CC BY
109
УДК 52.47.15
И.Е.ДОЛГИЙ
Санкт-Петербургский государственный горный институт (технический университет)
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И РЕЖИМОВ ПРОМЫВКИ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
Приведены результаты исследований по разработке параметров буровых растворов и режимов промывки при бурении вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин, а также методика определения оптимальных параметров буровых растворов и режимов бурения.
Here are the results of research on the exploitation of parameters of boring solutions and regimes of flushing out while boring vertical, inclined and horizontal holes and the methodology (procedure) of determination of optimum parameters of boring solutions and regimes.
Нефтедобывающая промышленность является ведущей отраслью народного хозяйства РФ. Ежегодно в стране добывается несколько сотен миллионов тонн нефти и сотни миллиардов кубометров природного и попутного газа. На развитие нефтедобывающей промышленности и разведку новых месторождений расходуются большие материальные и денежные средства. Бурение скважины является самой капиталоемкой отраслью нефтедобывающей промышленности, имеющей значительные резервы, выявление и использование которых способствует сокращению сроков разведки новых месторождений, улучшению эффективности эксплуатации разрабатываемых месторождений, удешевлению добычи нефти и газа. Большие резервы заключаются в совершенствовании качества вскрытия нефтяных и газовых пластов при бурении, ускорении опробования и испытания, в совершенствовании конструкций скважин и повышении долговечности крепления и разобщения нефтегазоносных горизонтов.
Средой, в которой протекают физико-химические процессы, сопровождающие сооружение скважины, являются, главным образом, буровые растворы. К числу важнейших физико-химических явлений и процессов в среде буровых растворов относятся: разрушение горной породы при бурении, тиксотропное структурообразование в гли-
нистых и подобных им суспензиях, взаимодействие жидкой и твердой фаз бурового раствора со скелетом вскрываемого пласта и его поровой жидкостью, изменение напряженного состояния горного массива в окрестности скважины.
В последние годы в мировой практике строительства нефтегазовых скважин широкое распространение получили наклонные скважины с большим отклонением ствола от вертикали (НСБО), пологие (ПС) и горизонтальные (ГС) скважины. Для эффективности бурения скважины, и особенно вскрытия продуктивных горизонтов при разработке гидравлической программы промывки, важен выбор параметров бурового раствора, в первую очередь, его плотности рбр и количества прокачиваемого раствора Q. При увеличении зенитного угла а и длины скважины L чаще происходит потеря устойчивости стенок, обвалы и осадки пород, а из-за значительных сил трения возникают затяжки и посадки, прихват бурильного инструмента, недоведение обсадных колонн до проектных глубин. Увеличение глубины скважины приводит к росту гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора в кольцевом пространстве скважины и, как следствие этого, к увеличению давлений (репрессий) на продуктивный пласт.
Отмеченные осложнения, по существу, являются одними из основных причин,
снижающих технико-экономические и эксплуатационные показатели строительства скважин.
На потерю устойчивости стенок скважины влияют также интенсивность пространственного искривления скважины, химический состав бурового раствора и его фильтрата, нарушение технологического режима промывки и производства спуско-подъемных операций. С целью предотвращения обвалов и осыпей пород чаще всего на практике, помимо уменьшения водоотдачи бурового раствора, повышают плотность. В этом случае возникает ситуация, когда, с одной стороны, требуется увеличение плотности раствора, а с другой - это увеличение приводит к росту гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве скважины, что, в свою очередь, способствует росту репрессий на пласт.
Из опыта строительства скважин в нашей стране и за рубежом известно, что увеличение плотности бурового раствора позволило предотвратить потерю устойчивости стенок скважины и продолжить ее углубление до проектной глубины. Так, при бурении ГС на Комсомольском месторождении [6] в Западной Сибири (ОАО «Пур-нефтегаз»), в горизонтальном стволе, в интервале 2540-2690 м, после посадок инструмента увеличили плотность раствора с 1,10 до 1,14 г/см3, повысили условную вязкость с 35 до 54 с, уменьшили водоотдачу раствора за 30 мин с 4,0 до 2,3 см3. Это позволило без осложнений пробурить скважину до проектной глубины. В скважине С-2, пробуренной в 1995 г. с платформы Статфорд-С в Северном море [7] глубиной по стволу 8761 м (глубина скважины по вертикали 2783 м, отклонение ствола от вертикали 7290 м), одновременно с увеличением зенитного угла до 63,7° вынуждены были увеличить плотность раствора с 1,12 до 1,44 г/см3. При бурении ГС на месторождении Белый Тигр (шельф Республики Вьетнам), когда зенитный угол скважины увеличили до 74°, начались посадки и проработки ствола из-за осыпей пород [3]. После увеличения плотности раствора с 1,24 до 1,36 г/см3 осложнения в скважине прекратились. В статье [4]
отмечается, что при использовании бурового раствора плотностью меньше 1,62 г/см3 возникают трудности с удовлетворительной очисткой скважины.
Из приведенных примеров видно, что степень увеличения рбр зависит от зенитного угла а, состояния скважины и колеблется в широких пределах. Актуальность проблемы требует определения оптимального значения рбр, при котором будут обеспечены устойчивость стенок скважины и устранены поглощения раствора в пласт. Здесь взаимосвязаны такие факторы, как репрессия на пласт, производительность буровых насосов, глубина скважины, геометрические размеры скважины и элементов бурильной колонны.
Известно, что плотность бурового раствора в интервале совместимых условий бурения определяется из расчета превышения гидростатического давления в скважине Свт над пластовым давлением Рпл на значение допустимой гидростатической репрессии ргс; [5].
Согласно этому
p гст = P + P гст
скв пл репр
или
0,01рбр Я = Рпл + P
репр
(1)
(2)
Откуда
РбР=(рПл+р;е;)/0,01я, (3) где Н - глубина скважины по вертикали, м,
Рпл = ГплН, (4)
Гпл - градиент пластового давления, МПа/м.
Значение Р^ регламентируется Правилами безопасности [5] и зависит от Н. При Н = 1200^2500 м превышение гидростатического давления столба бурового раствора в скважине над пластовым должно составлять 5-10 %, но не более допустимого значения
Ррепр = 2,5 МПа. Исследования по определению параметров бурового раствора и режимов промывки при бурении, выполненные в СПГГИ с учетом разработок ОАО НПО
«Буровая техника» ВНИИ БТ, представлены в таблице.
Приведены результаты расчета, согласно которому
Ррептр= (0,05-0,01)РПл.
(5)
В таблице также даны значения рбр, вычисленные по формуле (3) для скважины с Н = 200, 2200 и 2400 м при Гпл = = 0,01*0,12, МПа/м.
Расчетные значения PрlеПтр, ^кт и рбр определены для случаев, когда в скважине коэффициент превышения давления над пластовым Хп составляет 5-10 %. Значение зависит от изменения градиента пластового давления. Так, при Гпл = 0,010 МПа/м ^ = 0,05; при Гпл = 0,012 МПа/м ^ = 0,10.
Из данных таблицы видно, что при
Н = 2000 м репрессии PрlеПтр/max = 2,4 МПа, что
меньше Pрдеопp = 2,5 МПа; при Н = 2200 и
2400 м PpгесITp/max = 2,64 МПа и 2,88 МПа, что
превышает PpдПp. Плотность бурового раствора возрастает с увеличением Гпл и не зависит от Н.
Следует отметить, что установленные в Правилах безопасности [5] требования к расчету рбр справедливы для вертикальных скважин. Для НСБО, ПС и ГС формула (3) имеет вид
~нс „вс . А ~
Рбр = Рбр + лр.
бр'
(6)
нс вс г
где рбр, рбр - соответственно плотность бурового раствора в наклонной и вертикальной скважинах; Лрбр - превышение плотности бурового раствора в наклонной скважине.
Тогда
Ррепр = Рскв - Рпл = 0,01рбрН - Рпл. (7)
Как было отмечено, рбр нс изменяется в
зависимости от а и ряда других факторов в
довольно широких пределах. Поэтому PpнПp
может превысить значение допустимой репрессии на пласт. В Правилах безопасности
[5] отмечается, что при необходимости предотвращения потери устойчивости стенок скважины допускается повышение плотности бурового раствора до значения, при котором создаваемая репрессия на пласт не будет превышать установленный предел для всего интервала совместимых условий бурения скважины. Это требование относится как к вертикальным, так и к наклонным скважинам, хотя в данном случае речь идет о повышении рбр, обусловленном влиянием на потерю устойчивости стенок скважины только кривизны ствола.
Отметим также, что приведенная оценка влияния рбр на Ррепр относится к гидростатическому давлению в скважине, в то же время в процессе бурения и при выполнении других технологических операций возникает дополнительное гидродинамическое давление (Ргдин = Ргидр), которое вместе с гидростатическим давлением создает значительные репрессии на пласт. Максимально допустимая репрессия с учетом Ргдин согласно требованиям Правил безопасности [5] должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения раствора в пласт. Поэтому практический интерес представляет определение оптимального режима промывки скважины.
В этом случае задача сводится к определению допустимых значений гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора в кольцевом пространстве скважины Ргидр и производительности буровых насосов = QоПT), обеспечивающих минимальное репрессивное давление на продуктивный пласт. Для сравнительной оценки влияния глубины скважины и плотности бурового раствора на искомые параметры сначала определим Ргидр и QоПT (в паскалях) для вертикальной скважины [2]
Ср=Хрбряс^н2/[(< - 4,бКЩ + 4,бК)2], (8)
где X - плотность разбуриваемых пород, X = 0,04 [6]; рбр - плотность бурового раствора в вертикальной скважине, кг/м3; Нскв -глубина скважины по вертикали, м; ^эл.бк - соответственно диаметр скважины (долота) и элемента бурильной колонны,
включая КНБК, м; вн - производительность буровых насосов, м3/с (л/с).
Решая уравнение (8), получим
вн = бопт = у/( Ргвисд^/0,04рбр)! Аг, (9)
где £А, - параметр, характеризующий влияние на бн длины и диаметра элемента бурильной колонны.
Например, если бурильная колонна включает два элемента - УБТ и бурильные трубы (при роторном бурении), то
X А = A + A2'
где
A =
l
УБТ
(dд dУВТ ) (dд + dУБТ )
1_\ТБТ
A =_
2 (dд - dбт )3 (dд + dбт )2'
(10),
где /увт - длина УБТ, м.
В вертикальной скважине
1бт = (Я - lУБТ),
в наклонной
1бт = (Рскв - 1уБт), (11)
где 1бт - длина бурильных труб, м; Lскв -глубина скважины по длине ствола, рассчитанная по проектному профилю, м.
Критерием оптимизации вн является условие [5]:
у р = р2/ст+ р2/дин (р ) < р (12)
/ - скв скв скв V гидр / — пог ' V /
где У рскв - суммарное давление в скважине, МПа; рс2вст - гидростатическое давление столба бурового раствора, МПа.
Для нахождения рс2вдин, принятого равным ргидр в кольцевом пространстве скважины в процессе бурения, воспользуемся условием, согласно которому суммарное давление в скважине У рскв не должно превышать значений давления поглощения пласта рпог.
Тогда условие (12) будет иметь вид
2/ст
Р < Р - Р
гидр пог скв
Аналогично формуле (4)
Рпог = Гпог Я,
(13)
(14)
где Гпог - градиент давления поглощения пласта, МПа/м.
Значение Гпог известно по данным горно-геологических условий. При отсутствии показателей сначала определяется давление гидроразрыва пласта (в мегапаскалях) [1]:
Ргр = 0,0083Я + 0,66Рпл.
(15)
Затем, используя зависимость между Рпог и Ргр, находят
Рпог = КюгРгр; Рпог = (0,75-0,95)Ргр. (16)
Аналогично измерению Кп принято, что Кпог изменяется в зависимости от Ргр. Например, для скважины с пластовым давлением, равным гидростатическому, и с наименьшим значением Ргр - Кп = 0,75; в скважине с наименьшим значением Рпл и Ргр Кп = 0,95.
После нахождения Рпог и Ргидр определяется в н опт
Для практического использования выполненных исследований приведем пример расчета вн = бопт для вертикальной и наклонной скважин.
Результаты расчетов вн = бопт в вертикальной скважине для различных сочетаний глубины скважины и градиентов пластового давления приведены в таблице.
Определим вн = бопт для вертикальной скважины.
Исходные данные для расчета: глубина скважины Н = 2200 м; градиент пластового давления Гпл = 0,01 МПа/м. Состав КНБК: долото диаметром dд = 0,2159 м; диаметр УБТ dУБТ = 0,178 м; длина УБТ 1УБТ = 100 м; диаметр бурильных труб dбт = 0,127 м; длина бурильных труб 1бт = 2100 м. Способ бурения роторный.
Последовательность расчета (см. таблицу). По формуле (4) находится Рпл = 24,2 МПа; по формуле (5) при Кп = 7 %
(0,07) ррептр = 1,694 МПа. Далее по формуле (1) рсгксвт = 25,894 МПа, а затем по формуле (3) рбр = 1177 кг/м3 (1,177 г/см3). Требуемое
значение (при Рпог = 29,09 МПа; Кпог = 0,85) определяется по формуле (13)
Параметры бурового раствора и режима промывки
Глуби- Давление гидроразрыва пласта Р 1 гразр? МПа Коэф-фици-ент изменения Р -К 1 пог ^пог Процент Гидро- Допустимые значения
на скважины по вертикали Н, м Градиент пластового давления Гпл, МПа Пластовое давление Рпл, МПа Давление поглощения пласта Рпог, МПа превышения гидростатического давления в скважине над пластовым К, % статическая репрессия на пласт р гст репр' МПа Гидростатическое давление в скважине Ргст, МПа скв ' Плотность бурового раствора рбр, г/см3 гидравлического сопротивления Ргидр, МПа производительности буровых насосов (оптимальное) Qн = Qопт, м3/с (л/с)
2000 0,0100 20,0 29,80 0,75 22,35 5,0 1,00 21,00 1,050 1,35 0,02937 (29,37)
0,0105 21,0 30,46 0,80 24,37 6,0 1,26 22,26 1,113 2,11 0,03571 (35,71)
0,0110 22,0 31,12 0,85 26,45 7,0 1,54 23,54 1,177 2,91 0,04073 (40,73)
0,0115 23,0 31,78 0,90 28,60 8,5 1,95 24,95 1,247 3,65 0,04431 (44,31)
0,0120 24,0 32,44 0,95 30,80 10,0 2,40 26,40 1,320 4,40 0,04729 (47,29)
2200 0,0100 22,0 32,78 0,75 24,58 5,0 1,100 23,100 1,050 1,48 0,03075 (30,75)
0,0105 23,1 33,50 0,80 26,80 6,0 1,386 24,486 1,113 2,31 0,03735 (37,36)
0,0110 24,2 34,23 0,85 29,09 7,0 1,694 25,894 1,177 3,20 0,04271 (42,71)
0,0115 25,3 34,96 0,90 31,46 8,5 2,150 27,450 1,247 4,01 0,04645 (46,45)
0,0120 26,4 35,68 0,95 33,90 10,0 2,640 29,040 1,320 4,86 0,04970 (49,70)
2400 0,0100 24,0 35,76 0,75 26,82 5,0 1,200 25,200 1,050 1,62 0,03217 (32,27)
0,0105 25,2 36,55 0,80 29,24 6,0 1,512 26,710 1,113 2,53 0,03928 (39,28)
0,0110 26,4 37,34 0,85 31,74 7,0 1,848 28,250 1,177 3,49 0,04460 (44,60)
0,0115 27,6 38,14 0,90 34,33 8,5 2,346 29,946 1,247 4,38 0,04854 (48,54)
0,0120 28,8 38,93 0,95 36,98 10,0 2,880 31,680 1,320 5,30 0,05190 (51,90)
РГвдР = 29,09 - 25,894 = 3,196 МПа ;
« 3,2-106 Па.
Принимаем РГЦдр = 3,2 МПа (3,12-106 Па).
Оптимальная производительность буровых насосов Qн = Qопт при вскрытии продуктивного пласта для принятых условий расчета находится по формуле (9)
Qопт <7(3,2 -106 /0,04 -177 - 37,26 -106) = = 0,04271 м3/с (42,71 л/с);
А1 = 100/(0,2159 - 0,178)3(0,2159 + 0,178)2 = = 11,84-106;
А2 = 2100/(0,2159 - 0,127)3(0,2159 + 0,127)2 = = 25,42-106;
X А = А! + А2 = 1,84 -106 + 25,42 -106 = 37,26 -106.
Определим Qн = Qопт для наклонной скважины.
Исходные данные для расчета: скважина наклонно направленная с большим отклонением ствола от вертикали; глубина скважины по вертикали Н = 2200 м; расчетная глубина скважины по длине ствола Lскв = 3570 м (для определения Lскв предварительно рассчитаны параметры проектного профиля); тип профиля - трехинтервальный; глубина точки зарезки Н0 = 400 м; максимальный зенитный угол скважины на глубине 995 м по длине ствола атах = 59°30'; проектное отклонение ствола от вертикали А = 2500 м. Способ бурения при вскрытии продуктивного пласта - турбинный. Состав КНБК: долото диаметром dд = 0,2159 м; 3ТСШ1-195 длиной 25,7 м; диаметр УБТ dyБт = 0,178 м; длина УБТ /убт = 50 м; диаметр бурильных труб dбт = 0,127 м, длина бурильных труб /бт = 3494,3 м.
Горно-геологические условия бурения НСБО аналогичны условиям бурения вертикальной скважины. Исключением является то обстоятельство, что для предотвращения потери устойчивости стенок скважины, связанной с кривизной ствола, плот-
Санкт-Петербург. 2004
ность бурового раствора увеличивают до рнр= 1280 кг/м3 (1,28 г/см3).
Последовательность расчета аналогична расчету для вертикальной скважины. Предварительно находят Рпл = 24,2 МПа; Рпог = 29,09 МПа (см. таблицу). Тогда
Р™ = 0,01рбрН = 0,01 • 2200 = 28,16 МПа.
Затем по формуле (13)
Р^р = рпог = Рскст = 29,09 - 28,16 = = 0,93 МПа (0,93 •Ю6 Па).
Оптимальная призводительность насосов вн = бопт рассчитывается по формуле (9) с учетом состава КНБК:
вн = вопт = д/ (0,93 • 106 / 0,04 • 1280- 64,89 • 106) = = 0,01673 м3/с (16,73 л/с);
Ах = 25,7/(0,2159 - 0,195)3 х х (0,2159 + 0,195)2 = 16,677^106;
А2 = 50/(0,2159 - 0,178)3 х х (0,2159 + 0,178)2 = 5,92^ 106;
А3 = 3494,3/(0,2159 - 0,127)3 х х (0,2159 + 0,127)2 = 42,29^106;
У = 64,89 •Ю6.
Из приведенного расчета видно, что в связи с увеличением р^р= 1,28 г/см3 в наклонной скважине с Lскв = 3570 м для выполнения требований критерия (12) бопт необходимо уменьшить до 0,01673 м3/с. В результате полученное значение вн оказалось меньше необходимого значения (0,030 м3/с)
для нормальной работы забойного двигателя 3ТСШ1-195 [7]. Решение проблемы - переход на роторный способ бурения, при котором бопт = 0,01836 м3/с, что вполне допустимо для нормального углубления скважины. Другой вариант - замена КНБК. Например, при применении Д5-172 в сочетании с УБТ d = 146 мм, I = 25 м, расчетное значение бопт = 0,0203 м3/с.
Для оценки влияния рбр на бопт в НСБО примем, что рнр = рбр =1,177 г/см3. Тогда согласно формуле (9)
рсгксвт= 0,01•1,177•2200 = 25,894 МПа;
Рпог = 29,09 - 25,894 = 3,2 МПа;
бопт = у1 (3,2 • 106 / 0,04 • 1177 • 64,89 • 106) = = 0,03236 м3/с (32,36 л/с).
Найденное значение бопт позволяет использовать КНБК с 3ТСШ1-195 и, безусловно, можно применить КНБК с ВЗД d = 195 мм вместо d = 172 мм.
Используя приведенную методику определения бопт, находят допустимое значение рнр при необходимости утяжеления
раствора для борьбы с осложнениями в скважине (посадки инструмента, осыпи, обвалы стенок скважины). С этой целью решается обратная задача. Для этого предварительно определяют значение бопт, с учетом характеристики забойного двигателя, необходимости обеспечения очистки забоя и кольцевого пространства скважины, особенно в горизонтальных скважинах и т.д. Последовательность решения задачи следующая.
Записывается выражение для р, в виде
гст скв
рскв = 0,01рбр • 2200 = 22рбрт •Ю6.
Затем находится Ргидр по формуле (13)
Ргидр < Рпог - РКТ = (29,09 - 22рНр)106.
Далее по формуле (9) находят р Нр при заданном значении QOTT.
ЛИТЕРАТУРА
1. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. М.: Недра, 1986.
2. Инструкция на составление гидравлической программы бурения скважин. РД39-014-7009-516-86.
3. Мнацаканов А.В. Бурение горизонтальной скважины на месторождении Белый Тигр (шельф Вьетнама) /
А.В.Мнацаканов, А.С.Оганов, В.В.Повалихин // Нефтегазовое хозяйство. 1997. № 2.
4. Оболенцев Н.В. Бурение наклонно-горизонтальных скважин за рубежом // Газовая промышленность за рубежом / ВНИИгаз. М., 1994. № 5.
5. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. РД08-200-98. СПб: Деан, 2001.
6. ПронинН.Ф. Опыт строительства горизонтальной скважины на месторождении Комсомольское ОАО «Пурнефтегаз» // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море / ВНИИОЭНГ. М.,1999. № 7-8.
7. Aefsen T.E. Pushing the Limits for Extended Reach Drilling: New World Record From Platform Statfyord C / T.E.Aefsen, S.Heggen, H.Blikra, H.Tiotta. Well C2. SPE 26350. 1993.
