Эцп в бурении что это такое


Оперативное определение эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора



На сегодняшний день главными задачами являются сокращение расходов на строительство скважин и увеличение добычи углеводородов. Для этого продолжает совершенствоваться технология их строительства, так стали появляется горизонтальные скважины с несколькими ответвлениями от основного ствола (МЗС). Данные скважины имеют сложные профили — длинную протяжённость открытого ствола, в связи с чем, осложнения, вызванные в процессе строительства скважины, такие как: поглощение промывочной жидкости, ГНВП, осыпи и обвалы стенок скважины и ГРП приводят к ухудшению ТЭП. Нестабильность стенок открытого ствола скважины может сопровождаться осыпанием горных пород и привести к полной ликвидации скважины и зарезке дополнительных стволов. Большинство проблем возникает в слабосвязанных отложениях глин, глинистых сланцев и аргиллитов. Влияние на них бурового раствора приводит к их набуханию и разрушению. На устойчивость породы большее влияние оказывает эквивалентная циркуляционная плотность бурового раствора. На месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» перечисленные инциденты имеют место быть.

Циркуляционная система скважины состоит из ряда элементов (интервалов), в каждом из которых происходят гидродинамические потери давления нагнетания бурового раствора. При сложении потерь давления во всех этих элементах получим потери давления в циркуляционной системе скважины (величину давления, показываемую манометром на стояке).

Таблица 1

Схема циркуляционной системы скважины

1

Стояк/верхний привод/ведущая труба

2

Бурильные трубы

3

УБТ

4

Скважинный инструмент

5

Насадки долота

6

Кольцевое пространство: открытый ствол/бурильная колонна

7

Кольцевое пространство: обсадная колонна/бурильная колонна

Полные потери давления в скважине могут быть выражены следующим образом:

(1)

Где, каждое слагаемое можно подразделить ещё на несколько элементов и найти потери в них при помощи соответствующих вычислений. Для расчёта давления, которое ЭЦП оказывает на пласт, необходимо сложить потери давления циркуляции в кольцевом пространстве в интервале интересующей нас глубины скважины до устья и гидростатическое давление бурового раствора на глубине. Эта сила выражается как плотность бурового раствора, которая вызвала бы гидростатическое давление, эквивалентное такому давлению.

При бурении многозабойных и горизонтальных скважин на Южно-Выинтойском месторождении в период 2016–2017 гг. получены осложнения, такие как поглощение, ГНВП и ГРП. Одной из возможных причин является большое значение ЭЦП (таблица 1).

Таблица 2

Скважины с осложнениями

Куст

Скважина

Осложнение

29

1069Г (РГС 5)

поглощение БР

17

1292Г

поглощение БР

17

1270Г

поглощение БР

При бурении одного из ответвлений многозабойной скважины 1069Г получено поглощение бурового раствора (РУО BETA IMAX 1001–1005 кг/м3) интенсивностью 0,3–0,9 м3, также поглощение отмечалось во всех остальных горизонтальных участках (№ 1, 4, 5 и 5). Суммарное поглощение бурового раствора составило 6 м3. Одной из возможных причин осложнения является высокое значение ЭЦП, что привело к уменьшению проектной плотности БР на следующую многозабойную скважину этого же месторождения до 999–1010 кг/м3. скважина 1270Г — зафиксировано поглощение БР в объёме 24 м3, плотность БР составляла 1018 кг/м3, выявлено набухание глинистых отложений. Скважина 1292Г — потеря давления при нагрузке на долото, ввод кольматирующей пачки, суммарное время НПВ 20 ч.

Целью работы является создание метода оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора.

Для достижения цели были поставлены следующие задачи:

– анализ существующих пробуренных скважин с осложнениями;

– сравнение проектных и фактических данных плотности бурового раствора и давления на манифольде, для выявления фактического значения ЭЦП и определения «окна бурения»;

– нахождение зависимости между давлением на манифольде и ЭЦП;

– описание влияния ЭЦП на разрушаемую породу;

– создание метода влияния на ЭЦП.

Объектом исследования являются участки скважин (наклонно-направленный (ННУ) и горизонтальный) на Южно-Выинтойском месторождении в 2016–2017 гг.

Предметом исследования является эквивалентная плотность бурового раствора.

  1. Теоретическая основа влияния эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора на открытый ствол скважины

Границы «окна бурения» проходят между градиентом гидроразрыва пласта и поровым давлением. Данные подтверждаются геомеханической моделью. Так, при превышении верхней границы, может произойти поглощение бурового раствора, а нижней осыпание стенок ствола скважины. Особенно ярко это выражено в горизонтальном участке, где из-за зашламовывания ствола скважины и относительно малых диаметрах происходит увеличение ЭЦП. Находясь в таких крайне жёстких условиях, требуется преждевременно определять «окно бурения» для предотвращения возможных осложнений.

  1. Инженерный расчет буримости осложненных скважин

На основании проектных и фактических данных произведён расчёт для определения планового и фактического значения ЭЦП по данным из «Индивидуального технического проекта» и фактических данных из суточных рапортов супервайзера. Расчёт произведён в несколько этапов с использованием программного обеспечения (ПО) «WellPlan» и расчётных формул ЭЦП и «Метода Итона» для определения градиента гидроразрыва пласта (ГРП).

Согласно расчётам в ПО WellPlan, плановое значение ЭЦП в наклонно-направленном участке отличается от фактического на 5 %, а в ГУ на 10 %. В горизонтальном участке значения находятся на границе значения ГРП, что подтвердил расчёт на скважину 1069Г, где отмечено поглощение бурового раствора.

Определение верхней границы «окна бурения» было выполнено по «методу Итона»

(2)

гдеFP — градиент порового давления;

OBG — градиент порового давления;

v — коэффициент Пуассона.

Формула расчёта градиента гидроразрыва пласта (ГРП) применяется в программных продуктах «Eclipse» и «Petrel» компании «Шлюмберже». Нижняя граница — поровое давление остаётся постоянной.

Расчётные формулы для расчёта ЭЦП:

(3)

Формула Бабаян Э. В., Черненко А. В. — Инженерные расчёты при бурении [1].

где P — давление на стояке;

H — глубина по вертикали;

g — ускорение свободного падения;

pб.р — плотность бурового раствора;

pг.п. — плотность горной породы;

С — собственная доля твердых частиц.

(4)

Формула Dong Ying — University of Petroleum Press [2].

гдеPh — точка перехода гидростатики в динамику;

Pf — точка перехода потерь давления в ЭЦП;

Dtvd — глубина по вертикали;

0,052 — константа перевода.

В ПО «WellPlan» расчёты проводились в двух вариантах (от проектных и фактических данных). Информация по скважинам принята из «Индивидуальных технических проектов» и фактических данных супервайзера. При расчёте плановых значений использовалась «классическая» компоновка низа бурильной колонны, в то время как для фактических компоновка подбиралась индивидуально. Согласно расчётам, фактическое значение ЭЦП отличается от планируемого. Связано это с тем, что фактическая компоновка может включать дополнительные элементы отличные от «классической»: диаметрами, отклонениями свойств бурового раствора (чаще всего превышение плотности) и изменением самой траектории ствола скважины. В сумме все эти факторы, при расчёте, дают повышенное значение ЭЦП.

Рис. 1. Параметры ПО «WellPlan»

  1. Описание способов определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора

При традиционном бурении плотность бурового раствора подбирается так, чтобы его статический градиент был выше давления скрытого пласта. Во время циркуляции давление, приложенное к пласту, повышается вследствие потерь на трение. Согласно расчётам в ПО «WellPlan», из-за реологических свойств бурового раствора и особенностей конструкции скважины (малый диаметр кольцевого пространства) эквивалентная циркуляционная плотность варьируется в пределах от 1250–1500 кг/м3, в то время как градиент ГРП равен 1,52 кг/м3. Таким образом, во время циркуляции на пласт оказывается требуемое противодавление, но при этом в статических условиях пластовое давление перестаёт быть скомпенсированным, что приводит к притоку пластового флюида. В то же время потеря циркуляции ведёт к снижению уровня раствора и гидростатического давления в скважине, что опять приводит к притоку (проявлению) пластового флюида.

При расчёте ЭЦП для наклонно-направленного участка учитывались средняя глубина по вертикали составляет 2745,5 м, давление на манифольде 14 Мпа, фактическая плотность бурового раствора, значения которой принимаются из суточного рапорта супервайзера, отличается от плановой в рамках правил безопасности. Результаты показывают, что «зона неопределённости ЭЦП» составляет 5 %. Осложнений, связанных с высоким значением эквивалентной циркуляционной плотностью, выявленно не было, что подверждают результаты расчёта по формулам и в программном продукте.

Рис. 2. «Зона неопределённости ЭЦП» для ННУ

Таблица 3

Исходные данные для расчёта по результатам выборки

Скважина

Раствор

Плотность, г/см3

Пл. Вязкость, мПа*с

СНС, дПа

Qфакт, л/с

Насадки

План

Факт

10 сек

10 мин

1292Г

ПГК

1,16

1,16

15–22

10–40

20–70

32

4х15/2х11,1

1402Г

ПГК

1,16

1,19

15–22

10–40

20–80

32

8х11,1

1069Г

Boremax

1.16

1.18

15–22

10–40

20–70

32

3х12/3х16

1044Г

ПГК

1,16

1,17

15–22

10–50

20–80

32

8х11,1

1229Г

ПХКР

1,14

1,16

15–22

5–25

15–50

32

4х9,5

1360Г

ПГК

1,16

1,18

12–22

10–50

20–70

32

8х9,5

1430Г

ПГК

1,16

1,18

12–22

10–50

20–70

32

8х9,5

До настоящего времени бурение горизонтальных участков в условиях поглощения бурового раствора на углеводородной основе велось с применением кольматирующих добавок. Данный способ может ухудшить фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта в зависимости от объёма поглощённого бурового раствора и кольматанта. Присутствует риск не добиться восстановления циркуляции промывочной жидкости для дальнейшего углубления скважины и достижения проектной глубины.

Так, для определения «окна бурения» рассчитывается градиент ГРП «по методу Итона». Поровое давление принимается за 1. По результатам расчёта в ПО «WellPlan» (таблица 2, таблица 3) создаётся «зона неопределённости ЭЦП» от плановых и фактических значений. При совмещении диаграмм (ЭЦП план/факт) складывается искомая «зона неопределённости ЭЦП», в пределах которой и находится фактическое значение. Поглощение бурового раствора, полученное на скважине 1069Г, подтверждает результат расчёта и доказывает, что фактическое значение ЭЦП проходит на границе градиента ГРП. Результаты, полученные при расчёте по формулам в горизонтальном участке, отличаются от ПО «WellPlan» более чем на 15 %.

Рис. 3. «Зона неопределённости ЭЦП» для ГУ

Таблица 4

Исходные данные для расчёта по результатам выборки

Скважи-на

Раствор

Плотность

Пл. Вязкость, мПа*с

СНС, дПа

Qфакт, л/с

Насад-ки

Оборо-ты ротора

План

Факт

10 сек

10 мин

1292Г

ALK-SB GN

1.08

1.09

8–18

20–70

40–120

16

4х15,9

/2х11,1

20

1402Г

BETA MAX

1.08

1.09

10–20

10–40

20–80

16

6х11.0

30

1069Г

BETA MAX

1,04

1,04

20

30

40

14

3х8/4х11

30

1044Г

БИБР

1,08

1,10

8–18

20–70

20–70

16

6х11,1

25

1229Г

SBGN KCL

1.08

1.07

8–18

20–70

40–120

14

4х7,1/ 2х11,1

30

1360Г

SB

1,08

1,09

12–22

10–50

20–70

16

6х11,0

40

1430Г

SB GN

1,08

1,09

8–18

20–70

40–100

16

6х11,0

20

Исходя из этого, просматривается зависимость значения ЭЦП и давления на манифольде при бурении горизонтального участка, следуя которой можно принять коэффициент расчёта ЭЦП для формулы (1), который равен 0,011–0,013. Результат определяется как отношение давления на манифольде (Мпа) к расчётному коэффициенту.

Рис. 4. График изменения ЭЦП от давления на манифольде

Данный коэффициент приближает нас к созданию метода «оперативного определения ЭЦП».

Основная задача работы — это поиск способа оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности в полевых условиях, где отсутствует программное обеспечение, а оперативные решения требуется принимать незамедлительно. Так, при рассмотрении зависимости фактических значений ЭЦП и давления на манифольде, прослеживается следующая зависимость: чем выше давление манифольде, тем больше значение ЭЦП (Рисунок 4). «Маркерами» в данном случае является зависимость от глубины скважины. На крайних значениях, скважины 1292Г и 1430Г, где давление на манифольде 15,1 и 15 Мпа, глубина по вертикали 2688,65 м и 2682,29 м соответственно, видно, что значения ЭЦП практически равны. Следующие скважины: 1069Г, 1044Г и 1360Г показывают точно такой же результат. Диаграмма (рисунок 4) отображена с учётом погрешности в 5 %.

Из-за переменного давления столба жидкости в скважине, при переходе из статического состояния в динамическое и последующим увеличением давления, буровой раствор может проникать в призабойную зону либо выходить из неё — «дыхание скважины». При подъёме бурильного инструмента происходит снижение давления и ЭЦП до нижней границы «зоны неопределённости», то есть ниже порового давления, что может вызвать обвалы стенок скважины. В среднем, время подъёма инструмента от забоя составляет 40–60 секунд на свечу, сокращение этого времени приведёт к критическому значению ЭЦП (рисунок 5).

Рис. 5. ЭЦП при подъёме бурильного инструмента

Разница, возникающая между значениями ЭЦП в процессе спуска и подъёме бурильного инструмента, составляет около 15 %. Для расчёта оптимального значения ЭЦП в ПО «WellPlan» требуется отдельная лицензия на данный модуль. Если заранее просчитать и определить оптимальное значение, то можно сократить «зону неопределённости» до 7 % и уменьшить риск возникновения осложнений.

Рис. 6. Разница значений ЭЦП при операциях

  1. Влияние ЭЦП на открытый ствол скважины

Время бурения горизонтального участка в среднем составляет 100 часов, так как в качестве примера были использованы скважины, пробуренные, в интервале залегания аргиллитов Ванденской свиты Южно-Выйинтойского месторождения, то целесообразно показать результаты воздействия ЭЦП на данную горную породу. В процессе разрушения горной породы происходит увеличение каверны в интервале залегания аргиллитов, что подтверждают результаты кавернометрии.

Рис. 7. Кавернометрия

Во время бурения аргиллиты теряют стабильность. Стабильность аргиллитов находится под влиянием характеристик как самой породы (минералогия, пористость и т. д.), так и характеристик бурового раствора. Для проведения теста на образование трещин использовались 4 образца керна. Образцы подвергались воздействию различных флюидов в течение 6 дней.

Рис. 8. Образец керна

Таблица 5

Результаты лабораторных исследований

Образец

Среда

48 часов

144 часа

№ 1

вода

увеличение трещин

раскол

№ 2

20 % NaCl

увеличение трещин

разрушение в местах сколов

№ 3

7 % KCl

увеличение трещин

уменьшение стабильности

№ 4

7 % KCl + 3 % KLA-STOP

незначительное увеличение трещин

незначительное увеличение трещин

  1. Методика управление эквивалентной циркуляционной плотностью

Эквивалентная циркуляционная плотность зависит от следующих факторов: свойств бурового раствора, диаметра кольцевого пространства, скорости вращения бурильной колонны. Существующие способы представляют собой использование дорогостоящего забойного и наземного оборудования, которое было создано для морского бурения и оптимизированно для бурения на суше.

Исходя из проектных данных, правил безопасности и паспортных данных забойного оборудования (ВЗД, БТ, Долото) мы имеем интервал регулирования определённых параметров, влияющих на ЭЦП.

При расчёте значения ЭЦП в ПО «WellPlan» используются следующие параметры: диаметр кольцевого пространства, состав и плотность бурового раствора пластическая вязкость, предел текучести, максимальный и минимальный расход, диаметр частиц шлама, плотность шлама, пористость пласта, скорость проходки, скорость вращения ротора и СНС. Результаты расчётов представлены в таблице 9.

Следуя алгоритму расчёта в гидравлическом модуле, указываем вышеперечисленные параметры согласно фактическим данным из сводки супервайзера. В процессе бурения происходит изменение свойств бурового раствора. С увеличением концентрации твёрдой фазы в промывочной жидкости возрастает её плотность, но одновременно снижается показатель фильтрации; обработка промывочной жидкости полимером для уменьшения показателя фильтрации вызывает рост вязкости жидкости.

Используем вышесказанное, при расчёте в ПО «WellPlan». На примере скважины 1292Г куста № 17, где было зафиксировано поглощение бурового раствора (ПГК плотностью 1160 кг/м3) и расчётное ЭЦП составило1343 кг/м3. Расчёт производится в «фактическом кейсе», с использованием режимов и диаметров из данных супервайзера. Так, при изменении некоторых входных расчётных параметров удалось добиться изменения значения ЭЦП.

Таблица 6

Параметры расчёта

Скважина

Пластика факт

СНС факт

Обороты

ЭЦП от факта

ЭЦП измен

1292Г

12 (-4)

29 (-9)

49 (-4)

20 (+20)

1307

-8 %

1402Г

12 (-4)

30 (-10)

40

30(+10)

1463

-9 %

1069Г

34 (-15)

40 (-15)

45 (-17)

30(+10)

1517

-9 %

1044Г

12 (-3)

20

70 (-30)

25 (+15)

1479

-4 %

1229Г

11 (-2)

29 (-8)

53 (-13)

30 (+10)

1425

-10 %

1360Г

10 (-2)

39 (-10)

59 (-10)

40

1482

-10 %

1430Г

8

39 (-10)

49 (-10)

20 (+20)

1363

-9 %

Средне улучшение, %

8,5 %

Поддержание параметров бурового раствора на более низком проектном уровне и увеличение числа оборотов ротора позволило уменьшить значение ЭЦП в горизонтальном участке на 8,5 % (таблица 9).

  1. Мировой опыт влияния иконтроля за ЭЦП

«НК Роснефть» была опробована система «Бурение с регулируемым давлением» (БРД), её особенностью является полная герметичность на участке буровой насос — газосепаратор, что позволяет управлять всеми процессами на забое скважины во время бурения и существенно минимизировать риск возникновения ГНВП. Основные элементы БРД представлены на рисунке 8.

Рис. 9. Система БРД

1) Роторный устьевой герметизатор обеспечивает герметизацию ствола скважины при нахождении в ней бурового инструмента; 2) азотная установка используется для производства и подачи азота в объёме до 35 м3/мин с рабочим давлением до 24,5 Мпа; 3) дроссельный блок обеспечивает создание требуемого противодавления в скважине как в динамических, так и в статических условиях; 4) газосепоратор эффективно отделяет газовую фазу от жидкости; 5) факельная установка применяется для сжигания газа, поступающего из газосепараторной установки.

При бурении удалось добиться поддержания ЭЦП в пределах 0,78–0,82 г/см3 при подаче бурового раствора 11 л/с и производительности азотных установок 20м3. Главную роль в определении ЭЦП сыграл газовый расходомер.

Одна из основных задач применения систем БРД заключается в сокращении объёмов поглощаемого бурового раствора при бурении. Объём поглощения бурового раствора в среднем по месторождению составляет 4082 м3/1000м, в то время как в первой скважине, пробуренной с применением БРД, данный показатель существенно ниже — 637м3/1000м.

Рис. 10 Объём поглощений

Еще одним способом является изменение геометрии бурильных труб с целью снижения эксцентриситета, который приводит к уменьшению потерь давления в кольцевом пространстве [5]. В процессе работы была построена математическая модель бурильной трубы с учётом всех конструктивных элементов. После этого проведены расчёты с использованием программного обеспечения для диаметров 89 мм, 102 мм и 127 мм. Результат показал, что при уменьшении наружного диаметра соединения на 5 % возможно уменьшить значение ЭЦП на 10 %.

Рис. 11. Области перепада давления

Заключение

Полученные результаты расчёта ЭЦП по фактическим значениям показывают, что при бурении горизонтальных участков фактическое давление близко либо находится на границе ГРП, что доказывают значения и зафиксированные осложнения на ранее пробуренных скважинах. При СПО происходит уменьшение ЭЦП на 15 %. Расчётом доказано, что значение ЭЦП может быть ниже «границы порового давления», что в свою очередь может привести к осыпям стенок ствола скважины.

Доказано, что высокое значение ЭЦП негативно сказывается на интервале залегания аргиллитов, в котором зафиксированы осложнения.

Определён расчётный коэффициент для формулы (1) с помощью которого, можно определить значение ЭЦП, равное расчёту в ПО «WellPlan» с поправкой в 10–15 %.

Метод оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора позволяет в сжатые сроки узнать фактическое значение ЭЦП, следовательно, определить фактическое забойное давление.

Следующим этапом работы является использование существующей модели расчёта для установления зависимости для бурильных труб с диаметрами 73 мм и 102 мм различных производителей и уменьшение процента ошибки при расчёте ЭЦП.

Литература:

  1. Анвар, Х. Моделирование механических свойств геологической среды как средство расшифровки напряжений в горных породах/ Х. Анвар, Т. Браун // Нефтегазовое обозрение. — 2005. — Том 9. — № 1. — 20 с.
  2. Erdem Tercan, Managed pressure drilling techniques, equipment and applications/ Erdem Tercan — Middle East Technical University, 2010. — 39–56 p.
  3. Комиссаренко, А. А. Кондуктометрия и высокочастотное титрование. Учебно-методическое пособие / А. А. Комиссаренко, Г. Ф. Пругло. — ГОУ ВПОСПбГТУРП.СПб., 2009. — 64 с.
  4. Желтов, Ю. П. Механика нефтегазоносного пласта / Ю. П. Желтов. — М.: «Недра», 1975. — 216 с.
  5. Sarita Simoes, Stefan Miska SPE, U. of Tulsa 2007.
  6. Усачев, Е. А. Прогнозирование состояния ствола горизонтальной скважины. / Е. А. Усачев, Т. В. Грошева. // Сборник докладов VIII конгресса нефтегазопромышленников России. — Уфа: Геофизика. — 2009. С. 207–211
  7. Порцевский, А. К. Основы физики горных пород, геомеханики и управления состоянием массива / А. К. Порцевский, Г. А. Катков. — М.: МГОУ, 2004. — 120.
  8. Tiejun Lin, Chenxing Wei, Calculation of equivalent circulating density and solids concentration in the annular space when reaming the hole in deepwater drilling, Chemistry and technology of fuels and oils. Vol. 52, No. 1, March, 2016.

Основные термины (генерируются автоматически): буровой раствор, эквивалентная циркуляционная плотность, скважина, кольцевое пространство, поровое давление, BETA, фактическое значение, горизонтальный участок, данные, поглощение.

moluch.ru

Эцп в бурении - ЭЦП 2.0

Продуктивный пласт Арчинского месторождения, разрабатываемого ООО «Газпромнефть-Восток», представлен плотными карбонатными породами палеозойского фундамента с выраженной трещиноватостью и кавернозностью (рис. 1). Именно этими особенностями и определяются фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта. Они же приводят к поглощениям бурового раствора при использовании традиционных технологий бурения. При этом объем поглощений промывочной жидкости в процессе бурения варьируется от фильтрационного (менее 1,5 м3/ч) до катастрофического (более 5 м3/ч) уровня (табл. 1).

ПРОВЕДЕННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Как видно из табл. 1, наиболее значительные поглощения бурового раствора наблюдались в скважинах с большими зенитными углами. При этом дальнейшую разработку месторождения оператор предполагал осуществлять горизонтальными скважинами с ведением бурения управляемыми компоновками.

Для понимания причины поглощений и связи между поглощениями, эквивалентной циркуляционной плотностью (ЭЦП) и профилями давления в динамических условиях было проведено гидравлическое моделирование на основе реальных данных одной из скважин (№ 4). С практической точки зрения задача состояла в том, чтобы предложить возможные решения проблемы поглощений в рассматриваемых интервалах и дать рекомендации по дополнительным исследованиям.

При моделировании использовалась фактическая траектория скважины № 4, а также реальные параметры бурового раствора (табл. 2).

ФАКТОРЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭЦП

Цель первичного анализа зависимости ЭЦП раствора от расхода состояла в определении профиля давления в затрубном пространстве для каждого случая. Соответственно, был проведен анализ профиля ЭЦП бурового раствора плотностью 1,06 г/см3 при расходе от 300 до 900 л/мин и механической скорости проходки (МСП), равной 10 м/ч (рис. 2).

Как показала модель, увеличение расхода не оказывает значительного влияния на забойное давление при условии поддержания МСП на уровне 10 м/ч. Так, увеличение расхода на 100 л/мин дает повышение ЭЦП раствора всего на 0,005 г/см3, что соответствует повышению затрубного давления всего на 0,1 МПа. При этом низкий расход даже при невысокой МСП не позволяет качественно очищать ствол бурящейся скважины.

На следующем этапе был проведен анализ влияния МСП на забойное давление. Для этого при аналогичном диапазоне расхода бурового раствора МСП увеличили до 20 м/ч (рис. 3).

Сопоставление с результатами предыдущего эксперимента указывает на очевидное увеличение ЭЦП при изменении механической скорости проходки при условии, что остальные параметры остаются неизменными. Также информация на рис. 3 свидетельствует о важности качества очистки ствола при бурении с повышенной скоростью проходки. Так, ЭЦП при расходе 300 л/мин оказывается выше, чем при расходе 420 и 540 л/мин. Значение ЭЦП в первом случае даже выше, чем при промывке менее пологого (вертикального) участка ствола с расходом 660 л/мин, что обусловлено скоплением шлама в стволе и, следовательно, повышением эффективной плотности раствора. Возможно, этим и объясняется поглощение раствора во время бурения горизонтального интервала и при промывке ствола с расходом 400 л/мин.

Из вышесказанного следует вывод о необходимости анализа качества очистки ствола в процессе бурения данного интервала с целью расчета оптимального расхода бурового раствора. Необходимо отметить, впрочем, что данный анализ относится только к ЭЦП и очистке ствола и не учитывает ограничения элементов КНБК (двигатели, роторные управляемые системы).

АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ОЧИСТКИ СТВОЛА

Известны два подхода к оценке качества очистки ствола: по минимальной скорости движения жидкости и по коэффициенту выноса шлама. Опытным путем установлено, что минимальная скорость потока в затрубном пространстве должна составлять 50 м/мин (165 фут/мин) в вертикальных интервалах (зенитный угол менее 45°) и 60 м/мин (200 фут/мин) — в горизонтальных интервалах (зенитный угол более 45°).

На рис. 4 показана скорость обратного потока раствора в затрубном пространстве при закачке с расходом от 300 до 900 л/мин. Согласно рисунку, скорость закачки 780 — 900 л/мин отвечает требованиям к качеству очистки ствола по скорости потока (более 60 м/мин).

Как упоминалось выше, фактический расход раствора на скважине № 4 составлял 400 л/мин, а этого по результатам моделирования недостаточно для качественной очистки.

ОПТИМАЛЬНАЯ ПЛОТНОСТЬ И РАСХОД БУРОВОГО РАСТВОРА

На основании анализа полученных данных можно сделать вывод о том, что предпосылками поглощений бурового раствора при бурении рассматриваемых скважин стала слишком высокая плотность бурового раствора (1,06 г/см3) в сочетании с низким качеством очистки ствола. В этой связи необходимо пересмотреть минимальную плотность бурового раствора с учетом реального «окна бурения» — диапазона давлений между поровым давлением и давлением гидроразрыва пласта. Как следовало из анализа данных, базовая картина давлений, приведенная на рис. 5, не вполне соответствовала действительности, и окно существенно отличалось от предполагавшегося. В этой связи было рекомендовано провести геомеханическое моделирование с целью определения реального окна бурения для каждой конкретной глубины. Также, исходя из особенностей Арчинского месторождения, с помощью геомеханического моделирования необходимо выявить давление начала поглощения и давление обрушения, что позволит дать заключение о реальном окне бурения, а также предложить подходы для выбора оптимальных технологий в рамках стратегии бурения на данном месторождении.

ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

На рис. 6 представлена схема принятия решения по итогам геомеханического моделирования.

  1. Если по данным геомеханического моделирования будет выявлено окно бурения шириной не менее 0,03 г/см3, то целесообразным будет бурение с управляемым давлением (MPD) для поддержания постоянного забойного давления (CBHP). Технология MPD не сможет гарантировать решения проблемы поглощений, но даст необходимую информацию о поровом давлении и градиенте гидроразрыва во время бурения, а также позволит оптимизировать плотность раствора для последующего бурения скважин в данном интервале. То есть в ходе применения технологии MPD можно будет подтвердить либо уточнить заявленные показатели геомеханической модели в части давлений.
  2. Если же по данным геомеханического моделирования будет выявлено окно бурения с шириной менее 0,03 г/см3, тогда целесообразным следует считать бурение на депрессии (UBP), поскольку в условиях фактического отсутствия окна бурения стремиться к отсутствию поглощений при бурении на репрессии не имеет смысла.

Пороговое значение в 0,03 г/см3 выбрано исходя из результатов гидравлического моделирования для продуктивного интервала на данном месторождении, а именно — разницы между давлениями в призабойной и прибашмачной зонах при выбранных параметрах бурения для данного участка ствола скважины.

РЕКОМЕНДАЦИИ ДЛЯ ТРАДИЦИОННОГО БУРЕНИЯ

Следует признать, что рекомендованные выше технологии MPD и UBD значительно дороже методов борьбы с поглощениями при традиционном бурении. Поэтому в рамках формирования стратегии были предложены и другие варианты решения проблемы: общая схема действий при потерях бурового раствора была адаптирована для Арчинского месторождения, а для трех различных уровней поглощений даны рекомендации по добавкам.

В частности, при значительных поглощениях (более 5 м3/ч) рекомендуется применять материал для борьбы с поглощениями Well Squeeze (рис. 7) производства компании Weatherford. Принцип действия технологии Well Squeeze состоит в том, что его жидкая фаза в кавернах пласта выжимается, и остается твердая пробка. При этом пробка формируется не на поверхности породы, а в пустотах, что уменьшает вероятность смещения пробки во время последующего бурения.

Материал вымывается из скважины с помощью кислотной или щелочной обработки, может использоваться в продуктивных пластах, совместим с большинством буровых растворов, а также обеспечивает целостную закупорку пласта благодаря сильным связям. Well Squeeze был, в частности, успешно применен на месторождениях юга Ирака, где строение зоны поглощения аналогично таковому на Арчинском месторождении: известняк, большое количество трещин, высокая кавернозность. По результатам применения материала удалось добиться сокращения непроизводительного времени на 4-5 дней (рис. 8). Кроме того, появилась возможность бурения в трещиноватом пласте с более тяжелым раствором.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО КНБК

  • В случае традиционного бурения при прокачке вязких пачек (для исключения их попадания в забойный двигатель и сопла долота) мы рекомендуем использовать циркуляционные промывочные переводники.
  • Для контроля ЭЦП лучше всего использовать датчики давления в затрубном пространстве в составе КНБК.
  • Оптимальным для повышения скорости прохождения опасных интервалов будет использование роторных управляемых систем.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В условиях сложных для прохождения и эффективного вскрытия коллекторов, невысоких цен на углеводороды, с одной стороны, и относительно высоких затрат на высокоэффективные современные технологии, с другой, целесообразным представляется поиск компромиссных решений. Суть их сводится к комбинации традиционных и опробованных технологий для конкретного месторождения или пласта и новых технологий, включая современные исследования.

Такой подход применим для коллекторов с различной литологией, но особенно актуален для карбонатных пластов с повышенной кавернозностью и трещиноватостью, а также изменчивостью ФЕС по латерали. Принцип выбора технологии бурения, основанный на геомеханическом моделировании для определения границ применимости методов управляемого давления, прогноза стабильности стенок скважины, оптимизации расхода раствора с целью повышения эффективности очистки, а также контроля давления в затрубном пространстве при использовании новейших материалов по борьбе с поглощениями в кавернозных коллекторах сокращает время строительства скважины. Кроме того, такой подход повышает безопасность операций и оставляет оператору набор решений для применения в зависимости от фактической ситуации при прохождении разреза в неизученных участках месторождения.

  • https://glavteh.ru/бурение-карбонаты-поглощения/

Поделиться:

Нет комментариев

ezp20.ru

Градиент плотности, эквивалентная плотность раствора

Плотность (удельный вес) бурового раствора,

Градиент величин

Состояние ствола скважины и проходимых пород характеризуются множеством параметров: различными видами давлений (пластовое, поровое, геостатическое, гидроразрыва и т.д.), температурой, минерализацией, электросопротивлением и другими. Численное значение этих параметров зависит от глубины скважины. Поэтому для удобства и наглядности сравнения характеристик вводится понятие относительного параметра – градиента какой-либо величины. Делается это для удобства проведения расчётов. Все вышеназванные параметры определяются как отношение их численного значения к глубине скважины.

Физический смысл понятия градиента заключается в изменении интересующей нас величины за каждый метр проходки.

Пример 1.

Замерена температура на различных глубинах скважины:

780 м - 12оС;

990 м - 28оС;

1735 м - 35оС.

Вычислим градиенты температуры в интервалах 780 ¸ 990 метров и 990 ¸ 1735 метров.

Первый интервал: (28 – 12) : (990 – 780) = 0,076 оС/метр = 7,6 оС/100 метров.

Второй интервал: (35 – 28) : (1735 – 990) = 0,009 оС/метр = 0,9 оС/100 метров.

Пример 2.

Пластовое давление составляет на глубине 550 метров - 5,8 МПа;

1000 метров - 11 МПа;

1350 метров - 16 МПа.

Требуется определить градиент пластового давления в каждом интервале и найти давление пласта на глубине 1280 метров.

Градиент пластового давления составляет:

в интервале 0 ¸ 550 метров

5800 : 550 = 10,55 КПа/м = 0,0106 МПа/м = 0,106 бар/м.

в интервале 550 ¸ 1000 метров

(11 – 5,8) : (1000 – 550) = 0,0116 МПа/м = 0,116 бар/м.

в интервале 1000 ¸ 1350 метров

(16 – 11) : (1350 – 1000) = 0,0143 МПа/м = 0,143 бар/м.

Пластовое давление на глубине 1280 метров:

Р1280 = 11 + (1280 – 1000) ´ 0,0143 = 15 МПа.

Плотность (удельный вес)бурового раствора определяется как масса (вес) единицы объёма и вычисляется отношением общей массы (веса) какого-то объёма раствора к этому объёму.

Пожалуй, нигде не существует такой путаницы в определении значения физического параметра, как в определении плотности буровой промывочной жидкости. В США и Канаде она замеряется в фунтах на галлон (PPG), в Иране и Омане в фунтах на кубический фут (PCF), в Алжире в килограммах на кубический дециметр, на месторождениях Северного моря в килограммах на кубический метр. Российские буровики всю жизнь замеряли удельный вес в граммах на кубический сантиметр (г/см3), стремление перейти на единицу плотности системы СИ (кг/м3) пока не особенно результативно.

Какой бы тип единиц не использовался – цель одна: определение гидростатического давления.

Понятие градиента плотности бурового растворакак отношения существующей плотности к единице длины, как было сказано выше, введено для удобства сравнения различных давлений в одной и той же точке ствола скважины и выполнения некоторых расчётов.

Термин эквивалентной плотности бурового раствора вводится для учёта дополнительных давлений, возникающих при циркуляции бурового раствора или при наличии устьевого давления. Виды дополнительных давлений: затрубное и трубное давления в закрытой скважине при полученном на забое притоке, давление гидродинамических сопротивлений в затрубье при циркуляции, давления при перемещении колонны бурильных труб, давление на штуцере при глушении скважины и др.

Суммирование гидростатического давления с дополнительными давлениями сопоставимо с действием бурового раствора повышенной плотности. Эту плотность мы и называем эквивалентной. Отнеся значение эквивалентной плотности раствора к интересующей нас глубине скважины, мы получим эквивалентный градиент плотности на данной глубине. Поясним понятия на примерах.

Пример 1:

Плотность бурового раствора r = 1,21 г/см3,

Глубина башмака технической колонны – Н = 1500 м,

Избыточное давление на устье начала приёмистости под башмаком – Рпр. = 52 атм.

Определить эквивалентную плотность, при которой начинается поглощение под башмаком колонны – rэкв.

При заданных единицах измерений, где К = 0,1 расчёт ведём по формуле:

rэкв. = r + Рпр.:(К ´ Н) = 1,21 + 52: (0,1 х 1500) = 1,56 г/см3

Этот несложный расчёт позволяет сделать важный вывод о необходимости спуска следующей технической колонны перед встречей горизонта с АВПД, если дальнейшее углубление скважины требует повышения плотности бурового раствора до значения близкого к rэкв.

Пример 2:

Плотность бурового раствора r = 1150 кг/м3,

При глубине скважины Н = 2100 метров произошло проявление, скважину закрыли, замерили давление на стояке, оно оказалось равным Риз.т.. = 2,5 МПа.

Определим эквивалентную плотность:

rэкв. = r+ Риз.т..:(g ´ H) = 1150 + 2,5 ´ 106:(9,8 ´ 2100) = 1270 кг/м3

Этим расчётом мы определили плотность бурового раствора, давление столба которого уравновешивает пластовое давление.

Пример 3:

При промывке скважины на забое Н = 3000 м потери давления в затрубье составляют Рг.с. = 1600 КПа, плотность бурового раствора r = 1350 кг/м3. Какова эквивалентная плотность (удельный вес) промывочной жидкости?

rэкв. = r + Рг.с.:(g ´ Н) = 1350 + 1600 ´ 103 : (9,8 ´ 3000) = 1400 кг/м3

Теперь вспомним и навсегда запомним требования правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности к плотности бурового раствора.

В интервалах совместимых условий бурения плотность бурового раствора должна создавать гидростатическое давление в скважине, превышающее пластовое на величину:

10 % в интервале 0 ¸ 1200 м, но не более 15 кгс/см2 ( 1,5 МПа );

5 % в интервале от 1200 м до проекта, но не более 25- 30 кгс/см2 ( 2,5- 3,0 МПа);

Применив это правило к рассчитанной в примере 2 эквивалентной плотности, получаем значение плотности бурового раствора для глушения произошедшего проявления:

rк = (1,05 ¸ 1,10) ´1270 = 1330 ¸ 1400 кг/м3

studopedia.su

Эцп в бурении

Главная » Разное » Эцп в бурении



На сегодняшний день главными задачами являются сокращение расходов на строительство скважин и увеличение добычи углеводородов. Для этого продолжает совершенствоваться технология их строительства, так стали появляется горизонтальные скважины с несколькими ответвлениями от основного ствола (МЗС). Данные скважины имеют сложные профили — длинную протяжённость открытого ствола, в связи с чем, осложнения, вызванные в процессе строительства скважины, такие как: поглощение промывочной жидкости, ГНВП, осыпи и обвалы стенок скважины и ГРП приводят к ухудшению ТЭП. Нестабильность стенок открытого ствола скважины может сопровождаться осыпанием горных пород и привести к полной ликвидации скважины и зарезке дополнительных стволов. Большинство проблем возникает в слабосвязанных отложениях глин, глинистых сланцев и аргиллитов. Влияние на них бурового раствора приводит к их набуханию и разрушению. На устойчивость породы большее влияние оказывает эквивалентная циркуляционная плотность бурового раствора. На месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» перечисленные инциденты имеют место быть.

Циркуляционная система скважины состоит из ряда элементов (интервалов), в каждом из которых происходят гидродинамические потери давления нагнетания бурового раствора. При сложении потерь давления во всех этих элементах получим потери давления в циркуляционной системе скважины (величину давления, показываемую манометром на стояке).

Таблица 1

Схема циркуляционной системы скважины

1

Стояк/верхний привод/ведущая труба

2

Бурильные трубы

3

УБТ

4

Скважинный инструмент

5

Насадки долота

6

Кольцевое пространство: открытый ствол/бурильная колонна

7

Кольцевое пространство: обсадная колонна/бурильная колонна

Полные потери давления в скважине могут быть выражены следующим образом:

(1)

Где, каждое слагаемое можно подразделить ещё на несколько элементов и найти потери в них при помощи соответствующих вычислений. Для расчёта давления, которое ЭЦП оказывает на пласт, необходимо сложить потери давления циркуляции в кольцевом пространстве в интервале интересующей нас глубины скважины до устья и гидростатическое давление бурового раствора на глубине. Эта сила выражается как плотность бурового раствора, которая вызвала бы гидростатическое давление, эквивалентное такому давлению.

При бурении многозабойных и горизонтальных скважин на Южно-Выинтойском месторождении в период 2016–2017 гг. получены осложнения, такие как поглощение, ГНВП и ГРП. Одной из возможных причин является большое значение ЭЦП (таблица 1).

Таблица 2

Скважины с осложнениями

Куст

Скважина

Осложнение

29

1069Г (РГС 5)

поглощение БР

17

1292Г

поглощение БР

17

1270Г

поглощение БР

При бурении одного из ответвлений многозабойной скважины 1069Г получено поглощение бурового раствора (РУО BETA IMAX 1001–1005 кг/м3) интенсивностью 0,3–0,9 м3, также поглощение отмечалось во всех остальных горизонтальных участках (№ 1, 4, 5 и 5). Суммарное поглощение бурового раствора составило 6 м3. Одной из возможных причин осложнения является высокое значение ЭЦП, что привело к уменьшению проектной плотности БР на следующую многозабойную скважину этого же месторождения до 999–1010 кг/м3. скважина 1270Г — зафиксировано поглощение БР в объёме 24 м3, плотность БР составляла 1018 кг/м3, выявлено набухание глинистых отложений. Скважина 1292Г — потеря давления при нагрузке на долото, ввод кольматирующей пачки, суммарное время НПВ 20 ч.

Целью работы является создание метода оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора.

Для достижения цели были поставлены следующие задачи:

– анализ существующих пробуренных скважин с осложнениями;

– сравнение проектных и фактических данных плотности бурового раствора и давления на манифольде, для выявления фактического значения ЭЦП и определения «окна бурения»;

– нахождение зависимости между давлением на манифольде и ЭЦП;

– описание влияния ЭЦП на разрушаемую породу;

– создание метода влияния на ЭЦП.

Объектом исследования являются участки скважин (наклонно-направленный (ННУ) и горизонтальный) на Южно-Выинтойском месторождении в 2016–2017 гг.

Предметом исследования является эквивалентная плотность бурового раствора.

  1. Теоретическая основа влияния эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора на открытый ствол скважины

Границы «окна бурения» проходят между градиентом гидроразрыва пласта и поровым давлением. Данные подтверждаются геомеханической моделью. Так, при превышении верхней границы, может произойти поглощение бурового раствора, а нижней осыпание стенок ствола скважины. Особенно ярко это выражено в горизонтальном участке, где из-за зашламовывания ствола скважины и относительно малых диаметрах происходит увеличение ЭЦП. Находясь в таких крайне жёстких условиях, требуется преждевременно определять «окно бурения» для предотвращения возможных осложнений.

  1. Инженерный расчет буримости осложненных скважин

На основании проектных и фактических данных произведён расчёт для определения планового и фактического значения ЭЦП по данным из «Индивидуального технического проекта» и фактических данных из суточных рапортов супервайзера. Расчёт произведён в несколько этапов с использованием программного обеспечения (ПО) «WellPlan» и расчётных формул ЭЦП и «Метода Итона» для определения градиента гидроразрыва пласта (ГРП).

Согласно расчётам в ПО WellPlan, плановое значение ЭЦП в наклонно-направленном участке отличается от фактического на 5 %, а в ГУ на 10 %. В горизонтальном участке значения находятся на границе значения ГРП, что подтвердил расчёт на скважину 1069Г, где отмечено поглощение бурового раствора.

Определение верхней границы «окна бурения» было выполнено по «методу Итона»

(2)

гдеFP — градиент порового давления;

OBG — градиент порового давления;

v — коэффициент Пуассона.

Формула расчёта градиента гидроразрыва пласта (ГРП) применяется в программных продуктах «Eclipse» и «Petrel» компании «Шлюмберже». Нижняя граница — поровое давление остаётся постоянной.

Расчётные формулы для расчёта ЭЦП:

(3)

Формула Бабаян Э. В., Черненко А. В. — Инженерные расчёты при бурении [1].

где P — давление на стояке;

H — глубина по вертикали;

g — ускорение свободного падения;

pб.р — плотность бурового раствора;

pг.п. — плотность горной породы;

С — собственная доля твердых частиц.

(4)

Формула Dong Ying — University of Petroleum Press [2].

гдеPh — точка перехода гидростатики в динамику;

Pf — точка перехода потерь давления в ЭЦП;

Dtvd — глубина по вертикали;

0,052 — константа перевода.

В ПО «WellPlan» расчёты проводились в двух вариантах (от проектных и фактических данных). Информация по скважинам принята из «Индивидуальных технических проектов» и фактических данных супервайзера. При расчёте плановых значений использовалась «классическая» компоновка низа бурильной колонны, в то время как для фактических компоновка подбиралась индивидуально. Согласно расчётам, фактическое значение ЭЦП отличается от планируемого. Связано это с тем, что фактическая компоновка может включать дополнительные элементы отличные от «классической»: диаметрами, отклонениями свойств бурового раствора (чаще всего превышение плотности) и изменением самой траектории ствола скважины. В сумме все эти факторы, при расчёте, дают повышенное значение ЭЦП.

Рис. 1. Параметры ПО «WellPlan»

  1. Описание способов определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора

При традиционном бурении плотность бурового раствора подбирается так, чтобы его статический градиент был выше давления скрытого пласта. Во время циркуляции давление, приложенное к пласту, повышается вследствие потерь на трение. Согласно расчётам в ПО «WellPlan», из-за реологических свойств бурового раствора и особенностей конструкции скважины (малый диаметр кольцевого пространства) эквивалентная циркуляционная плотность варьируется в пределах от 1250–1500 кг/м3, в то время как градиент ГРП равен 1,52 кг/м3. Таким образом, во время циркуляции на пласт оказывается требуемое противодавление, но при этом в статических условиях пластовое давление перестаёт быть скомпенсированным, что приводит к притоку пластового флюида. В то же время потеря циркуляции ведёт к снижению уровня раствора и гидростатического давления в скважине, что опять приводит к притоку (проявлению) пластового флюида.

При расчёте ЭЦП для наклонно-направленного участка учитывались средняя глубина по вертикали составляет 2745,5 м, давление на манифольде 14 Мпа, фактическая плотность бурового раствора, значения которой принимаются из суточного рапорта супервайзера, отличается от плановой в рамках правил безопасности. Результаты показывают, что «зона неопределённости ЭЦП» составляет 5 %. Осложнений, связанных с высоким значением эквивалентной циркуляционной плотностью, выявленно не было, что подверждают результаты расчёта по формулам и в программном продукте.

Рис. 2. «Зона неопределённости ЭЦП» для ННУ

Таблица 3

Исходные данные для расчёта по результатам выборки

Скважина

Раствор

Плотность, г/см3

Пл. Вязкость, мПа*с

СНС, дПа

Qфакт, л/с

Насадки

План

Факт

10 сек

10 мин

1292Г

ПГК

1,16

1,16

15–22

10–40

20–70

32

4х15/2х11,1

1402Г

ПГК

1,16

1,19

15–22

10–40

20–80

32

8х11,1

1069Г

Boremax

1.16

1.18

15–22

10–40

20–70

32

3х12/3х16

1044Г

ПГК

1,16

1,17

15–22

10–50

20–80

32

8х11,1

1229Г

ПХКР

1,14

1,16

15–22

5–25

15–50

32

4х9,5

1360Г

ПГК

1,16

1,18

12–22

10–50

20–70

32

8х9,5

1430Г

ПГК

1,16

1,18

12–22

10–50

20–70

32

8х9,5

До настоящего времени бурение горизонтальных участков в условиях поглощения бурового раствора на углеводородной основе велось с применением кольматирующих добавок. Данный способ может ухудшить фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта в зависимости от объёма поглощённого бурового раствора и кольматанта. Присутствует риск не добиться восстановления циркуляции промывочной жидкости для дальнейшего углубления скважины и достижения проектной глубины.

Так, для определения «окна бурения» рассчитывается градиент ГРП «по методу Итона». Поровое давление принимается за 1. По результатам расчёта в ПО «WellPlan» (таблица 2, таблица 3) создаётся «зона неопределённости ЭЦП» от плановых и фактических значений. При совмещении диаграмм (ЭЦП план/факт) складывается искомая «зона неопределённости ЭЦП», в пределах которой и находится фактическое значение. Поглощение бурового раствора, полученное на скважине 1069Г, подтверждает результат расчёта и доказывает, что фактическое значение ЭЦП проходит на границе градиента ГРП. Результаты, полученные при расчёте по формулам в горизонтальном участке, отличаются от ПО «WellPlan» более чем на 15 %.

Рис. 3. «Зона неопределённости ЭЦП» для ГУ

Таблица 4

Исходные данные для расчёта по результатам выборки

Скважи-на

Раствор

Плотность

Пл. Вязкость, мПа*с

СНС, дПа

Qфакт, л/с

Насад-ки

Оборо-ты ротора

План

Факт

10 сек

10 мин

1292Г

ALK-SB GN

1.08

1.09

8–18

20–70

40–120

16

4х15,9

/2х11,1

20

1402Г

BETA MAX

1.08

1.09

10–20

10–40

20–80

16

6х11.0

30

1069Г

BETA MAX

1,04

1,04

20

30

40

14

3х8/4х11

30

1044Г

БИБР

1,08

1,10

8–18

20–70

20–70

16

6х11,1

25

1229Г

SBGN KCL

1.08

1.07

8–18

20–70

40–120

14

4х7,1/ 2х11,1

30

1360Г

SB

1,08

1,09

12–22

10–50

20–70

16

6х11,0

40

1430Г

SB GN

1,08

1,09

8–18

20–70

40–100

16

6х11,0

20

Исходя из этого, просматривается зависимость значения ЭЦП и давления на манифольде при бурении горизонтального участка, следуя которой можно принять коэффициент расчёта ЭЦП для формулы (1), который равен 0,011–0,013. Результат определяется как отношение давления на манифольде (Мпа) к расчётному коэффициенту.

Рис. 4. График изменения ЭЦП от давления на манифольде

Данный коэффициент приближает нас к созданию метода «оперативного определения ЭЦП».

Основная задача работы — это поиск способа оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности в полевых условиях, где отсутствует программное обеспечение, а оперативные решения требуется принимать незамедлительно. Так, при рассмотрении зависимости фактических значений ЭЦП и давления на манифольде, прослеживается следующая зависимость: чем выше давление манифольде, тем больше значение ЭЦП (Рисунок 4). «Маркерами» в данном случае является зависимость от глубины скважины. На крайних значениях, скважины 1292Г и 1430Г, где давление на манифольде 15,1 и 15 Мпа, глубина по вертикали 2688,65 м и 2682,29 м соответственно, видно, что значения ЭЦП практически равны. Следующие скважины: 1069Г, 1044Г и 1360Г показывают точно такой же результат. Диаграмма (рисунок 4) отображена с учётом погрешности в 5 %.

Из-за переменного давления столба жидкости в скважине, при переходе из статического состояния в динамическое и последующим увеличением давления, буровой раствор может проникать в призабойную зону либо выходить из неё — «дыхание скважины». При подъёме бурильного инструмента происходит снижение давления и ЭЦП до нижней границы «зоны неопределённости», то есть ниже порового давления, что может вызвать обвалы стенок скважины. В среднем, время подъёма инструмента от забоя составляет 40–60 секунд на свечу, сокращение этого времени приведёт к критическому значению ЭЦП (рисунок 5).

Рис. 5. ЭЦП при подъёме бурильного инструмента

Разница, возникающая между значениями ЭЦП в процессе спуска и подъёме бурильного инструмента, составляет около 15 %. Для расчёта оптимального значения ЭЦП в ПО «WellPlan» требуется отдельная лицензия на данный модуль. Если заранее просчитать и определить оптимальное значение, то можно сократить «зону неопределённости» до 7 % и уменьшить риск возникновения осложнений.

Рис. 6. Разница значений ЭЦП при операциях

  1. Влияние ЭЦП на открытый ствол скважины

Время бурения горизонтального участка в среднем составляет 100 часов, так как в качестве примера были использованы скважины, пробуренные, в интервале залегания аргиллитов Ванденской свиты Южно-Выйинтойского месторождения, то целесообразно показать результаты воздействия ЭЦП на данную горную породу. В процессе разрушения горной породы происходит увеличение каверны в интервале залегания аргиллитов, что подтверждают результаты кавернометрии.

Рис. 7. Кавернометрия

Во время бурения аргиллиты теряют стабильность. Стабильность аргиллитов находится под влиянием характеристик как самой породы (минералогия, пористость и т. д.), так и характеристик бурового раствора. Для проведения теста на образование трещин использовались 4 образца керна. Образцы подвергались воздействию различных флюидов в течение 6 дней.

Рис. 8. Образец керна

Таблица 5

Результаты лабораторных исследований

Образец

Среда

48 часов

144 часа

№ 1

вода

увеличение трещин

раскол

№ 2

20 % NaCl

увеличение трещин

разрушение в местах сколов

№ 3

7 % KCl

увеличение трещин

уменьшение стабильности

№ 4

7 % KCl + 3 % KLA-STOP

незначительное увеличение трещин

незначительное увеличение трещин

  1. Методика управление эквивалентной циркуляционной плотностью

Эквивалентная циркуляционная плотность зависит от следующих факторов: свойств бурового раствора, диаметра кольцевого пространства, скорости вращения бурильной колонны. Существующие способы представляют собой использование дорогостоящего забойного и наземного оборудования, которое было создано для морского бурения и оптимизированно для бурения на суше.

Исходя из проектных данных, правил безопасности и паспортных данных забойного оборудования (ВЗД, БТ, Долото) мы имеем интервал регулирования определённых параметров, влияющих на ЭЦП.

При расчёте значения ЭЦП в ПО «WellPlan» используются следующие параметры: диаметр кольцевого пространства, состав и плотность бурового раствора пластическая вязкость, предел текучести, максимальный и минимальный расход, диаметр частиц шлама, плотность шлама, пористость пласта, скорость проходки, скорость вращения ротора и СНС. Результаты расчётов представлены в таблице 9.

Следуя алгоритму расчёта в гидравлическом модуле, указываем вышеперечисленные параметры согласно фактическим данным из сводки супервайзера. В процессе бурения происходит изменение свойств бурового раствора. С увеличением концентрации твёрдой фазы в промывочной жидкости возрастает её плотность, но одновременно снижается показатель фильтрации; обработка промывочной жидкости полимером для уменьшения показателя фильтрации вызывает рост вязкости жидкости.

Используем вышесказанное, при расчёте в ПО «WellPlan». На примере скважины 1292Г куста № 17, где было зафиксировано поглощение бурового раствора (ПГК плотностью 1160 кг/м3) и расчётное ЭЦП составило1343 кг/м3. Расчёт производится в «фактическом кейсе», с использованием режимов и диаметров из данных супервайзера. Так, при изменении некоторых входных расчётных параметров удалось добиться изменения значения ЭЦП.

Таблица 6

Параметры расчёта

Скважина

Пластика факт

СНС факт

Обороты

ЭЦП от факта

ЭЦП измен

1292Г

12 (-4)

29 (-9)

49 (-4)

20 (+20)

1307

-8 %

1402Г

12 (-4)

30 (-10)

40

30(+10)

1463

-9 %

1069Г

34 (-15)

40 (-15)

45 (-17)

30(+10)

1517

-9 %

1044Г

12 (-3)

20

70 (-30)

25 (+15)

1479

-4 %

1229Г

11 (-2)

29 (-8)

53 (-13)

30 (+10)

1425

-10 %

1360Г

10 (-2)

39 (-10)

59 (-10)

40

1482

-10 %

1430Г

8

39 (-10)

49 (-10)

20 (+20)

1363

-9 %

Средне улучшение, %

8,5 %

Поддержание параметров бурового раствора на более низком проектном уровне и увеличение числа оборотов ротора позволило уменьшить значение ЭЦП в горизонтальном участке на 8,5 % (таблица 9).

  1. Мировой опыт влияния иконтроля за ЭЦП

«НК Роснефть» была опробована система «Бурение с регулируемым давлением» (БРД), её особенностью является полная герметичность на участке буровой насос — газосепаратор, что позволяет управлять всеми процессами на забое скважины во время бурения и существенно минимизировать риск возникновения ГНВП. Основные элементы БРД представлены на рисунке 8.

Рис. 9. Система БРД

1) Роторный устьевой герметизатор обеспечивает герметизацию ствола скважины при нахождении в ней бурового инструмента; 2) азотная установка используется для производства и подачи азота в объёме до 35 м3/мин с рабочим давлением до 24,5 Мпа; 3) дроссельный блок обеспечивает создание требуемого противодавления в скважине как в динамических, так и в статических условиях; 4) газосепоратор эффективно отделяет газовую фазу от жидкости; 5) факельная установка применяется для сжигания газа, поступающего из газосепараторной установки.

При бурении удалось добиться поддержания ЭЦП в пределах 0,78–0,82 г/см3 при подаче бурового раствора 11 л/с и производительности азотных установок 20м3. Главную роль в определении ЭЦП сыграл газовый расходомер.

Одна из основных задач применения систем БРД заключается в сокращении объёмов поглощаемого бурового раствора при бурении. Объём поглощения бурового раствора в среднем по месторождению составляет 4082 м3/1000м, в то время как в первой скважине, пробуренной с применением БРД, данный показатель существенно ниже — 637м3/1000м.

Рис. 10 Объём поглощений

Еще одним способом является изменение геометрии бурильных труб с целью снижения эксцентриситета, который приводит к уменьшению потерь давления в кольцевом пространстве [5]. В процессе работы была построена математическая модель бурильной трубы с учётом всех конструктивных элементов. После этого проведены расчёты с использованием программного обеспечения для диаметров 89 мм, 102 мм и 127 мм. Результат показал, что при уменьшении наружного диаметра соединения на 5 % возможно уменьшить значение ЭЦП на 10 %.

Рис. 11. Области перепада давления

Заключение

Полученные результаты расчёта ЭЦП по фактическим значениям показывают, что при бурении горизонтальных участков фактическое давление близко либо находится на границе ГРП, что доказывают значения и зафиксированные осложнения на ранее пробуренных скважинах. При СПО происходит уменьшение ЭЦП на 15 %. Расчётом доказано, что значение ЭЦП может быть ниже «границы порового давления», что в свою очередь может привести к осыпям стенок ствола скважины.

Доказано, что высокое значение ЭЦП негативно сказывается на интервале залегания аргиллитов, в котором зафиксированы осложнения.

Определён расчётный коэффициент для формулы (1) с помощью которого, можно определить значение ЭЦП, равное расчёту в ПО «WellPlan» с поправкой в 10–15 %.

Метод оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора позволяет в сжатые сроки узнать фактическое значение ЭЦП, следовательно, определить фактическое забойное давление.

Следующим этапом работы является использование существующей модели расчёта для установления зависимости для бурильных труб с диаметрами 73 мм и 102 мм различных производителей и уменьшение процента ошибки при расчёте ЭЦП.

Литература:

  1. Анвар, Х. Моделирование механических свойств геологической среды как средство расшифровки напряжений в горных породах/ Х. Анвар, Т. Браун // Нефтегазовое обозрение. — 2005. — Том 9. — № 1. — 20 с.
  2. Erdem Tercan, Managed pressure drilling techniques, equipment and applications/ Erdem Tercan — Middle East Technical University, 2010. — 39–56 p.
  3. Комиссаренко, А. А. Кондуктометрия и высокочастотное титрование. Учебно-методическое пособие / А. А. Комиссаренко, Г. Ф. Пругло. — ГОУ ВПОСПбГТУРП.СПб., 2009. — 64 с.
  4. Желтов, Ю. П. Механика нефтегазоносного пласта / Ю. П. Желтов. — М.: «Недра», 1975. — 216 с.
  5. Sarita Simoes, Stefan Miska SPE, U. of Tulsa 2007.
  6. Усачев, Е. А. Прогнозирование состояния ствола горизонтальной скважины. / Е. А. Усачев, Т. В. Грошева. // Сборник докладов VIII конгресса нефтегазопромышленников России. — Уфа: Геофизика. — 2009. С. 207–211
  7. Порцевский, А. К. Основы физики горных пород, геомеханики и управления состоянием массива / А. К. Порцевский, Г. А. Катков. — М.: МГОУ, 2004. — 120.
  8. Tiejun Lin, Chenxing Wei, Calculation of equivalent circulating density and solids concentration in the annular space when reaming the hole in deepwater drilling, Chemistry and technology of fuels and oils. Vol. 52, No. 1, March, 2016.

Основные термины (генерируются автоматически): буровой раствор, эквивалентная циркуляционная плотность, скважина, кольцевое пространство, поровое давление, фактическое значение, BETA, данные, горизонтальный участок, поглощение.

moluch.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Эквивалентная плотность Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора Сѓ башмака обсадной колонны Рё давление Сѓ колонной головки обычно ниже РїСЂРё использовании метода ожидания Рё утяжеления, нежели РІ методе бурильщика. Для непрерывного метода характерно, что давление РІ обсадной колонне Рё эквивалентная плотность Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора Сѓ ее башмака Р±СѓРґСѓС‚ иметь значения, располагающиеся между кривыми для РґРІСѓС… РґСЂСѓРіРёС… методов. Ниже рассматриваются различные ситуации РІРѕ время вымыва пластовых флюидов; эти ситуации РЅР° СЂРёСЃ. 3.5 помечены точками.  [2]

Р�РЅРѕРіРґР° применяется термин эквивалентная плотность Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора, определяемая как отношение давления, действующего РІ определенной точке потока, Рє соответствующей глубине.  [3]

Гидродинамическое давление выражено РІ единицах эквивалентной плотности Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора. Р’ процессе СЃРїСѓСЃРєР° Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ инструмента перепады давления увеличиваются пропорционально нарастающей длине колонны труб РІ скважине. РЎ включением гидродинамического тормоза темп прироста размаха колебаний давления замедляется. Включение насоса для восстановления циркуляции вызывает скачок давления. Величина его зависит РѕС‚ плавности запуска насосов, глубины скважины, тиксотропности Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора Рё РґСЂСѓРіРёС… его показателей. Р’ процессе бурения давление РЅР° забое увеличивается РІ результате появления РІ восходящем потоке Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора частиц выбуренного шлама, утяжеляющего раствор. После промывки РЅР° забое восстанавливается нормальное давление циркуляции. РџСЂРё наращивании инструмента наблюдаются резкие колебания давления. Снижение гидродинамического давления РІРѕ время подъема Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ инструмента зависит РѕС‚ длины колонны труб Рё скорости подъема.  [5]

Давление РЅР° графике представлено РІ единицах эквивалентной плотности Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора.  [7]

Для облегчения интерпретации изменение давления выражается через изменение эквивалентной плотности Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора.  [8]

Допустимое давление выброса представляет СЃРѕР±РѕР№ разность между пластовым давлением РІ единицах эквивалентной плотности Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора Рё плотностью используемого Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора, РїСЂРё которой скважина РІРѕ время проявления может быть закрыта без опасности разрушения слабого пласта. Самым слабым пластом следует считать тот, который расположен непосредственно РїРѕРґ башмаком обсадной колонны, так как именно здесь РЅР° РїРѕСЂРѕРґСѓ действует наиболее высокий градиент давления вследствие появления избыточного давления РЅР° устье.  [9]

Напряженное состояние РїРѕСЂРѕРґ РЅР° забое зависит РѕС‚ дифференциального давления РђСЂ, управлять которым можно, изменяя эквивалентную плотность Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора СЂСЌ.  [10]

Методика, регламентирующая требуемый перепад давления РІ насадках долота, РЅР° базе исследований Р‘. Р’. Байдюка Рё Р . Р’. Р’РёРЅСЏСЂСЃРєРѕРіРѕ включена РІ справочник РїРѕ промывке скважин [14] Рё основана РЅР° определении подачи буровых насосов РїРѕ изменению эквивалентной плотности буровых растворов СЃ учетом скорости осаждения частиц шлама, эмпирических рекомендаций РїРѕ выбору подачи насосов, геологических Рё технико-технологических ограничений.  [11]

Через 3022 двойных С…РѕРґР° ( только РІ методе ожидания Рё утяжеления) верхняя часть газовой пачки достигает башмака обсадной колонны. Обычно нереализуемая РЅР° практике эквивалентная плотность Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора Сѓ башмака обсадной колонны достигает максимума Рё начинает уменьшаться, хотя давление РІ обсадной колонне продолжает расти.  [12]

РљРѕРіРґР° насосы останавливают, забойное давление уменьшается РЅР° величину, равную гидравлическим сопротивлениям РІ затруб-РЅРѕРј пространстве. Последние РјРѕРіСѓС‚ изменяться РѕС‚ пренебрежимо малых РґРѕ значения, соответствующего эквивалентной плотности Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора 60РєРі / Рј3 РІ зависимости РѕС‚ геометрии скважины, глубины Рё свойств Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора. Небольшой дебаланс, вызванный остановкой насосов, может вызвать приток пластового флюида, который слишком мал, чтобы обнаружить его РЅР° выходе РёР· скважины, РЅРѕ эти малые притоки можно различить РїРѕ газу, поступающему РІ скважину РїСЂРё соединении бурильных труб. Р�нтенсивность притока зависит как РѕС‚ степени неуравновешенности, так Рё РѕС‚ проницаемости пласта. Однако плотность Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора повышать совсем РЅРµ обязательно, если уровень содержания газа возвращается Рє устойчивому фоновому значению.  [13]

Эквивалентная плотность Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора Сѓ башмака обсадной колонны Рё давление Сѓ колонной головки обычно ниже РїСЂРё использовании метода ожидания Рё утяжеления, нежели РІ методе бурильщика. Для непрерывного метода характерно, что давление РІ обсадной колонне Рё эквивалентная плотность Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора Сѓ ее башмака Р±СѓРґСѓС‚ иметь значения, располагающиеся между кривыми для РґРІСѓС… РґСЂСѓРіРёС… методов. Ниже рассматриваются различные ситуации РІРѕ время вымыва пластовых флюидов; эти ситуации РЅР° СЂРёСЃ. 3.5 помечены точками.  [14]

РџРѕ этой программе рассчитывают потери давления РІ устьевой РѕР±РІСЏР·РєРµ скважины, РІ бурильной колонне, РІ насадках долота Рё РІ затрубном пространстве. РљСЂРѕРјРµ того, рассчитывается эквивалентная плотность Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

эцп в бурении

При разработке объектов Арчинского месторождения приходится иметь дело с кавернозно-трещиноватыми известняками и доломитами, которые в качестве резервуаров углеводородов могут одновременно становиться зонами катастрофических поглощений промывочной жидкости. При этом одна из основных целей бурения в интервале карбонатных отложений состоит во вскрытии продуктивного пласта и сохранении высокой проницаемости коллектора в призабойной зоне.

В настоящей статье приводится анализ данных, полученных по результатам исследования проблемы поглощения бурового раствора при бурении скважин на Арчинском месторождении. Так, одна из причин таких поглощений заключается в низком качестве очистки ствола. Еще одна возможная причина – некорректные данные о ширине «окна бурения» и неверные представления об эквивалентной циркуляционной плотности раствора. По мнению авторов статьи, обоснованный и экономически эффективный выбор метода борьбы с поглощениями в данном случае можно будет сделать по итогам геомеханического моделирования с применением предложенной методики и рекомендаций.

Рис. 1. Объект разработки Арчинского месторождения. Часть 1

Продуктивный пласт Арчинского месторождения, разрабатываемого ООО «Газпромнефть-Восток», представлен плотными карбонатными породами палеозойского фундамента с выраженной трещиноватостью и кавернозностью (рис. 1). Именно этими особенностями и определяются фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта. Они же приводят к поглощениям бурового раствора при использовании традиционных технологий бурения. При этом объем поглощений промывочной жидкости в процессе бурения варьируется от фильтрационного (менее 1,5 м 3 /ч) до катастрофического (более 5 м 3 /ч) уровня (табл. 1).

Рис. 1. Объект разработки Арчинского месторождения. Часть 2

ПРОВЕДЕННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Как видно из табл. 1, наиболее значительные поглощения бурового раствора наблюдались в скважинах с большими зенитными углами. При этом дальнейшую разработку месторождения оператор предполагал осуществлять горизонтальными скважинами с ведением бурения управляемыми компоновками.

Таблица 1. Поглощения на скважинах Арчинского месторождения

Таблица 2. Параметры бурового раствора, примененного при бурении скважины № 4

Для понимания причины поглощений и связи между поглощениями, эквивалентной циркуляционной плотностью (ЭЦП) и профилями давления в динамических условиях было проведено гидравлическое моделирование на основе реальных данных одной из скважин (№ 4). С практической точки зрения задача состояла в том, чтобы предложить возможные решения проблемы поглощений в рассматриваемых интервалах и дать рекомендации по дополнительным исследованиям.

При моделировании использовалась фактическая траектория скважины № 4, а также реальные параметры бурового раствора (табл. 2).

ФАКТОРЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭЦП

Цель первичного анализа зависимости ЭЦП раствора от расхода состояла в определении профиля давления в затрубном пространстве для каждого случая. Соответственно, был проведен анализ профиля ЭЦП бурового раствора плотностью 1,06 г/см 3 при расходе от 300 до 900 л/мин и механической скорости проходки (МСП), равной 10 м/ч (рис. 2).

Рис. 2. Зависимость ЭЦП от расхода бурового раствора при МСП 10 м/ч

Как показала модель, увеличение расхода не оказывает значительного влияния на забойное давление при условии поддержания МСП на уровне 10 м/ч. Так, увеличение расхода на 100 л/мин дает повышение ЭЦП раствора всего на 0,005 г/см 3 , что соответствует повышению затрубного давления всего на 0,1 МПа. При этом низкий расход даже при невысокой МСП не позволяет качественно очищать ствол бурящейся скважины.

На следующем этапе был проведен анализ влияния МСП на забойное давление. Для этого при аналогичном диапазоне расхода бурового раствора МСП увеличили до 20 м/ч (рис. 3).

Рис. 3. Зависимость ЭЦП от расхода бурового раствора при МСП 20 м/ч

Сопоставление с результатами предыдущего эксперимента указывает на очевидное увеличение ЭЦП при изменении механической скорости проходки при условии, что остальные параметры остаются неизменными. Также информация на рис. 3 свидетельствует о важности качества очистки ствола при бурении с повышенной скоростью проходки. Так, ЭЦП при расходе 300 л/мин оказывается выше, чем при расходе 420 и 540 л/мин. Значение ЭЦП в первом случае даже выше, чем при промывке менее пологого (вертикального) участка ствола с расходом 660 л/мин, что обусловлено скоплением шлама в стволе и, следовательно, повышением эффективной плотности раствора. Возможно, этим и объясняется поглощение раствора во время бурения горизонтального интервала и при промывке ствола с расходом 400 л/мин.

Из вышесказанного следует вывод о необходимости анализа качества очистки ствола в процессе бурения данного интервала с целью расчета оптимального расхода бурового раствора. Необходимо отметить, впрочем, что данный анализ относится только к ЭЦП и очистке ствола и не учитывает ограничения элементов КНБК (двигатели, роторные управляемые системы).

Рис. 4. Профиль скорости потока в затрубном пространстве

АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ОЧИСТКИ СТВОЛА

Известны два подхода к оценке качества очистки ствола: по минимальной скорости движения жидкости и по коэффициенту выноса шлама. Опытным путем установлено, что минимальная скорость потока в затрубном пространстве должна составлять 50 м/мин (165 фут/мин) в вертикальных интервалах (зенитный угол менее 45°) и 60 м/мин (200 фут/мин) – в горизонтальных интервалах (зенитный угол более 45°).

На рис. 4 показана скорость обратного потока раствора в затрубном пространстве при закачке с расходом от 300 до 900 л/мин. Согласно рисунку, скорость закачки 780 – 900 л/мин отвечает требованиям к качеству очистки ствола по скорости потока (более 60 м/мин).

Как упоминалось выше, фактический расход раствора на скважине № 4 составлял 400 л/мин, а этого по результатам моделирования недостаточно для качественной очистки.

Рис. 5. Исходная картина градиентов давлений на Арчинском месторождении

ОПТИМАЛЬНАЯ ПЛОТНОСТЬ И РАСХОД БУРОВОГО РАСТВОРА

На основании анализа полученных данных можно сделать вывод о том, что предпосылками поглощений бурового раствора при бурении рассматриваемых скважин стала слишком высокая плотность бурового раствора (1,06 г/см 3 ) в сочетании с низким качеством очистки ствола. В этой связи необходимо пересмотреть минимальную плотность бурового раствора с учетом реального «окна бурения» – диапазона давлений между поровым давлением и давлением гидроразрыва пласта. Как следовало из анализа данных, базовая картина давлений, приведенная на рис. 5, не вполне соответствовала действительности, и окно существенно отличалось от предполагавшегося. В этой связи было рекомендовано провести геомеханическое моделирование с целью определения реального окна бурения для каждой конкретной глубины. Также, исходя из особенностей Арчинского месторождения, с помощью геомеханического моделирования необходимо выявить давление начала поглощения и давление обрушения, что позволит дать заключение о реальном окне бурения, а также предложить подходы для выбора оптимальных технологий в рамках стратегии бурения на данном месторождении.

Рис. 6. Схема принятия решения по результатам геомеханического моделирования

ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

На рис. 6 представлена схема принятия решения по итогам геомеханического моделирования.

  1. Если по данным геомеханического моделирования будет выявлено окно бурения шириной не менее 0,03 г/см 3 , то целесообразным будет бурение с управляемым давлением (MPD) для поддержания постоянного забойного давления (CBHP). Технология MPD не сможет гарантировать решения проблемы поглощений, но даст необходимую информацию о поровом давлении и градиенте гидроразрыва во время бурения, а также позволит оптимизировать плотность раствора для последующего бурения скважин в данном интервале. То есть в ходе применения технологии MPD можно будет подтвердить либо уточнить заявленные показатели геомеханической модели в части давлений.
  2. Если же по данным геомеханического моделирования будет выявлено окно бурения с шириной менее 0,03 г/см 3 , тогда целесообразным следует считать бурение на депрессии (UBP), поскольку в условиях фактического отсутствия окна бурения стремиться к отсутствию поглощений при бурении на репрессии не имеет смысла.

Пороговое значение в 0,03 г/см 3 выбрано исходя из результатов гидравлического моделирования для продуктивного интервала на данном месторождении, а именно – разницы между давлениями в призабойной и прибашмачной зонах при выбранных параметрах бурения для данного участка ствола скважины.

Рис. 7. Материал для борьбы с поглощениями Well Squeeze

Рис. 8. Кавернометрия до и после применения Well Squeeze на месторождении в Ираке

РЕКОМЕНДАЦИИ ДЛЯ ТРАДИЦИОННОГО БУРЕНИЯ

Следует признать, что рекомендованные выше технологии MPD и UBD значительно дороже методов борьбы с поглощениями при традиционном бурении. Поэтому в рамках формирования стратегии были предложены и другие варианты решения проблемы: общая схема действий при потерях бурового раствора была адаптирована для Арчинского месторождения, а для трех различных уровней поглощений даны рекомендации по добавкам.

В частности, при значительных поглощениях (более 5 м 3 /ч) рекомендуется применять материал для борьбы с поглощениями Well Squeeze (рис. 7) производства компании Weatherford. Принцип действия технологии Well Squeeze состоит в том, что его жидкая фаза в кавернах пласта выжимается, и остается твердая пробка. При этом пробка формируется не на поверхности породы, а в пустотах, что уменьшает вероятность смещения пробки во время последующего бурения.

Материал вымывается из скважины с помощью кислотной или щелочной обработки, может использоваться в продуктивных пластах, совместим с большинством буровых растворов, а также обеспечивает целостную закупорку пласта благодаря сильным связям. Well Squeeze был, в частности, успешно применен на месторождениях юга Ирака, где строение зоны поглощения аналогично таковому на Арчинском месторождении: известняк, большое количество трещин, высокая кавернозность. По результатам применения материала удалось добиться сокращения непроизводительного времени на 4-5 дней (рис. 8). Кроме того, появилась возможность бурения в трещиноватом пласте с более тяжелым раствором.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО КНБК

  • В случае традиционного бурения при прокачке вязких пачек (для исключения их попадания в забойный двигатель и сопла долота) мы рекомендуем использовать циркуляционные промывочные переводники.
  • Для контроля ЭЦП лучше всего использовать датчики давления в затрубном пространстве в составе КНБК.
  • Оптимальным для повышения скорости прохождения опасных интервалов будет использование роторных управляемых систем.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В условиях сложных для прохождения и эффективного вскрытия коллекторов, невысоких цен на углеводороды, с одной стороны, и относительно высоких затрат на высокоэффективные современные технологии, с другой, целесообразным представляется поиск компромиссных решений. Суть их сводится к комбинации традиционных и опробованных технологий для конкретного месторождения или пласта и новых технологий, включая современные исследования.

Такой подход применим для коллекторов с различной литологией, но особенно актуален для карбонатных пластов с повышенной кавернозностью и трещиноватостью, а также изменчивостью ФЕС по латерали. Принцип выбора технологии бурения, основанный на геомеханическом моделировании для определения границ применимости методов управляемого давления, прогноза стабильности стенок скважины, оптимизации расхода раствора с целью повышения эффективности очистки, а также контроля давления в затрубном пространстве при использовании новейших материалов по борьбе с поглощениями в кавернозных коллекторах сокращает время строительства скважины. Кроме того, такой подход повышает безопасность операций и оставляет оператору набор решений для применения в зависимости от фактической ситуации при прохождении разреза в неизученных участках месторождения.

ЗАПРОСИТЬ ЦЕНУ БЫСТРЫЙ ЗАКАЗ

b2b1c.com

Эцп в бурении - ЭЦП 2.0

Продуктивный пласт Арчинского месторождения, разрабатываемого ООО «Газпромнефть-Восток», представлен плотными карбонатными породами палеозойского фундамента с выраженной трещиноватостью и кавернозностью (рис. 1). Именно этими особенностями и определяются фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта. Они же приводят к поглощениям бурового раствора при использовании традиционных технологий бурения. При этом объем поглощений промывочной жидкости в процессе бурения варьируется от фильтрационного (менее 1,5 м3/ч) до катастрофического (более 5 м3/ч) уровня (табл. 1).

ПРОВЕДЕННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Как видно из табл. 1, наиболее значительные поглощения бурового раствора наблюдались в скважинах с большими зенитными углами. При этом дальнейшую разработку месторождения оператор предполагал осуществлять горизонтальными скважинами с ведением бурения управляемыми компоновками.

Для понимания причины поглощений и связи между поглощениями, эквивалентной циркуляционной плотностью (ЭЦП) и профилями давления в динамических условиях было проведено гидравлическое моделирование на основе реальных данных одной из скважин (№ 4). С практической точки зрения задача состояла в том, чтобы предложить возможные решения проблемы поглощений в рассматриваемых интервалах и дать рекомендации по дополнительным исследованиям.

При моделировании использовалась фактическая траектория скважины № 4, а также реальные параметры бурового раствора (табл. 2).

ФАКТОРЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭЦП

Цель первичного анализа зависимости ЭЦП раствора от расхода состояла в определении профиля давления в затрубном пространстве для каждого случая. Соответственно, был проведен анализ профиля ЭЦП бурового раствора плотностью 1,06 г/см3 при расходе от 300 до 900 л/мин и механической скорости проходки (МСП), равной 10 м/ч (рис. 2).

Как показала модель, увеличение расхода не оказывает значительного влияния на забойное давление при условии поддержания МСП на уровне 10 м/ч. Так, увеличение расхода на 100 л/мин дает повышение ЭЦП раствора всего на 0,005 г/см3, что соответствует повышению затрубного давления всего на 0,1 МПа. При этом низкий расход даже при невысокой МСП не позволяет качественно очищать ствол бурящейся скважины.

На следующем этапе был проведен анализ влияния МСП на забойное давление. Для этого при аналогичном диапазоне расхода бурового раствора МСП увеличили до 20 м/ч (рис. 3).

Сопоставление с результатами предыдущего эксперимента указывает на очевидное увеличение ЭЦП при изменении механической скорости проходки при условии, что остальные параметры остаются неизменными. Также информация на рис. 3 свидетельствует о важности качества очистки ствола при бурении с повышенной скоростью проходки. Так, ЭЦП при расходе 300 л/мин оказывается выше, чем при расходе 420 и 540 л/мин. Значение ЭЦП в первом случае даже выше, чем при промывке менее пологого (вертикального) участка ствола с расходом 660 л/мин, что обусловлено скоплением шлама в стволе и, следовательно, повышением эффективной плотности раствора. Возможно, этим и объясняется поглощение раствора во время бурения горизонтального интервала и при промывке ствола с расходом 400 л/мин.

Из вышесказанного следует вывод о необходимости анализа качества очистки ствола в процессе бурения данного интервала с целью расчета оптимального расхода бурового раствора. Необходимо отметить, впрочем, что данный анализ относится только к ЭЦП и очистке ствола и не учитывает ограничения элементов КНБК (двигатели, роторные управляемые системы).

АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ОЧИСТКИ СТВОЛА

Известны два подхода к оценке качества очистки ствола: по минимальной скорости движения жидкости и по коэффициенту выноса шлама. Опытным путем установлено, что минимальная скорость потока в затрубном пространстве должна составлять 50 м/мин (165 фут/мин) в вертикальных интервалах (зенитный угол менее 45°) и 60 м/мин (200 фут/мин) — в горизонтальных интервалах (зенитный угол более 45°).

На рис. 4 показана скорость обратного потока раствора в затрубном пространстве при закачке с расходом от 300 до 900 л/мин. Согласно рисунку, скорость закачки 780 — 900 л/мин отвечает требованиям к качеству очистки ствола по скорости потока (более 60 м/мин).

Как упоминалось выше, фактический расход раствора на скважине № 4 составлял 400 л/мин, а этого по результатам моделирования недостаточно для качественной очистки.

ОПТИМАЛЬНАЯ ПЛОТНОСТЬ И РАСХОД БУРОВОГО РАСТВОРА

На основании анализа полученных данных можно сделать вывод о том, что предпосылками поглощений бурового раствора при бурении рассматриваемых скважин стала слишком высокая плотность бурового раствора (1,06 г/см3) в сочетании с низким качеством очистки ствола. В этой связи необходимо пересмотреть минимальную плотность бурового раствора с учетом реального «окна бурения» — диапазона давлений между поровым давлением и давлением гидроразрыва пласта. Как следовало из анализа данных, базовая картина давлений, приведенная на рис. 5, не вполне соответствовала действительности, и окно существенно отличалось от предполагавшегося. В этой связи было рекомендовано провести геомеханическое моделирование с целью определения реального окна бурения для каждой конкретной глубины. Также, исходя из особенностей Арчинского месторождения, с помощью геомеханического моделирования необходимо выявить давление начала поглощения и давление обрушения, что позволит дать заключение о реальном окне бурения, а также предложить подходы для выбора оптимальных технологий в рамках стратегии бурения на данном месторождении.

ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

На рис. 6 представлена схема принятия решения по итогам геомеханического моделирования.

  1. Если по данным геомеханического моделирования будет выявлено окно бурения шириной не менее 0,03 г/см3, то целесообразным будет бурение с управляемым давлением (MPD) для поддержания постоянного забойного давления (CBHP). Технология MPD не сможет гарантировать решения проблемы поглощений, но даст необходимую информацию о поровом давлении и градиенте гидроразрыва во время бурения, а также позволит оптимизировать плотность раствора для последующего бурения скважин в данном интервале. То есть в ходе применения технологии MPD можно будет подтвердить либо уточнить заявленные показатели геомеханической модели в части давлений.
  2. Если же по данным геомеханического моделирования будет выявлено окно бурения с шириной менее 0,03 г/см3, тогда целесообразным следует считать бурение на депрессии (UBP), поскольку в условиях фактического отсутствия окна бурения стремиться к отсутствию поглощений при бурении на репрессии не имеет смысла.

Пороговое значение в 0,03 г/см3 выбрано исходя из результатов гидравлического моделирования для продуктивного интервала на данном месторождении, а именно — разницы между давлениями в призабойной и прибашмачной зонах при выбранных параметрах бурения для данного участка ствола скважины.

РЕКОМЕНДАЦИИ ДЛЯ ТРАДИЦИОННОГО БУРЕНИЯ

Следует признать, что рекомендованные выше технологии MPD и UBD значительно дороже методов борьбы с поглощениями при традиционном бурении. Поэтому в рамках формирования стратегии были предложены и другие варианты решения проблемы: общая схема действий при потерях бурового раствора была адаптирована для Арчинского месторождения, а для трех различных уровней поглощений даны рекомендации по добавкам.

В частности, при значительных поглощениях (более 5 м3/ч) рекомендуется применять материал для борьбы с поглощениями Well Squeeze (рис. 7) производства компании Weatherford. Принцип действия технологии Well Squeeze состоит в том, что его жидкая фаза в кавернах пласта выжимается, и остается твердая пробка. При этом пробка формируется не на поверхности породы, а в пустотах, что уменьшает вероятность смещения пробки во время последующего бурения.

Материал вымывается из скважины с помощью кислотной или щелочной обработки, может использоваться в продуктивных пластах, совместим с большинством буровых растворов, а также обеспечивает целостную закупорку пласта благодаря сильным связям. Well Squeeze был, в частности, успешно применен на месторождениях юга Ирака, где строение зоны поглощения аналогично таковому на Арчинском месторождении: известняк, большое количество трещин, высокая кавернозность. По результатам применения материала удалось добиться сокращения непроизводительного времени на 4-5 дней (рис. 8). Кроме того, появилась возможность бурения в трещиноватом пласте с более тяжелым раствором.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО КНБК

  • В случае традиционного бурения при прокачке вязких пачек (для исключения их попадания в забойный двигатель и сопла долота) мы рекомендуем использовать циркуляционные промывочные переводники.
  • Для контроля ЭЦП лучше всего использовать датчики давления в затрубном пространстве в составе КНБК.
  • Оптимальным для повышения скорости прохождения опасных интервалов будет использование роторных управляемых систем.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В условиях сложных для прохождения и эффективного вскрытия коллекторов, невысоких цен на углеводороды, с одной стороны, и относительно высоких затрат на высокоэффективные современные технологии, с другой, целесообразным представляется поиск компромиссных решений. Суть их сводится к комбинации традиционных и опробованных технологий для конкретного месторождения или пласта и новых технологий, включая современные исследования.

Такой подход применим для коллекторов с различной литологией, но особенно актуален для карбонатных пластов с повышенной кавернозностью и трещиноватостью, а также изменчивостью ФЕС по латерали. Принцип выбора технологии бурения, основанный на геомеханическом моделировании для определения границ применимости методов управляемого давления, прогноза стабильности стенок скважины, оптимизации расхода раствора с целью повышения эффективности очистки, а также контроля давления в затрубном пространстве при использовании новейших материалов по борьбе с поглощениями в кавернозных коллекторах сокращает время строительства скважины. Кроме того, такой подход повышает безопасность операций и оставляет оператору набор решений для применения в зависимости от фактической ситуации при прохождении разреза в неизученных участках месторождения.

  • https://glavteh.ru/бурение-карбонаты-поглощения/

Поделиться:

Нет комментариев

ezp20.ru

samaraburenie.ru

Расчет гидродинамических потерь давления

Циркуляционная система скважины Циркуляционная система скважины состоит из ряда элементов (интервалов), в каждом из которых происходят гидродинамические потери давления нагнетания бурового раствора. При сложении потерь давления во всех этих элементах получим полные потери давления в циркуляционной системе скважины (величину давления, показываемую манометром на стояке). На Рис. 23 приведена схема циркуляционной системы скважины, а на Рис. 24 — соответствующая схема, иллюстрирующая изменение площади сечения каждого интервала. Интервалы циркуляционной системы перечислены в таблице ниже (принципиально, каждый интервал можно разделить на любое количество под интервалов).

Полные потери давления в скважине могут быть выражены следующим образом: Робщ = Рназем.оборуд + РБК + Рдолото + Ркольц.простр. Каждое из слагаемых можно подразделить еще на несколько элементов и найти потери в них при помощи соответствующих вычислений.

Потери давления в наземном оборудовании Потери давления в наземном оборудовании — это потери в интервале между манометром стояка и бурильными трубами. Данный интервал охватывает следующее оборудование: стояк, рукав ведущей трубы (грязевой шланг), вертлюг, ведущая труба или верхний привод. Для расчета потери давления в наземном оборудовании следует использовать формулу API для расчета потерь давления в трубах.

Стандартная геометрия для наземного оборудования приведена в таблице ниже.

 Обвязка системы верхнего привода В настоящее время не существует единого стандарта на обвязку верхнего привода. Обвязка большинства верхних приводов состоит из стояка длиной 86 футов (26,2 м) и грязевого шланга длиной 86 футов (26,2 м) с внутренним диаметром 3,0 дюйма либо 3,8 дюйма. Следует отметить, что почти все буровые установки используют различные S-образные стояки.

Потери давления в бурильной колонне Для расчета потерь давления в бурильной колонне нужно суммировать потери во всех интервалах бурильной колонны, включая потери в бурильных трубах, утяжеленных бурильных трубах, забойном двигателе, в телеметрическом оборудовании (MWD/LWD/ PWD), а также в любом другом внутрискважинном оборудовании.

Коэффициент гидравлического сопротивления труб Перед вычислением потерь давления следует вычислить коэффициент гидравлического сопротивления труб (fp), используя соответствующие формулы для ламинарного или турбулентного режимов течения. Коэффициент гидравлического сопротивления характеризует сопротивление труб течению жидкости. В данных расчетах для всех видов труб предполагается, что шероховатость внутренних стенок одинакова.

 

Потери давления в бурильной колонне Количество интервалов для расчета потерь давления в бурильной колонне (в том числе в УБТ) зависит от того, сколько типов труб с различным внутренним диаметром используется. Длиной интервала считается такая длина колонны труб, на протяжении которой внутренний диаметр колонны остается неизменным. Для расчета потерь давления в каждом интервале бурильной колонны используется следующее уравнение:

где: Vp = скорость потока (футы/мин)

D = внутренний диаметр труб (дюймы)

ρ = плотность раствора (фунты/галлон) L = длина интервала (футы)

Потери давления в забойном двигателе и телеметрическом оборудовании

Если бурильная колонна содержит забойный двигатель, систему для измерений в процессе бурения (MWD), систему для каротажа в процессе бурения (LWD), систему для измерения давления во время бурения (PWD), турбину или толкатель, то потери давления в этих элементах бурильной колонны следует включить в расчет суммарных потерь давления. Данные потери могут существенно изменить величину давления раствора на выходе из насадок долота и характер течения раствора вокруг долота. Потери давления в системах MWD и LWD варьируются в широком диапазоне в зависимости от плотности бурового раствора, его реологических свойств, подачи насосов, конструкции, размеров и скорости передачи данных указанного телеметрического оборудования. Указываемые иногда на оборудовании величины потерь давления могут оказаться ниже фактических, так как обычно тарировка оборудования производится не на буровом растворе, а на воде. Потери давления в забойном гидравлическом двигателе (Moyno), толкателях и турбинах выше, чем потери в телеметрическом оборудовании, и зависят от еще большего количества факторов. Увеличение осевой нагрузки на долото приводит к увеличению крутящего момента и потерь давления на двигателе. Потери давления в турбине пропорциональны объемному расходу и плотности бурового раствора, а также количеству ступеней турбины. Потери давления в забойных гидравлических двигателях невозможно рассчитать по формулам — информацию о потерях давления можно получить у производителя оборудования.

Потери давления на долоте (потери давления в насадках долота) Потери давления на долоте рассчитываются по формуле:

Для расчета потерь давления в колонковых буровых долотах или алмазных долотах в расчетную формулу следует подставлять суммарную площадь проходного сечения долота (TFA):

Где: ρ = плотность раствора (фунты/галлон) Q = скорость потока (галлоны/мин) TFA = общая площадь проходного сечения долота (кв.дюймы)

Суммарная потеря давления в кольцевом пространстве

Суммарная потеря давления в кольцевом пространстве скважины рассчитывается как сумма потерь давления во всех интервалах кольцевого пространства. Здесь под термином «интервал» подразумевается часть кольцевого пространства, с постоянным эффективным проходным сечением (гидравлическим диаметром). Изменение гидравлического диаметра может быть вызвано изменением наружного диаметра бурильной колонны и/или изменением внутренних диаметров обсадной колонны, хвостовика или диаметра открытого ствола скважины. Как и в случае расчета потерь давления в бурильной колонне, сначала для каждого интервала вычисляются значения коэффициента сопротивления кольцевого пространства, а затем потери давления.

Коэффициент гидравлического сопротивления кольцевого пространства

 

Потери давления в интервале кольцевого пространства Сначала рассчитываются потери давления в каждом интервале. Полученные величины суммируют и получают полные потери давления в кольцевом пространстве скважины. Потери давления в каждом интервале вычисляются по следующей формуле:

где: D2 = внутренний диаметр скважины или обсадной колонны (дюймы)

D1 = наружный диаметр бурильных труб или УБТ (дюймы)

Эквивалентная циркуляционная плотность Для расчета давления, которое циркулирующий буровой раствор оказывает на пласт, необходимо сложить потери давления циркуляции в кольцевом пространстве в интервале от интересующей нас глубины скважины до устья и гидростатическое давление бурового раствора на данной глубине. Эта сила выражается как плотность бурового раствора, которая вызвала бы гидростатическое давление, эквивалентное такому давлению. Такая эквивалентная плотность бурового раствора называется эквивалентной циркуляционной плотностью (ЭЦП).

где TVD — глубина по вертикали /True Vertical Depth/.

Повышенная ЭЦП может вызвать потери за счет превышения градиента давления на скважину. Важно оптимизировать реологические свойства, чтобы предотвратить повышенные значения ЭЦП.

Расчет гидродинамического режима работы долота Помимо расчета потерь давления на долоте, для оптимизации технологического режима бурения используются и другие гидродинамические расчеты, а именно: расчет гидравлической мощности на долоте, расчет силы гидроудара и расчет скорости истечения струи из насадок долота.

Гидравлическая мощность Рекомендуемый диапазон значений гидравлической мощности для большинства долот равен 2,5–5,0 лошадиных сил на квадратный дюйм площади долота. Низкая гидравлическая мощность на долоте может привести к низкой скорости проходки и нерациональной эксплуатации долота.

Гидравлическая мощность на долоте Гидравлическая мощность на долоте (hhp) не может превышать общую гидравлическую мощность системы.

где:

Q = расход (галлоны/мин);

Pдолото = потери давления на долоте (фунты/кв.дюйм).

Гидравлическая мощность на квадратный дюйм площади долота (HSI)

где Размер долота = диаметр долота (дюймы)

Гидравлическая мощность циркуляционной системы

где: PОбщ. = полные потери давления в циркуляционной системе (фунты/ кв.дюйм) Q = расход (галлоны/мин)

Скорость истечения из насадок долота (футы/с)

Хотя на долоте могут быть установлены насадки разных размеров, скорость истечения из насадок будет одинаковой для всех размеров. Для большинства долот рекомендованная скорость истечения из насадок составляет от 250 до 450 футов/с (от 76,2 до 137,2 м/с). Скорость истечения выше 450 футов/с (137,2 м/с) может вызвать эрозию режущей поверхности долота.

где: Q = расход (галлоны/мин)

Dn = внутренний диаметр насадки (в 1/32 дюйма)

Потери давления на долоте в процентном выражении Как правило, желательно, чтобы потери давления на долоте составляли 50–65% давления нагнетания раствора.

Сила гидроудара

где: IF = сила гидроудара (Impact Force) Vn = скорость истечения из насадок (футы/с) Q = расход (галлоны/мин) ρ = плотность раствора (фунты/галлон)

Сила гидроудара на квадратный дюйм площади долота

Оптимизация гидродинамического режима работы долота Во многих случаях оптимизация гидродинамического режима работы долота позволяет увеличить механическую скорость бурения скважины. На механическую скорость бурения влияют многие факторы, включая диаметр, тип, и технические характеристики долота, тип горной породы и ее твердость, а также гидродинамика долота. При бурении очень твердых пород механическая скорость бурения зависит не столько от гидродинамики, сколько от механического взаимодействия долота и породы. При оптимизации гидродинамического режима работы долота регулируется сила гидроудара, гидравлическая мощность, удельная гидравлическая мощность на единицу площади горной породы под долотом и скорость течения раствора в насадках. Как правило, задача состоит в том, чтобы использовать от 50 до 65% максимально допустимого давления циркуляции на долото.

Принимается, что оптимальная величина силы гидроудара достигается при потерях давления на долоте, равных 50% от давления циркуляции. Гидравлическая мощность, реализуемая на долоте, будет оптимальной при потерях давления на долоте, составляющих около 65% давления циркуляции раствора. На Рис. 26 представлена диаграмма, позволяющая оптимизировать гидродинамический режим работы долота по гидравлической мощности и силе гидроудара. Поскольку частные оптимумы гидродинамических параметров не совпадают, приходится находить компромиссные решения. В мягких породах, характерных для морских шельфов, единственным пределом для скорости проходки может быть время, затрачиваемое на наращивание бурильной колонны. Размывающее породу действие струй бурового раствора имеет здесь меньшее значение. В данных условиях, прежде всего, следует обеспечить высокий расход и турбулентный режим потока бурового раствора под долотом для предотвращения образования сальников на долоте и других элементах КНБК, а также необходимо обеспечить высокоэффективную очистку ствола скважины от выбуренной породы. При работе в таких условиях необходима оптимизация силы гидроудара и объемного расхода бурового раствора. При оптимальной величине силы гидроудара потери давления на долоте составят приблизительно 50% от максимального допустимого давления циркуляции. При бурении твердых глинистых пород (аргиллитов) на большой глубине ограничивать скорость бурения будут скопления обломков породы и мелкой крошки, образующиеся под долотом. В таких условиях относительно небольшое увеличение механической скорости бурения может привести к значительному сокращению расходов на бурение скважины в целом. Здесь большое значение имеет размывающее породу действие струй бурового раствора (так называемый гидромониторный эффект) — скорость бурения может быть увеличена за счет оптимизации величины гидравлической мощности, реализуемой при потерях давления на долоте, равных 65% от максимально допустимого давления циркуляции.

Ограничения по оптимизации потерь давления на долоте Стремясь достичь оптимальных характеристик бурения, не следует забывать о допустимых верхних пределах для некоторых оптимизируемых параметров. Так избыточная скорость истечения раствора из насадок долота может привести к износу режущих элементов долота и снизить срок его работы. Скорость сдвига в насадках долота, превышающая 100 000 с-1, приводит к эрозии ствола скважины. Помимо верхних допустимых пределов параметров, существуют и нижние допустимые пределы. Выбор диаметра насадок для достижения потерь давления на долоте 50–65% от общих потерь в циркуляционной системе скважины без учета необходимости оптимизации гидродинамики потока в других элементах циркуляционной системы может привести к осложнениям. При неизменной подаче насосов по мере углубления скважины увеличиваются потери давления в кольцевом пространстве и бурильной колонне. При этом в процентном отношении падение давления на долоте будет снижаться. В результате станет невозможным одновременное сохранение прежнего расхода бурового раствора в скважине и поддержание потерь давления на долоте на уровне 65% от максимально допустимого давления циркуляции. Потери давления в бурильной колонне и в кольцевом пространстве скважины можно снизить, если уменьшить подачу насосов. При меньшем расходе бурового раствора можно сохранить потери давления на долоте на уровне 65%, уменьшив внутренний диаметр насадок. Но это возможно лишь до определенного предела — дальнейшее углубление скважины потребует дальнейшего снижения расхода бурового раствора и приведет к снижению гидравлической мощности на долоте и механической скорости бурения. Расход бурового раствора в скважине должен быть достаточно высок для очистки ствола от выбуренной породы, даже если для его поддержания придется снизить потери давления на долоте до уровня ниже оптимального. При выборе диаметра насадок долота следует учесть, что они должны пропускать наполнитель, применяющийся при борьбе с поглощением раствора. Эта проблема иногда решается глушением одной из насадок и подбором диаметров остальных насадок так, чтобы в сумме получить необходимую площадь сечения потока и достичь оптимального гидравлического режима работы долота. Выбор оптимального расхода бурового раствора в скважине зависит от разбуриваемой породы, диаметра и угла наклона скважины, а также от выбранного параметра оптимизации гидравлического режима работы долота (силы гидроудара или гидравлической мощности). Использование компьютерных моделей очистки скважины от выбуренной породы или специальных таблиц позволяет определить необходимый расход бурового раствора в искривленных скважинах.

Скважинное оборудование, перетоки На оптимизацию гидродинамического режима работы долота влияет и скважинное оборудование. Некоторые (не все) телеметрические системы измерений в процессе бурения (MWD) и каротажа в процессе бурения (LWD) образуют каналы перетока раствора в кольцевое пространство скважины (байпас). Из-за перетоков раствора в телеметрических системах до 5% потока не достигает долота. В расчетах гидродинамического режима работы долота величину расхода раствора в скважине следует уменьшить на суммарную величину перетоков. Это не относится к расчетам режима течения и потерь давления в кольцевом пространстве, бурильных трубах и УБТ, где используется величина полного расхода раствора в скважине (равная подаче насосов). Для получения информации о величине перетока раствора и потере давления в телеметрических системах, забойных двигателях и турбинах следует обратиться к представителям компаний-производителей этого оборудования. Блоку подшипников винтовых забойных двигателей и турбин требуется определенная часть потока для охлаждения. Раствор направляется в кольцевое пространство в обход долота. Объем перетока зависит от нескольких факторов, но обычно составляет от 2 до 10% общего расхода. При оптимизации гидродинамики долота этот объем нужно вычесть из величины расхода раствора в скважине. Это не относится к расчетам режима течения и потерь давления в кольцевом пространстве, бурильных трубах и УБТ, где используется величина полного расхода раствора в скважине (равная подаче насосов). Для получения информации о величине перетока раствора и потере давления в телеметрических системах, забойных двигателях и турбинах следует обратиться к представителям компаний-производителей этого оборудования.

Очистка забоя скважины Поток бурового раствора должен не только обеспечивать необходимую гидравлическую мощность на долоте, но и эффективно очищать забой скважины от шлама для увеличения механической скорости бурения. Существует несколько способов повышения качества очистки забоя, причем ни один из них не влияет на методику расчета потерь давления и гидравлической мощности на долоте. Удлинение насадок способствует повышению эффективности размывающего действия струй раствора на породу, т.е. усиливает гидромониторное действие долота. Перекрытие одной из насадок позволяет улучшить режим очистки зоны непосредственно под долотом. Промывка забоя через центральное отверстие позволяет предотвратить сальникообразование на долоте и повысить качество очистки его шарошек. Гидромониторное действие долота максимально в непосредственной близости от насадок. Использование удлиненных насадок, сокращающих расстояние между соплами насадок и забоем, позволяет увеличить интенсивность размывающего воздействия струй на породу. Усилить интенсивность размывающего действия струй бурового раствора можно также путем применения асимметричных насадок (диаметры которых отличаются). Это позволяет сохранить требуемую общую площадь сечения потока и потери давления на долоте, увеличив интенсивность истечения бурового раствора, по крайней мере, из одной насадки. Расстояние от насадки до забоя скважины часто записывают в виде отношения H/D, где: H — расстояние от забоя до насадки; D — диаметр насадки. Соотношение H/D характеризует интенсивность струи, размывающей породу. При H/D ≤ 8 интенсивность действия струи на породу будет максимальной, а при H/D > 8 интенсивность ее действия резко снижается. Увеличение диаметра насадок приведет к уменьшению отношения H/D, но в то же время снизит скорость истечения струй и уменьшит падение давления на долоте. Расположение насадок алмазных долот PDC обеспечивает максимальное качество очистки забоя от шлама и эффективное охлаждение режущих поверхностей долота.

Снижение коэффициента гидравлического сопротивления Снижение коэффициента гидравлического сопротивления — это тенденция жидкости задерживать возникновение турбулентного потока. В результате этой задержки снижаются потери давления. На Рис. 26 показано, насколько снижаются потери давления циркулирующего бурового раствора при увеличении концентрации полимера на основе ксантановой смолы. Уменьшению коэффициента гидравлического сопротивления течению буровых растворов способствуют следующие высокомолекулярные полимеры: ПАЦ, ГЭЦ, биополимеры на основе ксантановой смолы. Использование подобных добавок может вызвать падение давления нагнетания раствора. Снижение коэффициента гидравлического сопротивления — сложный и недостаточно изученный феномен. Не существует какой либо модели, позволяющей предсказать и компенсировать величину снижения коэффициента гидравлического сопротивления. Он может в большой степени зависеть от времени и концентрации твердой фазы. Со временем давление нагнетания бурового раствора будет расти по мере деградации макромолекул полимеров в растворе и их адсорбции на частицах выбуренной породы.

Давление депрессии и репрессии при спуско—подъемных операциях Во время подъема бурильной колонны буровой раствор в скважине должен занимать освобождающийся объем. Однако немедленному перетоку в освобождающееся пространство мешает внутреннее сопротивление раствора течению. В результате давление раствора в скважине снижается. Такое явление называется поршневым эффектом, а максимальное значение разницы гидростатического давления столба раствора на заданной глубине и давления раствора на той же глубине при подъеме бурильной колонны называется давлением депрессии или просто депрессией. Давление депрессии связано с давлением трения бурового раствора, который течет по кольцевому пространству для замещения бурильной колонны, а не со снижением гидростатического давления вследствие более низкого уровня бурового раствора в кольцевом пространстве. Если в результате действия поршневого эффекта давление раствора на пласт упадет ниже пластового давления, то пластовый флюид начнет поступать в скважину. При спуске бурильной или обсадной колонны в скважину происходит вытеснение бурового раствора. Сопротивляясь перетоку из-под долота или башмака колонны в кольцевое пространство скважины, раствор создает избыточное по сравнению с гидростатическим давление. Разница между давлением раствора при спуске инструмента или колонны и его гидростатическим давлением называется давлением репрессии или просто репрессией. Если суммарное давление (гидростатическое плюс давление репрессии) бурового раствора при спуске инструмента превысит градиент давления гидроразрыва пласта, то в пласте образуются трещины и происходит поглощение раствора. Значения давлений депрессии и репрессии зависят от реологических свойств бурового раствора, его предельного статического напряжения сдвига, скорости спуска или подъема бурильной колонны, размеров кольцевого пространства, длины бурильной колонны в скважине. Влияние реологических свойств раствора на давление депрессии и репрессии подобно их влиянию на потери давления циркуляции в кольцевом пространстве скважины — как увеличение пластической вязкости, так и увеличение предельного динамического напряжения сдвига раствора приведет к усилению поршневого эффекта при подъеме инструмента и увеличению избыточного давления при спуске. Скорость перетока бурового раствора при СПО может отличаться в разных интервалах кольцевого пространства скважины, но в любом интервале она тем выше, чем выше скорость движения бурильной колонны. Поскольку следует ограничивать лишь максимальные величины репрессии и депрессии, которые могут привести к разрыву пласта в данном интервале или притоку пластового флюида в скважину, то при расчете давления репрессии или депрессии используется максимальная скорость СПО. Обычно она в 1,5 раза превышает среднюю скорость спуска или подъема бурильной колонны.

Скорость перетока бурового раствора в/из кольцевого пространства скважины рассчитывается для каждого интервала кольцевого пространства с учетом объема бурового раствора, вытесняемого бурильной колонной в данном интервале. Для вытеснения бурильной колонны делается поправка на свободный поток из/в бурильную колонну (без задержек, закупорки долота и т.д.) или на закупорку бурильной колонны, когда используется вытеснение плюс вместимость бурильной колонны.

Скорость перетока бурового раствора в/из кольцевого пространства скважины необходимо рассчитать для каждого интервала кольцевого пространства. Подставляя полученные значения скорости в уравнения, рекомендуемые API для определения потерь давления в кольцевом пространстве при циркуляции раствора, получают потери давления при СПО в каждом интервале кольцевого пространства. Затем пересчитывают давление бурового раствора при СПО в значение эквивалентной плотности раствора по той же формуле, что и эквивалентную плотность бурового раствора при циркуляции. Целью расчета давлений репрессии и депрессии является поинтервальное определение максимально допустимой скорости подъема или спуска, а также сокращение общей продолжительности СПО. В приведенные выше уравнения подставляют величину максимального или минимального времени спуска/ подъема одной свечи бурильной колонны, затем вычисляют давление репрессии или депрессии. Процедуру повторяют до тех пор, пока не будет подобрана такая скорость спуска/ подъема свечи, при которой разность гидростатического давления и давления депрессии раствора будет близка к пластовому давлению, а сумма давления репрессии и гидростатического давления — к давлению гидроразрыва пласта. Заметим, что рассчитанная максимально допустимая скорость спуска/подъема свечи относится только к конкретному интервалу. По мере подъема бурильной колонны ее длина в скважине будет уменьшаться. Когда КНБК поднимется в обсадную колонну, внутренний диаметр которой больше, чем диаметр открытого ствола скважины, скорость подъема можно увеличить, не опасаясь притока пластового флюида в скважину. При спуске бурильной колонны в скважину, наоборот, ее длина будет увеличиваться, а объем кольцевого пространства уменьшится. При выходе КНБК из обсадной колонны в интервал открытого ствола скважины скорость спуска необходимо снизить, чтобы предотвратить гидроразрыв пласта. Давление репрессии и депрессии рассчитываются на каждые 500 или 1000 футов (152 или 305 м) спуска или подъема.

Выводы Технологические параметры бурения напрямую зависят от технических возможностей буровой установки. Регулирование реологических свойств раствора позволяет оптимизировать эффективность, не выходя за пределы механических параметров буровой установки. Контроль реологических свойств раствора направлен на максимально возможное использование кинетической энергии потока на выходе из насадок долота путем снижения гидродинамических потерь давления в наземном оборудовании, бурильной колонне и кольцевом пространстве скважины без ущерба для эффективной очистки ствола

fluidspro.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Эквивалентная плотность Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора Сѓ башмака обсадной колонны Рё давление Сѓ колонной головки обычно ниже РїСЂРё использовании метода ожидания Рё утяжеления, нежели РІ методе бурильщика. Для непрерывного метода характерно, что давление РІ обсадной колонне Рё эквивалентная плотность Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора Сѓ ее башмака Р±СѓРґСѓС‚ иметь значения, располагающиеся между кривыми для РґРІСѓС… РґСЂСѓРіРёС… методов. Ниже рассматриваются различные ситуации РІРѕ время вымыва пластовых флюидов; эти ситуации РЅР° СЂРёСЃ. 3.5 помечены точками.  [2]

Р�РЅРѕРіРґР° применяется термин эквивалентная плотность Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора, определяемая как отношение давления, действующего РІ определенной точке потока, Рє соответствующей глубине.  [3]

Гидродинамическое давление выражено РІ единицах эквивалентной плотности Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора. Р’ процессе СЃРїСѓСЃРєР° Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ инструмента перепады давления увеличиваются пропорционально нарастающей длине колонны труб РІ скважине. РЎ включением гидродинамического тормоза темп прироста размаха колебаний давления замедляется. Включение насоса для восстановления циркуляции вызывает скачок давления. Величина его зависит РѕС‚ плавности запуска насосов, глубины скважины, тиксотропности Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора Рё РґСЂСѓРіРёС… его показателей. Р’ процессе бурения давление РЅР° забое увеличивается РІ результате появления РІ восходящем потоке Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора частиц выбуренного шлама, утяжеляющего раствор. После промывки РЅР° забое восстанавливается нормальное давление циркуляции. РџСЂРё наращивании инструмента наблюдаются резкие колебания давления. Снижение гидродинамического давления РІРѕ время подъема Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ инструмента зависит РѕС‚ длины колонны труб Рё скорости подъема.  [5]

Давление РЅР° графике представлено РІ единицах эквивалентной плотности Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора.  [7]

Для облегчения интерпретации изменение давления выражается через изменение эквивалентной плотности Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора.  [8]

Допустимое давление выброса представляет СЃРѕР±РѕР№ разность между пластовым давлением РІ единицах эквивалентной плотности Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора Рё плотностью используемого Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора, РїСЂРё которой скважина РІРѕ время проявления может быть закрыта без опасности разрушения слабого пласта. Самым слабым пластом следует считать тот, который расположен непосредственно РїРѕРґ башмаком обсадной колонны, так как именно здесь РЅР° РїРѕСЂРѕРґСѓ действует наиболее высокий градиент давления вследствие появления избыточного давления РЅР° устье.  [9]

Напряженное состояние РїРѕСЂРѕРґ РЅР° забое зависит РѕС‚ дифференциального давления РђСЂ, управлять которым можно, изменяя эквивалентную плотность Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора СЂСЌ.  [10]

Методика, регламентирующая требуемый перепад давления РІ насадках долота, РЅР° базе исследований Р‘. Р’. Байдюка Рё Р . Р’. Р’РёРЅСЏСЂСЃРєРѕРіРѕ включена РІ справочник РїРѕ промывке скважин [14] Рё основана РЅР° определении подачи буровых насосов РїРѕ изменению эквивалентной плотности буровых растворов СЃ учетом скорости осаждения частиц шлама, эмпирических рекомендаций РїРѕ выбору подачи насосов, геологических Рё технико-технологических ограничений.  [11]

Через 3022 двойных С…РѕРґР° ( только РІ методе ожидания Рё утяжеления) верхняя часть газовой пачки достигает башмака обсадной колонны. Обычно нереализуемая РЅР° практике эквивалентная плотность Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора Сѓ башмака обсадной колонны достигает максимума Рё начинает уменьшаться, хотя давление РІ обсадной колонне продолжает расти.  [12]

РљРѕРіРґР° насосы останавливают, забойное давление уменьшается РЅР° величину, равную гидравлическим сопротивлениям РІ затруб-РЅРѕРј пространстве. Последние РјРѕРіСѓС‚ изменяться РѕС‚ пренебрежимо малых РґРѕ значения, соответствующего эквивалентной плотности Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора 60РєРі / Рј3 РІ зависимости РѕС‚ геометрии скважины, глубины Рё свойств Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора. Небольшой дебаланс, вызванный остановкой насосов, может вызвать приток пластового флюида, который слишком мал, чтобы обнаружить его РЅР° выходе РёР· скважины, РЅРѕ эти малые притоки можно различить РїРѕ газу, поступающему РІ скважину РїСЂРё соединении бурильных труб. Р�нтенсивность притока зависит как РѕС‚ степени неуравновешенности, так Рё РѕС‚ проницаемости пласта. Однако плотность Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора повышать совсем РЅРµ обязательно, если уровень содержания газа возвращается Рє устойчивому фоновому значению.  [13]

Эквивалентная плотность Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора Сѓ башмака обсадной колонны Рё давление Сѓ колонной головки обычно ниже РїСЂРё использовании метода ожидания Рё утяжеления, нежели РІ методе бурильщика. Для непрерывного метода характерно, что давление РІ обсадной колонне Рё эквивалентная плотность Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора Сѓ ее башмака Р±СѓРґСѓС‚ иметь значения, располагающиеся между кривыми для РґРІСѓС… РґСЂСѓРіРёС… методов. Ниже рассматриваются различные ситуации РІРѕ время вымыва пластовых флюидов; эти ситуации РЅР° СЂРёСЃ. 3.5 помечены точками.  [14]

РџРѕ этой программе рассчитывают потери давления РІ устьевой РѕР±РІСЏР·РєРµ скважины, РІ бурильной колонне, РІ насадках долота Рё РІ затрубном пространстве. РљСЂРѕРјРµ того, рассчитывается эквивалентная плотность Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru


Смотрите также