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

где <xKII - конечные значения зенитного угла ствола скважины после его регулируемого снижения, < оц^; R3 - радиус искривления ство­ ла скважины на данном интервале уменьшения зенитного угла.

Значение Л3, как правило, задается, так как на интервале спада кривизны предпочтительно бурение вести с применением неориентируемых КНБК. Интенсивность спада кривизны 1Ыса(характеризуемое Лз) - величина прогнозируемая с достаточно высокой точностью.

Отклонение ствола от вертикали на интервале спада кривизны а4 определяется по формуле

В табл. 4.10, 4.11 в качестве примера приведены результаты рас­ чета параметров профиля ГС в пределах продуктивного пласта тол­ щиной 10, 15, 20 м. В табл. 4.8 при заданном значении Лс = 0,5 hm и радиусах искривления Ri = 573 м, 382 м, 286,5 м определены значе­ ния а,ф, /| и а]. На этом участке для набора кривизны от а^, до От = = 90°, как правило, применяется специальная ориентируемая КНБК в сочетании с телесистемой для контроля и управления траекторией ствола скважины.

В табл. 4.10 приводятся расчетные данные параметров профиля на втором участке набора кривизны от От= 90° до a^ax, равных 94° и 98°. Предварительно определяется h3 = h \ - 5Ь где 8i = 0,2 Ит = 2 ъл. Например, при hm = 10 м h\ = 5 м, h3 = 5 - 2 = 3 м. Затем по форму­ лам находятся R3, а3 и /3. Анализ данных табл. 4.9 показывает, что на­ бор кривизны до Ощах = 94° при R3 - 1250 м (/а = 4,85°/100 м) возмо­ жен путем использования неориентируемых КНБК, обеспечивающих малоинтенсивный набор кривизны, что, однако, не исключает приме­ нение регулируемых, управляемых ориентированных КНБК. В вари­ анте набора кривизны до 98° ввиду необходимости набора кривиз­ ны с большей интенсивностью /а = 18,54°/100 м требуется примене­ ние КНБК аналогичной компоновке, применяемой на интервале Д.

Из табл. 4.9 видно, что если при hm = 10 м и a„p = 85° отклоне­ ние ствола от вертикали составляет а - 114,3 м, а длина ствола в пла­ сте / = 114,74 м. Отсюда вывод о целесообразности бурения пологих

91

скважин при сравнительно больших значениях hnл и бурения гори­ зонтальных скважин при небольших значения hm.

В табл. 4.9 приводится параметр искривления пологой скважи­ ны в пределах продуктивного пласта.

По приведенным формулам представляется возможность опре­ делить параметры профиля горизонтальной скважины в пределах про­ дуктивного пласта заданной толщины при различных iw , R\, R2, Л3, 8Ь 52 с целью обеспечения условий эффективного технологиче­ ского процесса бурения скважин и добычи нефти.

4.5.Выводы

1.Приведенные типы профилей в значительной степени охваты­ вают наиболее часто встречаемые на практике варианты, применяе­ мые для преодоления зон нарушений геологического характера в раз­ резе скважины и для требуемого метода вскрытия и эксплуатации продуктивного горизонта.

2.Профили рассчитаны таким образом, что параметры каждого последующего интервала включают параметры предыдущего интер­ вала. Эго обеспечивает плавность сопряжения участков профиля, что

всвою очередь способствует нормальной проходимости по стволу бурильных и обсадных колонн, уменьшению сил сопротивления в скважине.

3.При проектировании профиля НСБО с горизонтальным ство­ лом рекомендуется набор кривизны по профилю завершить на глу­ бине спуска кондуктора. Это позволит при дальнейшем углублении скважины (часто имеющей наибольшую протяженность ствола) под спуск следующей промежуточной колонны использовать неориентируемые КНБК, что обеспечит возможность бурения совмещенным способом (ротором, забойным давлением) с высокими технико-эко­ номическими показателями.

При этом следует предусмотреть ограничение величины интен­ сивности набора кривизны до /0 < 1 °/10 м с учетом жесткостной ха­ рактеристики кондуктора.

94

ГЛАВА 5. ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ

5.1. Буровые растворы

Основное назначение буровых растворов, как известно, это обе­ спечить условие строительства скважины без аварий и осложнений с высокими технико-экономическим показателями, охрану окружа­ ющей среды. Свойства бурового раствора - плотность, другие пара­ метры, химический состав жидкости предопределяют успешное вы­ полнение поставленных перед скважиной геологических задач, ка­ чественное вскрытие продуктивного пласта. Выбор типа и реологи­ ческих параметров бурового раствора в значительной степени зави­ сит от физико-химических свойств пород, вскрываемой скважиной, от величины пластового (порового) давления и давления гидрораз­ рыва пород. Этот выбор производится на основе литологии разреза для каждого интервала ствола скважины, выделенного, как правило, интервалом бурения под спуск обсадной колонны в соответствии с параметрами конструкции скважины. В настоящее время в мировой практике бурения скважин на нефть и газ применяют широкий спектр различных типов буровых растворов - от растворов на водной ос­ нове, до растворов на углеводородной основе и пенных систем. При этом используются специальные буровые растворы для борьбы с ос­ ложнениями в скважине (поглощение раствора, нефтегазопроявление пластов (ГНВП), потеря устойчивости пород) и для вскрытия про­ дуктивных горизонтов. В частности, для борьбы с поглощением ра­ створа в пласт, чаще всего наблюдаемые при проходке верхних не­ устойчивых горных пород, применяют растворы с минимально-до­ пустимой плотностью, с вводом в раствор закупоривающих мате- риало-наполнителей. При вскрытии солевых отложений применяют соленасыщенные буровые растворы. Разбуривание цементного ста­ кана внутриобсадной колонны производится с добавлением в буро­ вой раствор бикарбоната натрия. При бурении верхних интервалов ствола наклонной скважины долотами большого диаметра в усло­ виях недостаточной промывки проблемой является также предупре­ ждение и борьба с обвалами и осыпями пород, с сальникообразованием, затяжками и посадками бурильного инструмента и обсадных колонн при их спуске. С целью предупреждения этих осложнений, на практике применяют широкий набор полимерных типов буровых ра­ створов, в частности, полимер-хпоркалиевые растворы повышенной

95

плотности и растворы на нефтяной основе. Борьба с потерей устой­ чивости стенок скважины, с прихватом инструмента, другими ослож­ нениями, связанными с влиянием зенитного угла, интенсивного ис­ кривления скважины, с возникновением значительных по величине силами сопротивления (трения) при движении бурильной (обсадной колонны) в скважине, как правило, осуществляется применением ра­ створов с минимальной величиной водоотдачи, толщиной корки с повышением плотности бурового раствора, введением в раствор сма­ зочных добавок. Однако, наиболее эффективным типом бурового ра­ створа для предотвращения и борьбы с потерей устойчивости сте­ нок скважины является малотоксичный буровой раствор на углево­ дородной основе (РНО), в том числе известково-битумный (ИБР), вы­ сококонцентрированный инвертно-эмульсионный (ВИЭР). В зарубеж­ ной практике широко используется инвертный эмульсионный рас­ твор на углеводородной основе (Versaclean). При применении РНО, из-за отсутствия химического взаимодействия между горной поро­ дой и раствором, при минимальной фильтрации, за счет создания тонкой, непроницаемой корки - экрана резко повышается устойчи­ вость стенок скважины. При минимальном значении дифференци­ ального давления в системе скважина-пласт, практически исключа­ ется вероятность прихвата инструмента под действием перепада дав­ ления. Применение малотоксичных буровых растворов на углеводо­ родной основе необходимо сопровождать с использованием комплек­ са специальных технических средств по очистке, утилизации отхо­ дов бурения с целью предупреждения пожара, загрязнения окружа­ ющей природной среды. Зарубежные и отечественные нефтяные ком­ пании, особенно в морском бурении, успешно решают эту проблему.

Предупреждение и борьба с наиболее сложным и опасным видом осложнения при строительстве скважин - газонефтеводопроявлением в основном сводится к раннему обнаружению проявления [43, 44] и принятии мер по его локализации, глушению. Наличие на буровой установке систем противовыбросового оборудования (ПВО), в ко­ личестве и по назначению соответствующего требованиям [4], кон­ троля и обнаружения ГНВП, а также необходимого объема бурово­ го раствора (запасного) и утяжелителя, практически исключает воз­ можность открытого фонтанирования скважины. Причиной ГНВП мо­ жет явиться также возникновение эффекта свабирования при подъ­ еме бурильного инструмента, вследствие наматывания сальника на элементах КНБК, на муфтах труб. В целях предупреждения проявле­ ния скважины из-за свабирования на практике часто повышают плот-

96

ность бурового раствора, производят промежуточные промывки сква­ жины в процессе выполнения спускоподъемных операций.

Одной из важнейших проблем при строительстве НСБО, ГС яв­ ляется проблема очистки забоя и кольцевого пространства скважи­ ны от выбуренной породы - шлама. В наклонном стволе, особенно на интервалах изменения кривизны и азимута, образуются застой­ ные зоны накопления шлама, что является причиной возникновения аварий и осложнений, отрицательно влияющих также на качество це­ ментирования обсадных колонн. Решение задачи разрушения застой­ ных зон в стволе скважины, помимо применения специальных мер по их очистке, например, путем периодической прокачки пачки вязко­ пластической упругой смеси (ВУС), а также использованием буро­ вых растворов с небольшим значением пластической вязкости, ста­ тического и динамического напряжения сдвига, повышением плот­ ности бурового раствора, производится также путем создания турбу­ лентного режима течения жидкости в кольцевом пространстве сква­ жины за счет увеличения производительности бурового насоса при промывке и бурении.

Особое внимание при строительстве скважин уделяется вопро­ су выбора типа и параметров бурового раствора при вскрытии про­ дуктивного пласта. Здесь приоритетной задачей является обеспече­ ние условий минимизации загрязнения пласта, сохранения и, по воз­ можности, быстрого восстановления естественной проницаемости уменьшающейся при первичном и вторичном вскрытии пласта. Прак­ тически во всех нефтегазовых регионах, применительно к конкрет­ ным горно-геологическим условиям, применяют типы растворов, обе­ спечивающие уменьшение загрязнения пласта. Например, на место­ рождениях Татарстана при использовании буровых растворов на вод­ ной основе вскрытие продуктивных пластов производят полимер-ме- ловыми растворами. В результате проникающие в пласт дисперсные частицы мела, впоследствии легко растворяются при обработке при­ забойной зоны пласта соляной кислотой. Во многих других регио­ нах широко практикуются полимерные буровые растворы, обработан­ ные реагентами - полисахаридами (карбоксиметилированный крах­ мал, карбоксиметилцеллюлоза), что обеспечивает снижение загряз­ ненности пласта за счет образования нерастворимых осадков при хи­ мическом воздействии с пластовыми водами. В [45] отмечается, 4TQ разработаны и прошли промывочные испытания новые системы бу­ ровых растворов для вскрытия продуктивного пласта. Для бурения горизонтальных скважин в неустойчивых заглинизированных коллек­

97

торах разработан полимер-солевой раствор (ПСБР) - «Буртех-С». Ос­ нову «Буртех-С» составляет высокоразветвленный биополимер, обе­ спечивающий псевдопластичные реологические свойства с ламинар­ ным режимом течения, что предотвращает эрозионный размыв сте­ нок коллектора. Кроме этого свойства ПСБР создает оптимальные ус­ ловия для поддержания частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии и выносе шлама из горизонтального участка ствола сква­ жины. Разработан также облегченный полимерный буровой раствор («Буртех-О») с плотностью 0,87...0,98 г/см3, для заканчивания сква­ жины, в том числе с горизонтальными и боковыми стволами при строительстве скважин на месторождениях с аномально низкими пла­ стовыми давлениями. В [46] разработаны: высокоэффективный ми­ нерализованный безглинистый буровой раствор для бурения и закан­ чивания скважин «Ликсол» с плотностью 1,05... 1,40 г/см3; буровой раствор полисахаридного типа «Флобур», не содержащий токсичных и биологически опасных веществ; инвертно-эмульсионный раствор для вскрытия продуктивного пластов и разбуривания хемогенных пород «Демультон» на углеводородной основе.

В [47] отмечается при вскрытии турнейского горизонта в гори­ зонтальных скважинах эффективным раствором является водный ра­ створ неионогенных ПАВ. В [48] для борьбы с отложениями в ГС ис­ пользуется ингибированный раствор на основе импортных акрило­ вых полимеров Poly КЕМ D.

В [27] приводится методика проектирования гидравлической программы промывки скважины, которая вполне приемлема для НСБО, особенно в части выбора реологических параметров бурово­ го раствора и режимы промывки, обеспечивающие рациональный транспорт шлама с забоя на дневную поверхность.

5.2.Проектирование величины плотности бурового раствора

при бурении скважины

Плотность бурового раствора рб/р определяется в соответствии с требованиями «Правил безопасности» в нефтяной и газовой промыш­ ленности - ПБ-08-624-03 [4]. Согласно [4] гидростатическое давле­ ние в скважине Рг/п должно превышать пластовое (поровое) давле­ ние Рт на величину, зависящую от глубины залегания пласта по вер­ тикали Я,. Так, для скважин глубиной до 1200 м требуемое превы­ шение Рг/стнад Рпп, характеризуемое коэффициентом КПу составляет 10 % (Ка = 1,1), для интервалов ствола от 1200 м до проектной глуби­ ны - 5 % (Кп = 1,05). В необходимых случаях допускается примене­

98

ние растворов большей плотности. Однако при этом Рт гидростати­ ческое давление на пласт не должно превышать на величину АРс = = 1,5 МПа для скважины глубиной до 1200 м и на АРС= 2,5...3,0 МПа для более глубоких скважин.

Первое условие при вскрытии устойчивых пород с нормальным пластовым давлением записывается в виде

где ре/p (кг/м3) - плотность бурового раствора; g = 9,8 (Н/кг) или g ~ ~ Ю (Н/кг); Нь(м). При представлении в формуле (5.2) - рб/р в гр/см3 имеем:

Л /ст = 0,098р&р#в (кг/см2) или Рг/сх = 0,0098рб/рЯв (МПа).

Для практических расчетов принимают:

Рг/Ст =0,1рб/рЯв(кг/см2) или Л/сг = O.Olpg/pfl, (МПа).

Решая (5.1) и (5.2) относительно Рб/р, получим:

где Рт (МПа) определяется через градиент пластового (порового) давления Гт (МПа/м), величина которого задается на любой теку­ щей глубине скважины.

Подставляя (5.4) в (5.3), получим:

Второе условие записывается в виде:

99

В табл. 3.1 приводятся результаты расчета рб/р1 ирб/Р2, выпол­ ненные по формулам (5.3; 5.7). Например, на глубине скважины по вертикали Яв = 2400 м при Лш = 26,0 МПа, АРС= 3,0 МПа, имеем:

Другим важным ограничением, предусмотренным в [4] при вы­ боре плотности бурового раствора, является условие: максимально до­ пустимая репрессия р ^ Р с учетом гидродинамических потерь РГ/Д„„

должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения на любой глубине интервала совместимых условий бурения:

где Рт/р - давление гидроразрыва пласта (МПа); К6 - коэффициент безопасности, принимаемый равным 1,05... 1,10 [34]. Значение Р ^ яв­ ляется, как правило, известной величиной на любой глубине страти­ графического разреза скважины и определяется через градиент дав­ ления гизроразрыва Гг/Рпо формуле:

При отсутствии данных по Гт/рможно воспользоваться зависи­ мостью [34].

Рг/ди„определяется по формуле [49]:

„_ К\Р&рI'QH

100