материала в общем
виде характеризуют его пластичность, уровень действующих нагрузок.
Учитывая, что по этим параметрам алюминиевые сплавы имеют значения
почти в три раза ниже, чем у с
тали, соответственно и возникающие напряжения
в ЛБТВК ниже, чем в стальных трубах, а следовательно
выше параметры эк
с−
плуатации. Так, при вращении колонны переменная составляющая напряжений
изгиба зависит от модуля продольной упругости:

��
е
диаметр труб,
скв
стрела прогиба
длина полуволны изогнутой оси.
Модуль продольной упругости определяет напряжения при перемещении
БК на искривлённом участке скважины:
��
где
радиус искривления ствола скважины.
Динамические
напряжения в колонне при СПО определяются как:
��
где
скорость СПО колонны,
удельный вес материала.
Крутильные колебания при подклинках зависят от модуля сдвига

где
угловая скорость.
Принципиальным для бурения
наклонных и горизонтальных участков
скважин, и особенно при бурении кокковых стволов, является прохождение к
лонной участков с резкими перегибами пространственного положения ствола с
малым радиусом искривления.
ст/
ал Ест/Еал×
2.92×0.66=1.
94, т.е допустимы радиус и
с−
кривления в стволе при применении ЛБТВК в 1,9 раза меньше, чем со стальн
ми трубами в аналогичных технологических условиях.
ВИБРОГАСЯЩИЕ СВОЙСТВА
Известно, что продольные, крутильные и поперечные колебания, генер
руемые при работ
е долот на забое, распространяются в виде волн по бурильной
колонне (БК). Алюминиевые бурильные трубы в качестве элементов волновых
экранов обладают рядом существенных преимуществ. Они отличаются от
стальных труб превышенной демпфирующей способностью. Напр
имер, при
толщине стенок 10 мм степень рассеяния энергии колебаний внутренним тр
е−
нием в материале тру у ЛБТВК на 20% выше, чем у стальных
КОРРОЗИЙНАЯ СТОЙКОСТЬ
Выполненный комплекс лабораторных и скважинных испытаний опред
е−
лили высокую коррозийную стойкост
ь алюминиевых сплавов в различных
агрессивных средах с различными показателями р
бурового раствора.
Преимущественным качеством алюминиевых сплавов является полное
отсутствие коррозийного поражения при эксплуатации в среде полного нас
щения сероводородом и
углекислым газом.
НЕМАГНИТНЫЕ СВОЙСТВА
Немагнитные свойства алюминиевых сплавов позволяют проводить все
возможные виды магнитного каротажа скважин внутри БК. Это особенно ва
но для контроля работы телесистем при проведении корректировки профиля
ствола гор
изонтальных скважин.
РАЗБУРИВАЕМОСТЬ
Приведённые особенности алюминиевых сплавов и их влияние на эффе
тивность бурового процесса при использовании ЛБТВК в компоновке бурил
ной колонны наглядно демонстрируются в результатах сравнительных расчётов
напряжённо
деформированного состояния колонн при выполнении различных
технологических операций в процессе бурения скважин. Ниже приведён пр
мер такого расчёта, выполненный компанией ООО «Акватик
Бурильные тр
бы» с применением программного обеспечения 3
при б
урении скважины
№806 куста 5 на Ванкорском месторождении в Восточной Сибири:
1.Исходные данные по скважине:
бурение долотом
PDC
Ф219.1 мм на отметке 3732 м, комбинированным
способом;
расчётный профиль ствола
наклонный с горизонтальным окончанием,
ОК Ф2
45 мм до 1965 м;
нагрузка на долото
100кН, частота вращения БК
90об/мин, мех. Ск
рость
9,0 м/ч;
плотность раствора
1140кг/м3; расход раствора
32л/
1.Компоновка бурильной колонны с применением стальных бурильных
труб.
Наружный
диаметр,
мм
Толщина
стенки,
мм
Диаметр
замка,
мм
Масса

трубы,
кг/м
Длина
секции,

Марка
сплава
труб
Типоразмер
труб
145,27
47,3
Сталь
КНБК
127,0
9,19
168,3
33,63
541,1
St
DP5
5х19,50
171
81,31
81,0
Сталь
УБТ
171х71+Ясс
127
9,19
168,3
33,63
3062,5
St
DP 5 19,50
Общая длина колонны
3732,9м; масса в воздухе
1346,6кН
2. Компоновка комбинированной бурильной колонны с применением
ЛБТВК
Наружный
диаметр,
мм
Толщина
стенки,
мм
Диаметр
замка,
мм
Масса

трубы,
кг/м
Длина
секции,

Марка
сплава
труб
Типоразмер
труб
145,27
47,3
Сталь
КНБК
147,0
13,0
178,0
21,41
540
1953Т1
ЛБТВК
147х13П
171
81,31
81,0
Сталь
УБТ
171х71+Ясс
147,0
13,0
178,0
21,41
2860
St
ЛБТВК
147х13П
127
9,19
168,3
33,63
204,6
St
Общая длина колонны
3732,9м; масса в воздухе
931,3кН
3.Результаты сравнительного расчёта
Расчётные параметры
Варианты компоновки БК
Стальная
S 3732
Комбинированная
А3732
Бурение на отметке 3732м
1. Расчётный вес в растворе, кН
1160
645
2. Нагрузка на крюке, кН
694
319
3. Крутящий момент при вращении,
кНм
30,6
19,5
4. Минимальный запас прочности
2,13
2,46
5. Гидравлические потери, МПа
16,91
Подъём БК с отметки 3732м
6. Нагрузка на крюке, кН
1346
756
7. Минимальный
запас прочности
1,91
2,61
Спуск на отметку 3732м
8. Нагрузка на крюке, кН
520
273
Практика применения ЛБТВК показала, что наибольшая их эффекти
ность проявляется при глубине вертикального ствола скважин более 3000 м и
для всех длин горизонтальных
скважин.
Литература
1. Файн Г.М и др. Нефтяные трубы из лёгких сплавов. Недра, 1990
2. Басович В.С., Гельфгат М.М., Файн Г.М. Состояние и перспективы
применения изделий из алюминиевых сплавов и нефтегазодобывающей отра
с−
ли// Бурение и нефть. 2003. №4.
УДК
622.276
СВЕРХТИКСОТРОПНЫЙ ГЛИНИСТЫЙ РАСТВОР ∆RILPLEX
Шамановский Е.О. (гр. НДб
1), Заливин В.Г. (доцент ИрГТУ)
DRILPLEX
Специальный продукт, используемый для увеличения стат
ческого напряжения сдвига (СНС), является неорганическим химическим
заг
стителем буровых растворов на водной основе. ∆RILPLEX H∆∆ легко раств
рим в воде. Позволяет формировать растворы с исключительными cдвигора
жижающими свойствами, что в результате даёт буровой раствор с великоле
ными динамической и статической способнос
тями выноса твёрдой фазы. Это
отмечается высокими показателями динамического напряжения сдвига (ДНС) и
низкой пластической вязкостью. При отсутствии циркуляции раствор временно
обращается в гелеобразное состояние, что придаёт ему высокую удержива
щую спосо
бность, подтверждающуюся не прогрессирующим значением СНС.
Область применения:
бурение рыхлых, слабосцементированных пород;
бурение зон поглощений;
фрезерование ствола скважины;
бурение горизонтальных скважин;
бурение скважин большого диаметра;
бурение
с гибкой трубой;
бурение скважин на море при большой глубине воды;
бурение переходов.
Свойства реагента
при воздействии на буровые растворы на водной осн
Резко нелинейный реологический профиль.
Прекрасное качество очистки ствола от выбуренного шлама
Высокие тиксотропные свойства.
Легкая очистка от выбуренного шлама.
Тонкая плотная фильтрационная корка.
Хорошее качество первичного вскрытия.
Термостабильность
150°
Легкость разрушения структуры.
Хорошие технико
экономические показатели.
Низкая
токсичность.
Как работает реагент ∆RILPLEX?
Для того чтобы понять как растворы на основе ∆RILPLEX, необходимо
увидеть химическую составляющую раствора. ∆RILPLEX не является пол
мерным загустителем, поэтому при введении этого продукта в раствор мы п
лучаем
буровую жидкость с низким содержанием твёрдых частиц, хорошими
сдвигоразжижающими свойствами, что не разрушает высокие сдвиговые хара
теристики. ∆RILPLEX образует гелевую структуру, придающую отличные
свойства суспензирования твёрдых частиц при сохранении
низкой вязкости п
тока.
Смешиваемые компоненты являются нерастворимыми, кристаллическ
ми и неорганическими, содержащими два и более металлов в уникальной ги
д−
рооксидной структуре. Каждый кристалл ∆RILPLEX имеет положительный з
а−
ряд из
за своей структуры. Кри
сталлы ∆RILPLEX похожи на пластины, кот
рые в дисперсионном виде значительно меньше частиц бентонита или атт
пульгита (рис.1).
Комбинация из мелких и
положительно заряженных кр
сталлов ∆RILPLEX H∆∆
модействует с глинистыми ч
а−
стицами через ионообме
ный
механизм, что в результате даёт
уникальную гелевую структуру.
Когда п
ложительно заряже
ные частицы ∆RILPLEX H∆∆
вступают в реакцию с отр
тельно заряженными глинист
ми частицами образуется новый
омпонент, придающий велик
лепные суспензионные свойства
твёрдой фазы. Комплекс
∆RILPLEX/глина показывает
уникальные свойства. В состоянии покоя он ведёт себя как эластичная твёрдая
частица. При воздействии силы, структура руши
ся и поток проходит через неё
Когда давление прекращается частицы возвр
щаются к состоянию эластичной
твёрдой структуры (рис 2).
Рис.1.
Кристаллы ∆RILPLEX
и частицы бентонита
Тесты подтверждают вышеупомянутое утверждение. Наиболее важным
результатом этого внутриструктурного взаимодействия является уникальная
способность раствора с ∆RILPLEX H∆∆ проявлять низкую вязкость около б
рового долота, при этом гель начинает быстро образо
ваться после уменьшения
потоковых характеристик, что помогает выносить и поддерживать в статич
е−
ском состоянии выбуренную породу. Суспензия также образуется во время
протаскивания бурильных труб, предотвращая обвал скважины и прихват труб.
Если по каким
то
причинам буровые операции останавливаются, то они могут
быть возобновлены с точки вынужденной остановки без заметного обвала
скважины даже после нескольких дней.
Традиционно, высоковязкий раствор или турбулентный поток требуются
для достижения хорошей про
мывки скважины. Из
за своей уникальной система
∆RILPLEX выносит и удерживает в статическом состоянии твёрдые частицы
лучше чем высоковязкие системы буровых растворов и при низких потоковых
характеристиках. Выдающаяся промывка скважины с низким содержанием
твёрдых частиц в растворе и сдвигоразжижающие характеристики позволяют
системе ∆RILPLEX давать высокую скорость проходки.
Модификатор реологии является низкотоксичным и отвечает требован
ям EPA. В экологически чувствительных зонах это может означать как у
мен
шение расходов на очистку, так и снижение мер безопасности в обращ
нии.Тест на креветках, произведённый лабораторией ENSR (использующей
протокол EPA) с введением раствора с содержанием от 1 до 7 частей модиф
катора реологии не показал увеличения токсич
ности.
Литература:
http://www.burgomistr
spb.ru/
«Бурение горизонтальное, машины,
инструмент, строительство», сокращенно: «Бургомистръ».
Научно технический журнал. Woρλd Oiλ`s Fλuids 2009.
Рис.2 Принцип действия раствора
DRILPLEX
УДК 622.249.33
КОЛЕБАНИЯ «
STICK
SLIP
» ПРИ РАБОТЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Никитченко И.А. (НДб
1), доцент Ламбин А.И. (ИрГТУ)
Эффективное снижение вибрации бурильной колонны по
прежнему явл
я−
ется серьезной проблемой в бурении, и для этого должны быть разработаны
надежные
прогностические методы решения данной проблемы. В данной статье
представлены модели, разработанные центром прикладных исследований д
намики, университета города Абердина. [1]
Схемы подтверждают существование набора параметров, в котором с
стема работает бе
з придерживаться скольжения вибрации
1. Моделирование вибрации «
Stick
slip
1.1. Фрикционные модели взаимодействия долото
горная порода.
Крутящий момент на долоте (Т
) подчиняется закону трения, это фун
ция, которая определяет момент сопротивления на долоте и моделирует вза
модействие между долотом и горной породой. Она может быть представлена
следующем виде:
Простейшая модель для крутящего момента (Tb
является кусочно з
а−
данной функцией закона сухого трения (Модель трения (1)), со значением
статического трения (T
) и другим, более низким, значением скользящего (или
динамического) трения (T
), который в данном случае не зависит от скорости
ϕ1.Более
реалистичные законы трения содержат зависимость от скорости ϕ
нагрузки на долото (WOB), и, как правило, разрывны в области нулевой скор
сти .В более сложной модели трения (Модель трения (2)) входит зависимость
динамических коэффициентов, μ0 и μ1, от к
онтактной скорости, и имеет вид:
где
1 и λ2
постоянные сухого трения и
нагрузка на долото.
Третья модель трения (
) включает в себя экспоненциальную завис
мость от контактной ск
рости, что позволяет улучшить точность в о
ласти ок
ло нулевой
ск
рости, и имеет вид:
где
статич
ский и динамический моменты сухого трения,а ω
константы с
хого трения.
Три различные мод
е−
ли трения с увеличением
уровня сложности пр
мен
ются для определ
е−
ния их влияния в дин
а−
мике. Сравнение между
динамическ
ми характ
ристиками трёх моделей
трения показывает, что
опасные предел
ные
циклы прилипания
скольжения не
меняются
качественно.
1.2. Модель кручение
маятника 1.
В первом приближении,
бурильная колонна может
быть смоделирована как
крутильный маятник. В этой схеме, эквивалентной инерции системы является
масса низа бурильной колонны (КНБК), бурильные трубы предст
авлены торс
онной пружиной, эквивалентной демпфирующего действия на систему пре
д−
ставлен торсионный демпфер. Кроме того, в первом приближении угловая ск
рость роторного стола постоянна, а амплитуда его колебания значительно
меньше, чем амплитуда колебаний д
олота.
Уравнение движения для этой системы:
Где J
является эквивалентом момента инерции массы бурильной колонны, c
является эквивалентом коэффициента демпфирования вдоль бурильной коло
ны, k
является эквивалентом жесткости бурильных труб на кручение,ϕ
угол
поворота долота,а ϕ
угол поворота ротора , T
является крутящим моментом
на долото и точкой обозначается дифференцирование по времени.
В этой проблеме, интерес состоит в том, как нак
опленный крутящий м
мент в пружине (представляющей бурильные трубы) зависит от относительного
смещения между верхом и низом бурильной колонны. Имея это в виду, относ
тельное угловое смещение между ротором и долотом определяется как:
После чего уравнение
4 можно записать в виде:
1.3.Модель кручения маятника с параметрическим возбуждением угловой ск
рости ротора
Модель 2.
Как отмечается в полевых данных, скорость ротора колеблется вокруг
номинальной скорости, когда долото испытывает колебания «
Stick
Slip
». К
Рисунок 1. Модели трения, показывающие завис
мость момента трения от угловой скорости (Т
синий, Tb2
. Красный, Т
зел
еный)
лебания ротора имеют меньшую амплитуду и более высокую частоту, чем к
лебания прилипания
скольжения. Одним простым способом введения этих к
лебаний в модель является применение параметрического возбуждения скор
сти ротора, в виде:
где А
ампл
итуда колебаний и ω
частота колебаний. В дальнейшем,
вполне возможно для настройки значения А и ω эмулировать поведение ротора.
Понятно, что обнуление этих двух параметров делает эту модель похожей на
модель 1
Рисунок 2. Схематическое изображение системы бурильной колонны.
1.4. Модель кручения маятника
модель 3.
Для того чтобы включить динамику системы привода, используется эле
тромеханическая модель 3.
В эту модель включены характеристики двигателя и ротора. Предполаг
а−
ется, что связь между ротором и двигателем является жесткой. Уравнения дв
жения для этой систем
ы является:
где J2 является эквивалентом момента инерции системы привода, С2
эквивалент коэффициента затухания системы привода,
это ток, К
константа
электродвигателя , L
индуктивность,
комбинированное передаточное отн
шение трансмиссии, R
сопротивл
ение,
напряжение и точка означает дифф
е−
ренцирование по времени.
Угловая скорость
Эффект от двигателя и к
оробки
передач
Роторный стол и энерция двигат
Бурильные трубы
УБТ
2 . Выводы
Сравнение трех используемых моделей трения, показывает небольшую
разницу между более простыми и более сложные моделями , что подтверждает ,
что основным
аспектом вибраций «
Stick
Slip
» является разница между х
а−
рактеристиками статического и динамического трения. Сочетание угловых
скоростей и остановок также помогает избежать колебаний прилипания скол
жения.
Литература
1)
Marcos Silveira and Marian Wiercigroch
Low dimensional models for
stick
slip vibration of drill
strings Journal of Physics: Conference Series
181
(2009)
012056 doi:10.1088/1742
6596/181/1/012056 The Shock and Vibration Digest.
2003;35(2):81
УДК 622.276:622.24
ТЕХНОЛОГИЯ ОЧИСТКИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ
Суренков А.А., Заливин В.Г. (ИрГТУ)
Новые технологии, основанные на горизонтальном бурении коренным
образом изменили практику и теорию мировой добычи нефти. Дебиты скважин,
имеющих горизонтальные окончания большой протяженности, значительно
возросли. В результате разредилась сетка скважин, снизились депрессии, зн
а−
чительно увеличилась продолжительность б
езводной эксплуатации. На некот
Рисунок 6. Трехмерная модель рывков вибраци
которая
показ
ет
нижний и верхний пределы
отклонения
от поверхности
скольжения.
Угловая
скорость
рых месторождениях, запасы нефти, которые ранее считались не извлекаем
ми, в настоящее время, могут вырабатываться в промышленных масштабах, п
высилась эффективность многих старых методов воздействия на пласт, знач
тельно ул
учшилось большинство показателей разработки.
Установлено, что для достижения улучшенных показателей бурения и
успешной проводки скважины особенно важно поддерживать высокие удерж
вающие и структурные свойства бурового раствора, в противном случае в
скважин
е возникают осложнения, а скопление выбуренных твердых частиц в
скважине ведет к увеличению трения и уменьшению возможности передачи
нагрузки на долото, в результате снижается скорость механического бурения и
повышаются затраты времени на сооружение скважи
ны.
Многие осложнения, возникающие при бурении сильно искривленных
скважин, так или иначе, связаны с применяемым буровым раствором. Сле
д−
ствием несоответствия бурового раствора условиям бурения могут быть след
ющие проблемы:
плохая очистка и зашламование ст
вола скважины;
избыточный крутящий момент;
высокие сопротивления расхаживанию бурильной колонны и нево
можность передачи необходимого веса колонны на долото;
прихваты бурильного инструмента, если поддерживается необоснова
ная величина водоотдачи раствора и
высокое содержание твердой фазы;
нарушение устойчивости стенок скважины;
поглощение бурового раствора продуктивной зоной, сопровождающе
е−
ся снижением производительности скважин;
кольматация приствольной зоны;
образование уступов вследствие резкого самопро
извольного измен
е−
ния в направлении бурения;
осложнения при спуске каротажных приборов на стальном канате;
плохое качество цементирования.
При угле наклона более 20
колонна бурильных труб может “лежать” на
нижней стенке скважины. Это заставляет большую ча
сть жидкости протекать
по верхней части кольцевого пространства, препятствуя нормальной транспо
тировке, так как подобный профиль течения дает недостаточно энергии для
транспортирования частиц по нижней части ствола и способствует напластов
а−
нию шлама.
Не к
онцентричное расположение бурильной колонны также затрудняет
вынос шлама.
Поскольку глинистые сланцы гидратируются и ослабляются, вращаясь,
бурильная колонна будет внедряться в ослабленную зону, в результате чего м
гут возникнуть осложнения в связи с чрезм
ерным вращающим моментом и с
противлениями продольному перемещению колонны. Если забойную комп
новку попытаться поднять через образовавшийся желоб, то может произойти
прихват.
В горизонтальных скважинах более сложна проблема сохранения усто
чивости ствола
скважины, так как глинистые сланцы, устойчивые в вертикал
ном стволе, при углах отклонения от вертикали 70
С осыпаются;
В горизонтальных скважинах более велика вероятность поглощения ра
с−
твора, так как градиент гидроразрыва пород для горизонтальных скважин
ниже,
чем для вертикальных и приближается к градиенту порового давления;
Более сложна очистка горизонтального ствола от выбуренной породы;
В горизонтальной скважине более высоки силы трения, возникающие при
движении бурильной колонны.
Горизонтальные скваж
ины намного более чувствительны к загрязнению,
чем вертикальные в тех же условиях по следующим причинам:
ствол горизонтальной скважины имеет более продолжительное время
контакта с буровым раствором (недели) по сравнению с вертикальной скваж
ной (часы, су
тки);
большинство горизонтальных скважин в интервале продуктивного пл
а−
ста не цементируется и не перфорируется, а заканчиваются открытым стволом
или фильтром.
Эффективность очистки скважины зависит от профиля скважины и ге
метрии затрубного пространства.
Сложность решения указанных выше проблем заключается в следующем:
1. Нельзя применять диспергаторы и дефлокулянты, так как они спосо
ствуют:
повышенному содержанию твердой фазы в растворе;
снижению взвешивающей способности раствора;
снижению несущей
способности раствора
2) Многие, реагенты для снижения водоотдачи, могут вызвать загрязн
е−
ние продуктивного пласта.
3) Градиент гидроразрыва для горизонтальных скважин приближается к
градиенту порового давления.
4) Многие сланцы, устойчивые при вертикальном
стволе, при углах 70
осыпаются.
Плотность раствора должна постоянно поддерживаться в определенном
узком диапазоне, чтобы обеспечить сохранение устойчивости стенок скважины.
Она должна быть достаточно высокой для того, чтобы сдерживать пластовое
давление
и сохранять устойчивость стенок скважины, и в то же время дост
а−
точно низкой для того, чтобы не произошло гидроразрыва пород.
Скорость течения раствора в затрубном пространстве рассматривается
как ключевой параметр очистки ствола. Увеличение скорости течен
ия улучш
а−
ет транспортировку шлама, несмотря на режим потока.
Низкая кольцевая скорость может позволить частицам концентрироваться
на нижней стенке скважины и в конце концов сформировать шламовую поду
ку.
Качественное и эффективное строительство горизонталь
ных стволов (ГС)
обусловливает необходимость использования специальных растворов, обесп
чивающих:
высокую выносящую (или транспортирующую) способность;
высокую удерживающую способность;
длительную устойчивость горных пород;
исключение прихватов и с
оздание необходимой нагрузки на долото;
сохранение потенциальных добычных возможностей продуктивного
пласта без вторичного воздействия.
Для успешной проходки горизонтальных участков, исходя из выше ук
а−
занных проблем, рекомендуется создание турбулентного
режима.
Турбулентный режим для выноса шлама применяется в тех случаях, к
гда:
не происходит значительного размыва стенок скважины;
в самой широкой части затрубного пространства (ЗП) можно поддерж
вать число Рейнольдса, превышающее 4000;
предполагаетс
я вымыв только бурового шлама (а не больших кусков о
валившейся породы);
производительность насоса может обеспечить заданный расход;
обеспечивается повышенная скорость движения раствора в ЗП.
Однако, турбулентный режим в ЗП может усугубить проблему сох
ран
е−
ния устойчивости стенок скважины. Некоторые породы разрушаются при ту
булентном режиме промывки. В результате изменения конфигурации ствола
поток раствора на отдельных участках приобретает ламинарный характер.
Использование традиционных глинистых раств
оров для бурения ГС д
статочно долгое время было обусловлено не только отсутствием достаточных
теоретических и промысловых разработок в этой области, но, главным образом,
концентрацией внимания на проблемах управления геометрией скважины.
Основные недостат
ки глинистых растворов, такие например, как избыток
коллоидной фазы, кольматация коллектора мелкими частицами, сложность р
гулирования реологических характеристик и т.п.,
Замена глинистого раствора (вязкостью около 80 с) на биополимерный
снижает устьевые
давления на 3,5
5,5 МПа. Такое снижение давления обычно
интерпретируют как возникновение размыва ствола, однако в данном случае
этот эффект обеспечивается низкой вязкостью раствора (особенно при истеч
нии из насадок долота) и, следовательно, биополимерн
ый раствор существенно
улучшает рабочую характеристику забойного двигателя. К долоту удается по
д−
вести много большую мощность, что увеличивает скорость проходки и пов
шает надежность управления траекторией ствола, поскольку мгновенная пер
дача нагрузки на и
нструмент повышает эффективность регулирования зенитн
го и азимутального углов. Бурильные трубы перемещаются легко и без каких
либо зависаний.
Вращение колонны особенно эффективно для удаления шламовых под
шек в биополимерном растворе, из
за того, что в ко
льцевом пространстве обр
а−
зуется винтовой поток. Высокая выносная способность, что свойственна би
полимерным растворам, обеспечивает эффективную передачу гидравлической
и механической энергии частицами шлама.
Наилучшей очистки скважины биополимерными раство
рами можно д
стигнуть при ламинарном потоке, вращении и полной эксцентричности и
струмента.
Буровой раствор на основе биополимеров характеризуется очень высокой
естественной смазывающей способностью,
Биополимер обеспечивает повышение вязкости благодаря обр
азованию
поперечных связей между молекулами. В результате такого макромолекулярн
го взаимодействия достигается взвешивание твердой фазы.
В силу своих структурных особенностей биополимеры в сочетании с п
лисахаридными реагентами способны создавать водные по
лимерные растворы,
не содержащие твердой фазы, с широким диапазоном эксплуатационных
свойств.
Буровые растворы на этой основе обладают уникальными псевдопл
а−
стичными свойствами, т.е. практически не отличаются по вязкости от вязкости
воды при высоких скорост
ях сдвига, характерных для насадок долота, и резко
“загущаются” при низких скоростях сдвига, т.е. при движении в ЗП. Это обст
ятельство обеспечивает энергетически выгодные условия разрушения породы
долотом и выноса шлама
Следует избегать разбавления раство
ров, использования разжижителей,
флокулянтов и низкой подачи насосов.
Применяемые ныне в мировой практике системы растворов для промы
ки ГС можно разделить на четыре основные категории:
1. Традиционные глинистые растворы, модифицированные в зависимости
от
условий бурения добавками минеральных солей, полимеров или ПАВ.
2. Так называемые “чистые растворы” (без твердой фазы).
3. Типовые растворы, включающие широкий спектр РВО, РУО и раств
ров на синтетической углеводородной основе.
Реология раствора,
обеспечивающая адекватную очистку скважины, по
бирается после того, как установлен базовый состав раствора.
4. Реологически сконструированные растворы, включая биополимер
карбонатные и биополимер
солевые растворы, гидрогели полимеров полис
а−
харидной при
роды, обладающие вязкопластичными реологическими свойств
ми.
Новые типы буровых растворов, используемые за рубежом для бурения
горизонтальных скважин.
В настоящее время за рубежом для бурения ГС все более широко испол
зуются полимерные растворы на основе
полисахаридов (биополимеров, поли
нионной целлюлозы и производных крахмала) с высоким ингибирующим де
ствием, а также с кольматирующей водо
или кислоторастворимой твердой ф
а−
зой.
Flo
Pro
промывочная жидкость для бурения ГС и скважин с бол
шим углом нак
лона ствола.
ANCO
2000
высокоингибированная система бурового раствора на
основе биополимера, полианионной целлюлозы и полиалкиленгликолей (ПАГ),
разработанная компанией ANCOR ∆ρiλλing Fλuids
ADF.
Система на основе Poλyvis
синтетического неорганиче
ского стру
турообразователя.
РНСО
растворы на нетоксичной синтетической биоразлагаемой
неводной “псевдонефтяной” основе.
Новые типы отечественных буровых растворов рекомендуемых
для бур
е−
ния ГС.
Рагипол
буровой раствор без твердой фазы на основе гидрогелей п
лимеров.
ИНПОЛИС
буровой раствор, незагрязняющий продуктивные пл
сты.
Буровой раствор РНСО
раствор на синтетической нефтяной
основе
эмульсионная система,
дисперсионной средой которой являетс
я синтетическая
биоразлагаемая углеводородная жидкость класса альфаолефинов, полиальфа
лефинов, сложных эфиров растительных масел и животных жиров.
Литература
Бурение горизонтальных скважин Оренбург 1998
Авдеев А. И., Ропяной А. Ю., Семенец В. И. “ Строи
тельство гор
зонтальных скважин в ПО “Нижневолжскнефть”,
Нефтяное хозяйство, № 9,
1993 г., с. 36
УДК 622.248
ПРОФИЛИ МНОГОЗАБОЙНЫХ СКВАЖИН
Федосов И.В.(НДб
1), доцент Зайцев В.И. (ИрГТУ)
Принципиальной схемой при многозабойном вскрытии
пластов является
разветвленная скважина. Извлечение нефти производится из одного наиболее
близкого к вертикали ствола, а ответвления служа дополнительными дренаж
ными каналами, по которым нефть поступает в основной ствол из отдаленных
участков нефтеносного
пласта, а также из вскрытых стволами высокопроду
тивных трещин или линз, остающихся между обычными однозабойными скв
жинами и не затронутых разработкой.
Выбор формы разветвления скважин зависит от толщины продуктивного
пласта и его литологической характе
ристики, наличия или отсутствия над ним
пластов, требующих изоляции. Радиусы искривления стволов и глубины мест
забуривания зависят от пластового давления, режима движений жидкости в
пласте и применяемых мер по поддержанию пластового давления. Профили
ство
лов, их длина и число ответвлений зависят от степени неоднородности
продуктивного пласта, толщины пласта, литологии, распределения твердости
пород, степени устойчивости разреза. В настоящее время разработано много
различных форм разветвления и Профилей ств
олов МЗС, отличающихся друг
от друга числом ответвлений, их формой и протяженностью.
В процессе эксплуатации и пробуренных многозабойных скважин было
установлено, что вход в дополнительные стволы, забуренные в устойчивых
участках разреза, сохраняются в теч
ение всей жизни скважины и обеспечивают
нужное попадание труб для ремонта или эксплуатации. Было также установл
но, что в случае необходимости дополнительные стволы можно крепить перф
рированными хвостовиками с воронками на верхнем конце.
По классификации
ВНИИ нефти МЗС подразделяются на следующие т
пы:
1. многозабойные скважины с горизонтальными и пологонаклонными
стволами, пробуренными из основного ствола;
2. многоярусные скважины;
3. радиальные скважины, в которых из одного горизонтального ствола
бурится
система радиальных стволов.
В соответствии с этим рассмотрим основные типы профилей МЗС и во
можности их рационального приме
нения для различных геологических и эк
плуатационных условий.
Многозабойные скважины с горизонтальными и пологонаклонными
стволами
Как показывает отечественный и зарубежный опыт, многозабойные скв
а−
жины были пробурены в основном для разработки нефтяных месторождений с
низким пластовым давлением, а точнее, для до разработки выработанных в зн
чительной степени залежей, разработки залеже
й с вы
соковязкими нефтями,
слоистых продуктивных пластов, а также для дегазации угольных пластов и т.
д. Реальная форма МЗС и профили их стволов определяются указанными цел
ми, а число стволов изменяется от 2 до 11.
Разработка типовых профилей МЗС в общем
случае довольно сложна из
за многообразия горно
геологических и эксплуатационных условий, и эта зад
а−
ча должна решаться конкретно для каждой залежи. Поэтому ниже будут изл
жены только общие подходы к проектированию таких скважин.
На рис. 1 показана схема м
ногозабойной скважины с горизонтальными ств
лами для условий пластовой залежи с однородном пластом.
В однородном пласте стволы МЗС размещают
в средней по толщине ч
сти пласта при напорных
режимах, в залежах с гравитационным
режимом
нижней части пласта, и желательно, чтобы профили
стволов имели форму, п
занную на рис. 2. При в
донапорном режиме в случае круговой залежи с р
а−
диусом контура питания 1000 м в однородном пласте
толщиной 15 м дебит нефти четырехзабойной скв
ны с горизонтальными стволами длиной 100 м и
радиусом 0,1 м при прочих равных условиях прев
шает дебит трехзабойной
скважины на 6% и менее дебита пятизабойной скважины на 2%. В связи с этим
в однородных пластах водной многозабойной скважине нет необходимос
ти б
рить более четырех стволов. На рис. 3 показана схема МЗС, ствол которой ра
мещен на поверхности конуса с вершиной выше кровли пласта в устойчивых
породах (известняках, доломитах, плотных мергелях и т. п.).
Статический уровень находится выше техничес
ки возможной глубины
добуривания верхнего ответвления и выше границы
устойчивых пород. Нижняя часть разреза не имеет в
доносных; поглощающих или других прослоев, тр
е−
бующих изоляции скважины обсадной колонной и ц
е−
ментированием.
При эт
ом отклонения забоев стволов МЗС друг от
друга и их протяженность должны быть максимально
возможными.
Для достижения
длительного перетока нефти в
основной ствол, где
будет помещен глубинный
насос, ответвления
следует забуривать, возможно
ниже статического
уровня.
Как видно из рису
ка, в данном случае ответвл
е−
ния забуриваются в
ше кровли продуктивного пл
а−
ста и устойчивость
всего разреза должна обесп
е−
чить сохранность, как
мест ответвлений, так и самих
стволов в процессе длительной эксплуатации скважины.
Кроме того, сохранение в первоначальной форме
мест ответвлений (без развития «желобов» и расшир
е−
ния) позволит в процессе эксплуатации вводить трубы
для промывки и ремонта дополнительных стволов. При
этой форме многозабойной скважины осно
вной ствол
крепится эксплуатационной колонной, немного не д
ходя до места наивысшего ответвления. Нижние инте
валы дополнительных стволов при необходимости м
гут быть укреплены заранее перфорированными хвосто
виками с воронками на верхних концах для облегч
ения ввода в них труб при
ремонте.
Пологонаклонные стволы в слоистом пласте должны иметь угол наклона
от вертикали не менее 60°. В слоистом или зонально
неоднородном пласте
стволы МЗС могут иметь волнообразный пр
филь (рис. 4), о чем было сказано
выше.
рис. 2.13, 6 показан вид МЗС в плане, на котором видны проекции полог
наклонных стволов, вскрывающих продуктивный пласт от кровли до его п
дошвы.
Рис.2. Профиль МЗС.
Рис.3.
Профиль МЗС
Если продуктивный пласт небольшой толщины имеет высокое
пластовое
давление зли находится под возде
ствием процесса поддержания пл
а−
стового давления и непосредственно
над продуктивным пластом залегают
неустойч
вые породы, сильно з
а−
трудняющие проводку искривле
ных или пологих ств
лов, а также
водоносные, газоносны
е или погло
щающие пласты, требующие обяз
а−
тельного перекрытия ствола скв
а−
жины обсадной колонной с цеме
тир
ванием, а в разрезе (в средней
или нижней его части) имеется и
тервал, сл
женный устойчивыми и
плотными породами (например, а
гидриды, плотные доломи
ты и т.п.),
то целесообразно применять МЗС,
профиль которой показан на рис. 2.14. В устойчивом и плотном участке разреза
производят разветвление МЗС с одновременным креплением дополнительных
стволов в интервалах н
устойчивых водогазовых или поглощающих пор
од.
Многоярусные скважины
Для пластов большой толщины (100 м и более) в некоторых случаях ц
лесообразно использовать многоярусные скважины. В каждом ярусе бурят по
три
четыре дополни
тельных
ствола. Для различных целей разработки соор
жают по два
три яруса горизонтальных стволов. Такие скважины могут успе
но использоваться при разработке, например, залежей с высоко вязкими нефт
я−
ми. Теплоноситель в этом случае можно закачивать в определенном по
рядке
циклически в средний ярус скважин, а отбор нефти производить через ярус д
полнительных горизонтальных стволов из верхнего и нижнего ярусов.
Многоярусные скважины могут использоваться для равномерного охвата
пласта дренированием при схемах вертикально
го в
теснения снизу вверх ил и сверху вниз. При разработке
на естественном режиме такие скважины могут созд
а−
вать условия для наиболее полного и быстрого отбора
нефти. Для лучшего дренирования пласта направления
Многоярусные скважины с горизонтальными
стволами могут быть рекомендованы для залежей
большой толщины, имеющих газовую шапку. В этом
случае верхний ярус стволов (три
четыре ствола) бурят
в пределах газовой шапки, нижний ярус стволов
в пр
е−
делах нефтяной части залежи (рис. 5).
Рис.4.Схема разветвления МЗС в сло
ном разрезе
Рис.
. Схема возможного
применения многоярусных
скважин
При соответствующем о
боре нефти и газа можно создать такие условия,
при которых газонефтяной ко
такт не будет перемещаться. Эксплуатация таких
скв
жин потребует распакеровки яссов в открытом стволе. Некоторый опыт
совместной эксплуатации нефтяных и газовых пластов в обсаженной верт
кальной скважине накоплен в НГДУ «Кинель
нефть»
ПО «Куйбышевнефть» (г. Похвистнево). Такой же
профиль многоярусной скважины можно использовать
на водоплавающих залежах для борьбы с конус
ами
подошвенных вод и для осуществления схем верт
кального вытеснения нефти (рис.6). Многоярусные
скважины с пологонаклоненными стволами в каждом
ярусе могут быть рек
мендованы для разработки пр
дуктивных пластов большой толщины, предела еде
ный чередовани
ем слоев нефтеносных песча
ников и
песков
непроница
мыми слоями глин, мергелей (рис.
6).
Радиально разветвленные скважины
Из горизонтального ствола диаметром 178
216 мм можно пробурить до
100 и более радиальных стволов диаметром 89
115 мм.
Если наиболее
продуктивной частью пласта является его верхняя часть, в
которой размещается нефтеносный слой самой большой толщины, то в этих
условиях с успехом может быть применен профиль
МЗС. Этот профиль МЗС лишен недостатков горизо
тальных и пологонаклонных скважин.
Основной г
зонтальный ствол МЗС проведен в верхней части пл
а−
ста в наиболее проду
тивном слое, а забой ее, как и
все дополнительные стволы, вскрывает проду
тивный
пласт до его подошвы.
Число
радиальных стволов будет определяться
степенью неоднородности пласта, и, по существу,
каждый забой такой скважины будет заменять верт
кальную скважину, расположенную на месте его пр
водки. Если наиболее продуктивная часть пласта
нефтенасыщенные линзы или ч
асто переслаивающи
е−
ся нефтенасыщенные слои песчаников и непроницаемых глин, то предпочт
тельнее использовать в качестве как добывающих, так и нагнетательных рад
ально
горизонтальные скважины, профиль которых показан на рис. 8
Рис. 7
Нагнета
тельно
радиально
горизонтальная скваж
и−
на
Рис. 8.
Нагнетательно р
диально
горизонтальная
скважина

Приложенные файлы

  • pdf 3275095
    Размер файла: 5 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий