CC BY
43
Эксплуатационный участок Залежи пластов
rNa/rCl CI/Br
(rSO4/ rCl)-100 (rCa/rNa)^100 | (rCl+rSO4)/(rHCO3+rCO3) rCa+rMg
(rHCO3+rCO3)/(rCa+rMg) (rSr/rCl)400 (rCa/rCl)400 [(rHCO3+rCO3)/rClM00
1А
2А
Ач3-4 1,10 284 0,2 2,6 8,0 4,8 4,7 0,4 2,6 14
Ач3_4+Ач52"3 1,11 299 1,7
4,0 5
3,5 0,2 3,9 27
1,02 284 1,9 3,7 9,0 3,9 3,4 0,3 4,0 16
Таб. 2 — Усредненные количественные значения диагностических критериев для распознавания пластовых вод ачимовских отложений УНГКМ
Ач52-3
30
Рис. 2 — Количественные значения диагностических критериев пластовых вод в зависимости от залежей продуктивных пластов УНГКМ
Экспозиция НЕфть газ октябрь 6 (59) 2017
построены зависимости, отражающие изменения состава вод по пластам (рис. 2). В результате проведенного анализа выбраны наиболее информативные критерии, представленные в таб. 2.
Для диагностики генетической принадлежности вод УНГКМ наиболее информативными гидрохимическими показателями являются следующие:
- натрий-хлорный коэффициент rNa/ rCl — показатель метаморфизации пластовых вод, характеризующий тип вод по классификации В.А. Сулина. В катионном составе вод УНГКМ повсеместно преобладает ион натрия. В случае, если rNa/rCl < 1 — воды хлоридно-натриевого типа, характерного для пластов сеноманского и неокомского горизонтов; при rNa/rCl > 1 — воды гидрокар-бонатно-натриевые (пласты БУ9, БУ141, Ач3-4, Ач52-3). По данному коэффициенту пластовые воды (гидрокарбонатно-натриевого типа) достаточно четко отличаются от других типов вод (хлоридно-кальциевых, сульфатно-натриевых, хлоридно-магниевых и растворов смешения);
- хлор-бромный коэффициент Cl /Br - — показатель растворения хлоридных солей, рассчитывается по отношению хлора к брому в массовых концентрациях (мг/дм3); при Cl /Br - < 300 воды являются пластовыми, происхождение их связано с древними бассейнами осадконакопления, зонами застойного водообмена. Если Cl /Br - > 300, то существует вероятность дополнительного поступления хлора в пластовые воды за счет инфильтрации из внешних источников (например, технических растворов). По результатам исследований хлор-бромный коэффициент в пластовых водах ачи-мовских отложений находится в пределах 280-300, что характерно для всего УНГКМ;
- сульфат-хлорный коэффициент (rSO42-/rCl - • 100) характеризует насыщенность вод сульфатами, следовательно, в восстановительной обстановке, присущей пластовым водам нефтегазовых месторождений, этот коэффициент имеет более низкие значения по сравнению с инфиль-трационными водами, обогащенными кислородсодержащими ионами. Повышение этого показателя может свидетельствовать о внедрении вод из внешних источников. По результатам исследований rSO42-/rCl- • 100 < 0,2 по 1 эксплуатационному участку (значение коэффициента по пласту Ач3-4 близко по значению пластам ПК18, БУ5); 1,7 < rSO42-/rCl- • 100 <2-2 эксплуатационный участок (пласты Ач3-4+Ач52-3, Ач52-3). Значение сульфат-хлорного коэффициента на втором участке значительно выше, чем по вышележащим пластам и достигает максимума в пласте Ач52-3;
- кальций-натриевый коэффициент (rCa2*/rNa~ • 100) информативен при диагностике присутствия в составе попутных вод технических жидкостей, закачиваемых в скважины для промысловых целей. Аномально высокие значения этого коэффициента связаны с воздействием растворов хлористого кальция. Согласно результатам исследований, кальций-натриевый коэффициент по пластам ачимовских отложений изменяется от 2,5 до 4,0;
- индекс Ларсона - Скольда (ИЛС), представляет собой отношение суммы молярных
концентраций ионов хлора и сульфат-иона к сумме молярных концентраций гидрокарбонат- и карбонат-ионов: (гС1-+гБ042-)/ (гНС03+гС032-). ИЛС — критерий, характеризующий коррозионную способность воды по отношению к низкоуглеродистой стали. Его повышенные значения свидетельствуют о коррозийной активности вод в обстановке, связанной с техногенезом. Так, по пластам БУ8, БУ9, БУ10-11, БУ141, наблюдается постепенное уменьшение критерия ИЛС с 9 до 2, обусловленное увеличением содержания гидрокарбонат иона вниз по разрезу (7561805 мг/дм3). В пластовых водах эксплуатационных скважин ачимовских отложений критерий ИЛС находится в диапазоне 8-9, за исключением скважин пластов Ач,,+Ач 2-3
3-4 5
(4), который в дальнейшем будет скорректирован по мере получения репрезентативной выборки статистических данных;
- кальций-магниевый коэффициент (гСа+г1^) представляет собой сумму молярных концентраций кальция и магния и обуславливает общую жесткость пластовой воды. Данный коэффициент возрастает вниз по разрезу, достигая максимума в пласте БУ5 (с 25 до 62), снижаясь в дальнейшем до 0,9 к БУ141. Значение этого коэффициента в залежах пластов от Ач3-4 до Ач52-3 изменяется от 4,8 до 4,0; 3-4 5
- отношение суммы молярных концентраций гидрокарбонат- и карбонат-ионов к общей жесткости (гНС03- + гС032-/ гСа+г1^) возрастает от ПК1 к БУ141, достигая максимального значения 17, обусловленное увеличением содержания гидрокарбонат-иона и уменьшением содержания кальция и магния, т.е. общей жесткости. В пластах Ач3-4 и Ач52-3 происходит изменение коэффициента от 4,7 до 3,4. Значение этого коэффициента по ачимовским отложениям близко к пластам БУ9 — 3,7;
- стронций-хлорный коэффициент (гБг/ гС1 • 100) показателен для УНГКМ, так как стронций и хлорид-ион являются коррелятивными компонентами, содержание которых индивидуально для каждого пласта. Данный коэффициент возрастает от ПК1 до БУ5, где достигает максимального значения, далее вниз по разрезу уменьшается до БУ141. При переходе на ачимовские пласты коэффициент увеличивается: значение по Ач3-4 (0,4) близко ПК18 (0,5), а по пластам Ач52-3(0,3) соответствует БУ10 (0,25).
Объем информации по ГХК ачимовских отложений УНГКМ на данный момент разработки ограничен, поэтому диагностические критерии по некоторым пластам даны в первой редакции. В дальнейшем, значения информативных гидрохимических параметров для определения генезиса вод, поступающих в скважины, будут уточняться.
Итоги
Комплексный анализ корреляционных связей между концентрациями рассматриваемых компонентов позволяет уточнить и детализировать особенности их геохимии в пластовых водах нефтегазоконденсатных месторождений.
Выводы
Полученная в результате ГХК информация о количественном содержании компонентов в попутных водах и значениях
диагностических критериев для залежей ачимовской толщи УНГКМ позволяет повысить эффективность контроля за разработкой месторождения и использования фонда скважин — посредством более обоснованного подбора скважин-кандидатов под конкретные геолого-технические мероприятия по обеспечению дальнейшей их работоспособности.
Список литературы
1. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Сурков В.С. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975. 680 с.
2. Козлов А.Л., Твердовидов А.С., Чупис Н.Е., Терещенко В.А. Гидрогеологический контроль за разработкой газовых месторождений. Науч.-техн. обзор: Разработка
и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1978. 58 с.
3. Курчиков А.Р., Бородкин В.Н., Забоев К.О. Модель формирования и перспективы нефтегазоносности ачимовской толщи Западной Сибири // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. №4. ТюмГНГУ, 2009.
С. 30-35.
4. Абукова Л.А., Абрамова О.П., Кошелев А.В., Ставицкий В.А. и др. Исходный состав пластовых вод как основа гидрохимического контроля за разработкой ачимовских отложений УНГКМ. Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса: СНТ. ООО «Газпром добыча Уренгой».
М.: Недра, 2013. С. 171-181.
5. Кошелев А.В., Ли Г.С., Катаева М.А. Гидрохимический контроль за обводнением пластовыми водами объектов разработки Уренгойского НГКМ. Сборник научных трудов
ООО «ТюменНИИпрогаз». Тюмень: РИФ «Солярис», 2013. С. 147-159.
6. Кошелев А.В., Ли Г.С., Катаева М.А. Оперативный гидрохимический контроль за обводнением пластовыми водами объектов разработки Уренгойского НГКМ. Научно-технический сборник «Вести газовой науки». М.: ВНИИГАЗ, 2014. № 3(19). С. 106-115.
4
ГАЗПРОМ
ДОБЫЧА
УРЕНГОЙ
г. Новый Уренгой, ул. Железнодорожная, д. 8 +7 (3494) 94-84-09 +7 (з494) 22-04-49 gdu@gd-urengoy.gazprom.ru www.urengoy-dobycha.gazprom.ru
БУРЕНИЕ
УДК 622.24
Эффективность применения расширителей при строительстве подводных переходов методом наклонно направленного бурения
ю.В. Лисин
д.т.н., генеральный директор1
А.Н. Сапсай
вице-президент2
З.З. Шарафутдинов
д.т.н., главный научный сотрудник центра технологии строительства, обследования зданий и сооружений1
SharafutdinovZZ@niitnn.transneft.ru
1ООО «НИИ Транснефть», Москва, Россия 2ПАО «Транснефть», Москва, Россия
В работе рассмотрены вопросы выбора типа породоразрушающего инструмента для расширения пилотной скважины подводного перехода применительно к физико-механическим свойствам проходимых грунтов, технологии расширения. Показаны технические проблемы при эксплуатации различных конструкций породоразрушающего инструмента применительно к технологии расширения.
материалы и методы
Сравнительный метод на основе сопоставления результатов строительства переходов методом ННБ с инженерно-геологическими условиями их строительства.
Ключевые слова
породоразрушающий инструмент, бурение, наклонно направленное бурение, строительство переходов
Рис. 1 — Лопастной расширитель Fig. 1 — Reamer blade
Конструкция и вооруженность поро-доразрушающего инструмента являются одним из основных технических факторов, обеспечивающих успешность и скорость строительства скважин. Правильный выбор инструмента для строительства переходов магистральных нефтепроводов методом наклонно направленного бурения позволяет за счет высокой скорости строительства не только сократить затраты на сооружение переходов, но и в значительной степени обеспечить успешность их строительства. Увеличение времени взаимодействия бурового раствора с грунтом приводит к снижению его прочности и, соответственно, снижает вероятность сохранения устойчивого состояния построенной скважины для перехода трубопровода.
Поэтому совершенствование применяемого породоразрушающего инструмента — одна из первоочередных задач для строительства переходов трубопроводов через различные искусственные и естественные препятствия методом наклонно направленного бурения.
Породоразрушающий инструмент, применяемый для строительства подводных переходов, и его эффективность
Для строительства пилотной скважины используют как стандартные типы шарошечных долот, так и специальные гидромониторные долота. Внешний вид, конструкции данного вида бурового инструмента и особенности их работы приведены в различных научно-технических источниках [1].
Вопросы применения различных видов и конструкций расширителей в научно-технической литературе почти не описываются. В качестве породоразрушающего инструмента для расширения скважины до требуемого диаметра используют расширители, вооружение которых представляет собой инструмент режуще-скалывающего действия на основе лопастей или штыревого вооружения, а также расширители, оснащенные вооружением шарошечного типа.
К породоразрушающему инструменту режуще-скалывающего типа относят лопастные расширители (рис. 1-3), которые применяются для бурения в породах до 1 категории прочности.
Лопастной расширитель отличается тем, что при бурении образует крупный размер частиц шлама, поэтому данный тип расширителей чрезвычайно требователен к объему промывки ствола скважины и качеству буровых растворов. Подобные расширители допускают содержание шлама в объеме раствора не более 10%. Несоблюдение условий промывки ведет к формированию на них сальников (рис. 2), что
32
создает технологические осложнения при бурении и увеличивает непроизводительное время бурения. Данный тип инструмента не применим при бурении в твердых глинах, наличии в разрезе скважины гра-вийно-галечниковых отложений. Успешность применения подобного расширителя в песках определяется структурно-механическими свойствами бурового раствора, т.е. его способностью насыщать и закреплять несцементированные отложения.
Более производительно применение расширителей режуще-скалывающего типа бочкообразной формы (рис. 3). Многоступенчатое расширение при их использовании позволяет этим расширителям снизить требования к структурно-механическим свойствам используемых буровых растворов, т.к. конструкция расширителей позволяет им механически распределять и выносить шлам из скважины. Подобное двойное назначение корпуса расширителя позволяет уменьшать динамические колебания инструмента, а дополнительный вынос шлама корпусом расширителя, в свою очередь, снижает расход бурового раствора, т.е. позволяет задавать его расход только лишь из условия работы гидромониторных насадок.
Расширитель бочкообразной формы неэффективен при работе в абразивных породах и гравийно-галечниковых грунтах, т.к. это ведет к износу его корпуса. Для повышения эффективности его работы возможно его дополнительное оснащение шарошечным вооружением. При работе в гравийно-галечниковых грунтах с содержанием песчаного заполнителя менее 40-50 %, он не способен упрочнять ствол скважины даже при значительном повышении структурно-механических свойств бурового раствора. Это обусловлено конструктивными особенностями действия корпуса расширителя на забой скважины.
Породоразрушающий инструмент дробяще-скалывающего действия (тип 2) представляет собой расширители с шарошечным вооружением. Конструкция расширителей в значительной степени различается и зависит от множества факторов: от способа расширения пилотной скважины — одноэтапный или многоэтапный; требуемого диаметра скважины и др. Их внешний вид приведен на рис. 4 и 5. Шарошечные расширители используются для бурения в широком интервале прочности породы. Поэтому механические скорости бурения при их использовании меняются в широком интервале и составляют величину 0,5-4 м/ч.
Общим для них является оснащение конусными шарошками или лапами шарошечного долота. Количество шарошек
Экспозиция нефть газ октябрь 6 (59) 2017
Рис. 2 — Сальник на лопастном расширителе
Fig. 2 — Reamer blade balling
. л, ■,:■
шГ*»
Шш ¿Л ^й Щш
Eli Ig; fr;
Рис. 3 — Бочкообразный расширитель режуще-скалывающего типа
Fig. 3 — Barrel reamer of cut-and-shear type
Рис. 4 — Расширитель с шарошечным вооружением для одноэтапного расширения
Fig. 4 — Roller-cone reamer for single-stage reaming
Рис. 5 — Расширитель с шарошечным вооружением конструкции INROCK
Fig. 5 — Roller-cone INROCK reamer
в расширителях меняется от 5 до 8. К сожалению, их количество не всегда оптимизируется по отношению к разбуриваемой породе, и они не являются сменным элементом в конструкции расширителя. Смена шарошек предусмотрена в расширителях конструкции фирмы INROCK (рис. 6, 7). Большое значение для эффективной работы расширителя имеет и его форма. Расширители типа 2, предназначенные для расширения пилотного ствола, дополнительно подразделяются на расширители для одно-этапного и многоэтапного расширения.
Расширители типа 2, используемые для одноэтапного расширения имеют, как правило, щитовую конструкцию. Их общим недостатком является то, что они обладают малым числом породоразрушающих элементов (шарошек) и оставляют значительные пространства между своими рабочими элементами. Это обуславливает то, что при бурении, например, в твердых глинах, данное пространство забивается глинистым шламом, образуются сальники, препятствующие эффективной работе расширителя. Поэтому подобные расширители требуют применения буровых растворов с высокими структурно-механическими свойствами, т.к. необходимо вынести большой объем шлама, содержание которого не должно превышать 10%, т.е. это требует и повышенного расхода бурового раствора.
При бурении в прочных породах большая площадь забоя также приводит к значительному снижению механической скорости бурения (0,1-0,5 м/ч). Малое количество разрушающих элементов не обеспечивает эффективное разрушение горных пород.
Однако щитовые конструкции расширителя, несмотря на малые величины их механической скорости, позволяют успешно строить скважины и обеспечивать протаскивание трубопровода в несцементированных породах, т.е. в условиях залегания гравийно-галечниковых и щебенистых грунтов. Это обусловлено влиянием тягового давления расширителя на забой, сложенный несцементированными отложениями гравийно-галечниковых и щебенистых грунтов.
Показатели бурения и реализуемых технологий, применяемые для оценки эффективности строительства скважин
Эффективность процесса бурения при строительстве переходов характеризуется показателями механической скорости бурения, коммерческой скорости бурения, цикловой скорости строительства.
Показатели темпов бурения и строительства скважин оцениваются по механической, рейсовой, технической, коммерческой и цикловой скоростям.
Механическая скорость
оя=т
(1)
При известных свойствах горных пород (средняя) механическая скорость характеризует эффективность их разрушения, правильность подбора и отработки поро-доразрушающего инструмента, способа бурения и режимных параметров, величину подведенной на забой мощности и ее использование. Если в одинаковых породах на одной скважине скорость ниже, чем на другой, необходимо менять режимные параметры бурения или реализуемую технологию. Изменение текущей механической скорости связано с изнашиванием породоразрушающего инструмента, чередованием пород по твердости, изменением режимных параметров в процессе отработки инструмента, что свидетельствует о целесообразности его извлечения из скважины.
Техническая скорость (в м/станко-ме-сяц — м/ст-мес, м/ст-сут, м/ст-час) отражает технические и технологические возможности буровых установок, способов, режимов бурения буровой бригады:
V,
= Чт,р
(2)
где £ — длина ствола скважины, м; Тпр — производительное время работы буровой бригады, ст-мес (м/ст-сут, м/ст-час). Оно включает в себя все время механического бурения, спуско-подъ-емных операций, нормативное время на ремонт, технически необходимые вспомогательные работы, выполняемые буровой бригадой, работы по подготовке к бурению и др.
Наиболее важной характеристикой, отражающей эффективность применяемой буровым подрядчиком технологии бурения, является коммерческая (общая) скорость бурения (в м/ст-мес, м/ст-сут, м/ ст-час):
о.
-ЦТ.,
(3)
где Тк — календарное время от начала подготовительных работ к бурению до сдачи к процессу протаскивания трубопровода и включает в себя не только время, затрачиваемое на процесс бурения, но и непроизводительное время, затрачиваемое на предотвращение и ликвидацию технологических осложнений, аварийных инцидентов, ст-мес (м/ст-сут, м/ст-час).
Коммерческая скорость определяет, сколько скважин, тысяч метров пробурено подрядчиком за месяц, квартал, год, сколько бригад необходимо задействовать для выполнения плана, сколько должно быть вспомогательного персонала, насколько эффективны технологические приемы, применяемые для предотвращения и ликвидации технологических осложнений, аварийных ситуаций и др.
Цикловая скорость (в м/ст-мес, м/ст-сут, м/ст-час)
-чт
(4)
где Ь — проходка, м; t — продолжительность механического разрушения горных пород на забое или время проходки интервалов, ч.
Таким образом, — средняя скорость углубления забоя. Она может быть определена по отработке отдельного инструмента, отдельному интервалу, всей скважине, управлению, стране.
где Тц — календарное время от начала строительно-монтажных работ до полного окончания работ по протаскиванию трубопровода в построенную скважину, демонтажа буровой установки, ст-мес (м/ст-сут, м/ст-час).
Цикловая скорость характеризует использование буровых установок, являющихся основными фондами. Она позволяет
