На правах рукописи

Шиповский Константин Аркадьевич

ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ДИНАМИЧЕСКОЙ

МОДЕЛИ ОБРАЗОВАНИЯ И ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ

ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ ПРИХВАТОВ

(НА ПРИМЕРЕ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ)

Специальность 25.00.15 – Технология бурения

и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Санкт - Петербург - 2014

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Самарский государственный технический университет»

Научный руководитель - кандидат технических наук, доцент Живаева Вера Викторовна

Официальные оппоненты: Крысин Николай Иванович, доктор технических наук, профессор, филиал ООО «ЛУКОЙЛ Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, лаборатория проектирования строительства и реконструкции скважин отдела бурения, ведущий научный сотрудник Любимова Светлана Владимировна, кандидат технических наук, доцент, Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Альметьевский государственный нефтяной институт», кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин», доцент кафедры

Ведущая организация - ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Защита состоится 23 сентября 2014 года в 12 ч. 30 мин.

на заседании диссертационного совета Д 212.224.02 при Национальном минерально-сырьевом университете «Горный»

по адресу: 199106, Санкт-Петербург, В.О., 21-я линия, д.2, ауд.

1166.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Национального минерально - сырьевого университета «Горный» и на сайте www.spmi.ru Автореферат разослан 11 июля 2014 года

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ НИКОЛАЕВ

диссертационного совета Николай Иванович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы Бурение скважин для добычи углеводородных ресурсов является наиболее затратной статьёй расходов для нефтегазодобывающих организаций. Прихваты бурильного инструмента и связанные с ними аварии - одна из основных проблем в сфере строительства скважин в Самарской области. Большинство инцидентов приходится на дифференциальные прихваты бурильного инструмента. Это обусловлено сложными горногеологическими условиями, наличием зон несовместимых условий бурения, низкими пластовыми давлениями в продуктивных горизонтах из-за многолетней разработки месторождений, а также недостаточным исследованием причин образования дифференциальных прихватов бурильного инструмента.

Наличие случаев образования дифференциальных прихватов в геологических интервалах, где данных инцидентов происходить не должно, указывает на необходимость поиска оптимальных технологических параметров процесса бурения для конкретного горно-геологического разреза.

Проблему прихватообразования на месторождениях Самарской области целесообразно решать на основе разработки динамических моделей технологических процессов с использованием специализированного программного обеспечения.

Таким образом, разработка динамической модели для прогнозирования и предупреждения образования дифференциальных прихватов бурильного инструмента и решение на её основе практических задач в области бурения скважин, представляется актуальной научно-практической задачей.

Цель работы Предупреждение осложнений в стволе скважины, связанных с образованием дифференциального прихвата бурильного инструмента.

Идея работы заключается в разработке динамической модели образования дифференциального прихвата, которая позволяет прогнозировать и предупреждать прихваты бурильного инструмента на основе выбора оптимальных технологических параметров процесса бурения.

Основные задачи исследований:

1. Проанализировать проблемы в области бурения наклоннонаправленных и горизонтальных скважин на месторождениях Самарской области.

Исследовать геолого-технологические параметры процесса бурения скважин в карбонатно-терригенном разрезе при наличии инцидентов, связанных с дифференциальными прихватами бурильных труб.

3. Исследовать статическую модель и разработать динамическую модель образования дифференциального прихвата бурильного инструмента на примере Западно-Коммунарского месторождения.

4. Провести лабораторные исследования процессов фильтрации буровых растворов, применяемых на месторождениях Самарской области.

5. Разработать практические рекомендации по оптимизации процесса бурения скважин (технология углубления, режимы промывки, свойства растворов) для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента в отложениях перми, карбона и девона на месторождениях Самарской области.

Методы решения поставленных задач Для решения поставленных задач был использован комплексный подход, включающий анализ суточных рапортов и технологических диаграмм станций геолого-технологических исследований, отчетов о геолого-геохимических исследованиях, результатов интерпретации радиоактивного, индукционного и бокового каротажей, результатов математического моделирования технологических процессов, полученных на специализированном программном обеспечении. Физическое моделирование фильтрационных процессов выполнялось на лабораторном и стендовом оборудовании, прошедшем поверку и калибровку.

Научная новизна дифференциальных прихватов бурильного инструмента и разработана динамическая модель системы «проницаемый пласт скважина - бурильная колонна» с критерием оптимальности и целевой функцией для прогнозирования и предупреждения образования дифференциальных прихватов в условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов.

Защищаемые положения:

«проницаемый пласт - скважина - бурильная колонна» позволяет по мере поступления новой геолого-технологической информации прогнозировать образование дифференциальных прихватов бурильного инструмента в условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов.

2. Величина гидродинамического давления в кольцевом пространстве на стенки скважины не должна превышать 10 - 11% от проектного пластового давления в условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов для предупреждения дифференциального прихвата бурильного инструмента.

Практическая ценность результатов работы:

1. Установлен критерий оптимальности и определены значения целевой функции динамической модели образования дифференциального прихвата для оптимизации процесса бурения скважин в условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов в отложениях перми, карбона и девона.

2. Разработана методика оптимизации процесса бурения скважин для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента.

3. Разработаны практические рекомендации по повышению эффективности процесса бурения скважин (технология углубления, режимы промывки, свойства буровых растворов и их фильтрационных корок) для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента.

Личное участие автора в получении научных результатов:

дифференциальных прихватов на месторождениях Самарской области.

2. Разработана динамическая модель образования дифференциального прихвата бурильного инструмента в условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов.

3. Обосновано, что эквивалентная плотность бурового раствора при циркуляции является критерием оптимальности, а гидродинамическое давление в кольцевом пространстве - целевой функцией для предупреждения дифференциального прихвата бурильного инструмента при вскрытии проницаемых водо - и нефтенасыщенных пластов перми, карбона и девона.

4. Рассчитаны критические величины гидродинамического давления в кольцевом пространстве на стенки скважины для предупреждения образования дифференциальных прихватов бурильного инструмента.

гидродинамического давления в кольцевом пространстве от глубины скважин для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента.

6. Выполнены лабораторные исследования физикохимических свойств буровых растворов и их фильтрационных корок для прогнозирования и предупреждения образования дифференциальных прихватов.

7. Разработана методика оптимизации процесса бурения для предупреждения образования дифференциальных прихватов на месторождениях Самарской области.

8. Даны практические рекомендации по технологии углубления, режимам промывки, свойствам буровых растворов и их фильтрационных корок для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента.

Апробация работы Основные положения докладывались и обсуждались на VI международной научно-практической конференции «Нефтегазовые технологии» (г. Самара, 2009 г.); научно-техническом совете ООО «СамараНИПИнефть» (г. Самара, 2009 г.); научно-техническом совете ООО «СамараНИПИнефть» (г. Самара, 2010 г.); I научнопрактической конференции «Инжиниринг строительства и реконструкции скважин» (г. Самара, 2011 г.); VIII международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (г.

Туапсе, 2011 г.); II научно-практической конференции «Инжиниринг строительства и реконструкции скважин» (г. Самара, 2012 г.);

научно-техническом совете ООО «СамараНИПИнефть» (г. Самара, 2012 г.); IX международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (г. Туапсе, 2012 г.); заседании кафедры бурения скважин Национального минерально-сырьевого университета «Горный» (г. Санкт-Петербург, 2012 г.); научнотехническом совете ООО «СамараНИПИнефть» (г. Самара, 2013 г.);

заседании кафедры бурения скважин Национального минеральносырьевого университета «Горный» (г. Санкт-Петербург, 2013 г.).

рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки России.

Структура и объем диссертации Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, выводов и заключения. Список использованной литературы и источников состоит из 109 наименования. Работа содержит страниц, включая 46 рисунков и 30 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы её цели и задачи, показана научная новизна и практическая ценность результатов работы, приведены основные научные положения, выносимые на защиту.

В первой главе рассмотрены методы поиска эффективных режимов бурения, разработанные российской и зарубежной научными школами за несколько последних десятилетий, а также сложившаяся российская производственная практика оптимизации бурения скважин.

Проблемам повышения эффективности процесса бурения скважин посвящены работы следующих авторов: Бревдо Г.Д., Бингхэма М.Г., Бургони А.T., Вудса Х.Б., Ганджумяна Р.А., Галле Е.М., Каменских С.В., Клендона М.Т., Луммуса Д.Л., Мак-Митчелла Д, Митчелла Д., Мурра П.Л., Осипова П.Ф., Пеннебейкера Е.С., Погарского А.А., Рема В.А., Рида Р.Л., Федорова В.С, Шрейнера Л.А., Юнина Е.К. и др.

Исследовательская работа смещается от моделирования единичного элемента (например, работы зубца или определенного типа долота) к комплексному изучению и поиску решения проблем.

Это связано с усложнением техники и технологии бурения скважин, увеличением механической, рейсовой и коммерческой скоростей бурения, развитием моделирования технологических процессов с использованием вычислительной техники и специализированного программного обеспечения.

В результате анализа бурения 62 наклонно-направленных и 15 горизонтальных скважин за период 2008-2011 годов на месторождениях Самарской области установлено, что основной производственной проблемой является рост числа прихватов бурильного инструмента (рисунок 1).

количество инцидентов Анализ промысловых данных об инцидентах, связанных с прихватом бурильного инструмента, позволяет структурировать причины их возникновения (рисунок 2).

Рисунок 2 - Причины прихватов бурильного инструмента неисследованными причины, вызывающие прихват бурильного инструмента в интервалах, где данное осложнение происходить не должно, исходя из проектных горно-геологических условий. К данным случаям относятся инциденты, связанные с дифференциальными прихватами в интервалах бурения, сложенных чередованием непроницаемых и проницаемых терригенных и карбонатных пластов.

Во второй главе выполнено теоретическое исследование процесса бурения, рассматриваемого как неустойчивая динамическая система. Динамический подход в исследовательской работе позволяет лучше понять природу и закономерности развития физико-химических процессов, происходящих в скважине при бурении. Комплексное восприятие многофакторных процессов способствует решению научно-производственных проблем, находящихся на стыках различных областей знаний (бурение, геология, гидродинамика и др.).

предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента предлагается моделировать технологические процессы с использованием специализированного программного обеспечения.

Важнейшим практическим свойством моделирования является гибкость информационной модели, т.е. возможность корректировать модель на основе поступления новой технологической, геологической, геофизической и иной информации.

В данной работе моделирование технологических процессов и выбор оптимальных параметров для предупреждения дифференциальных прихватов выполнялось с использованием программы «Гидродинамические расчёты», модуль «Анализ геофизической и геолого-технологической информации» в составе информационной подсистемы «Контроль и управление строительством скважин», а также программы для инженерных расчётов «Petris DrillNet».

В третьей главе представлены результаты физического моделирования процессов фильтрации буровых растворов в лабораторных условиях. Для установления зависимости образования фильтрационной корки от величины гидродинамического давления были проведены исследования процессов фильтрации известкового, полимер-глинистого и известково-глинистого бурового раствора через керамические фильтрационные диски проницаемостью 775 и 850 мД с использованием пресс - фильтра высокого давления и высоких температур OFI № 170-00 емкостью 175 мл.

В результате лабораторных исследований установлено, что при репрессии в 3 МПа фильтрация полимер-глинистого раствора увеличивается в 1,7 раза, известкового раствора в 1,5 раза, известково-глинистого раствора в 1,2 раза по сравнению с репрессией 0,5 МПа. При репрессии в 5 МПа фильтрация данных растворов увеличивается в 2, 1,8 и 1,6 раза соответственно.

При увеличении давления с 0,5 МПа до 5 МПа толщина фильтрационной корки исследуемого известкового, полимерглинистого и известково-глинистого растворов увеличивается в раза.

В результате экспериментальных исследований установлено, что фильтрационные корки исследуемого полимер-глинистого и известкового раствора имеют рыхлую и неэластичную структуру, которая хорошо удаляется с поверхности керамического фильтра при механическом воздействии на неё после снятия высокого давления (рисунок 3, а, б).

Фильтрационная корка исследуемого известково-глинистого раствора – это цельная, плотная и эластичная структура, которая плохо удаляется с поверхности фильтра при механическом воздействии на неё после снятия высокого давления в 3 - 5 МПа (рисунок 3, в).

Рисунок 3 - Физические свойства фильтрационных корок полимерглинистого (а), известкового (б) и известково-глинистого раствора (в) Физические свойства фильтрационных корок, получаемых в условиях, приближенных к забойным (репрессия на пласт 2-5 МПа), имеют ключевое значение для прогнозирования и предупреждения образования дифференциальных прихватов.

Таким образом, буровые растворы с цельной, плотной, эластичной и непроницаемой фильтрационной коркой являются наиболее эффективными промывочными жидкостями при вскрытии пластов-коллекторов.

В четвертой главе представлены результаты статического и динамического моделирования процесса бурения скважин на примере Западно-Коммунарского месторождения.

Статическая модель образования дифференциального прихвата представлена на рисунке 4.

ВХОД ВХОД

ВХОД ВЫХОД

Бурильный инструмент без движения

ВХОД ВХОД

Рисунок 4 - Статическая модель образования дифференциального прихвата с входными и выходными параметрами В качестве базового объекта была выбрана скважина № 4П Западно-Коммунарского месторождения. В ходе исследований было выполнено статическое моделирование технологического процесса бурения данной скважины. Полученные результаты по скважине № 4П сравнены с параметрами бурения соседних скважин на Западно-Коммунарском месторождении, где не было инцидентов, связанных с дифференциальным прихватом, при прохождении интервала верейского горизонта C vr.

Представленные на рисунках 5-7 результаты анализа параметров по скважине № 4П и ряду других проблемных скважин показывают, что фактические параметры плотности бурового раствора, фильтрации и фильтрационной корки в пределах проектных решений.

Рисунок 5 - Изменение параметров плотности бурового раствора Рисунок 6 - Изменение параметров фильтрации бурового раствора 1, 0, Рисунок 7 - Изменение параметров фильтрационной корки Для определения причин дифференциального прихвата инструмента на скважине № 4П выполнены расчеты воздействия гидростатической репрессии на пласты верейского горизонта.

Согласно выполненным расчетам гидростатическая репрессия по скважине № 4П на пласты верейского горизонта составляет 0,5 МПа.

Это допустимо проектными решениями и требованиями Правил безопасности нефтяной и газовой промышленности ( РСТ не более 2,5 - 3,0 МПа).

В результате анализа проектной и рабочей документации на строительство скважины № 4П установлено, что данной документацией не предусмотрено осложнений, связанных с дифференциальным прихватом в терригенно-карбонатном разрезе верейского горизонта.

Таким образом, выполненные на основе статической модели расчеты показывают, что причин, приводящих к прихвату из-за перепада давлений, возникать не должно.

Для установления объективных причин прихватообразовния выполнено динамическое моделирование технологического процесса бурения 13 скважин на Западно-Коммунарском месторождении.

Для инженерных расчетов и динамического моделирования был выбран метод Preston Moore’s «Drilling Practices Manual».

Данный метод используется для гидродинамических расчетов при бурении, промывке, СПО, расчётов репрессии на пласт, эквивалентной плотности бурового раствора при циркуляции (ЭПЦ).

Для расчетов гидродинамической репрессии на пласты верейского горизонта Западно-Коммунарского месторождения используется формула:

где РДИН – гидродинамическое давление, РПЛ – пластовое давление.

Гидродинамическое давление рассчитывается по формуле:

где ЭПЦ – эквивалентная плотность бурового раствора при циркуляции, H – вертикальная глубина скважины, g – ускорение свободного падения.

Расчет параметра ЭПЦ выполняется по формуле:

где - плотность бурового раствора на входе, РAN - суммарные потери давления в кольцевом пространстве.

На скважинах № 157 и № 3П из-за превышения критических значений ЭПЦ зафиксированы затяжки при наращивании и контрольных СПО. По скважине № 3П установлено, что вызванная гидродинамическим давлением репрессия в 3,3 МПа, привела не только к затяжкам, но и гидроразрыву пласта, полному поглощению бурового раствора в подошве верейского горизонта и в кровле башкирского яруса (рисунки 8, 9).

, кг/м Рисунок 8 - Изменение параметров ЭПЦ при бурении 20, 19, 18, 17, 16, Рисунок 9 - Изменение параметров гидродинамического давления В результате анализа эмпирической геолого-геофизической информации по скважинам Западно-Коммунарского месторождения был установлен прихватоопасный интервал верейского горизонта, сложенный проницаемыми известняками.

Также установлено, что на Западно-Коммунарском месторождении в интервале верейских отложений при значении гидродинамического давления 18,9 МПа или более 12% от проектного пластового давления, возникает эффект «прилипания к стенке скважины» бурильного инструмента.

Механическое воздействие элементов бурильной колонны на рыхлую фильтрационную корку при наращивании инструмента ведет к её частичному удалению со стенок скважины и образованию жёлоба в интервале набора кривизны, что приводит к появлению дифференциального давления в зоне контакта бурильной трубы с горной породой в интервале проницаемого пласта-коллектора А 3.

Разработанная динамическая модель образования дифференциального прихвата бурильного инструмента представлена на рисунке 10.

ВХОД ВХОД

ВХОД ВЫХОД

Отсутствие технологических операций по формированию плотной и непроницаемой корки

ВХОД ВХОД

Рисунок 10 - Динамическая модель образования дифференциального прихвата с входными и выходными параметрами Результаты статического и динамического моделирования на примере скважины № 4П Западно-Коммунарского месторождения представлены в таблице 1.

Таблица 1- Результаты статического и динамического моделирования Причины дифференциального прихвата Физические свойства фильтрационной Площадь контакта УБТ 178 мм с фильтрационной коркой, м Технологические операции по * - по данным исследований полевой лаборатории на буровой Таким образом, динамическое моделирование в отличие от статического, позволяет устанавливать причины прихватообразования и решать задачи оптимизации технологического процесса бурения для предупреждения дифференциальных прихватов.

В результате исследования геолого-технологических параметров 63 скважин установлено, что эквивалентная плотность бурового раствора при циркуляции является критерием оптимальности, позволяющим повысить эффективность технологического процесса бурения.

В качестве целевой функции целесообразно использовать гидродинамическое давление в кольцевом пространстве, экстремумы которого характеризуют оптимальность технологического процесса бурения для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента.

Результаты расчётов гидродинамических давлений скважин, из которых 22 скважины были пробурены с дифференциальными прихватами, представлены на рисунке 11.

Рисунок 11 - График зависимости гидродинамического давления в кольцевом пространстве от глубины скважин На рисунке 12 представлена номограмма с аппроксимацией экстремумов гидродинамического давления в кольцевом пространстве в зависимости от глубины скважин, построенная по месторождениям Самарской области.

Рисунок 12 - Номограмма зависимости гидродинамического давления от глубины скважин для предупреждения дифференциальных прихватов Максимальное значение гидродинамического давления при бурении рассчитано по формуле:

a - эмпирический коэффициент.

В таблице 2 представлены значения эмпирического коэффициента a, позволяющего оперативно рассчитывать максимальные величины гидродинамического давления в кольцевом пространстве для предупреждения дифференциального прихвата бурильного инструмента.

Таблица 2 - Значения эмпирического коэффициента a Геологический разрез Глубина скважины, м Карбонатно-терригенный Таким образом, эмпирическим путем установлено, что величина гидродинамического давления в кольцевом пространстве на стенки скважины не должна превышать 10 - 11% от проектного пластового давления для предупреждения образования дифференциального прихвата бурильного инструмента.

В пятой главе представлена методика оптимизации процесса бурения для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента. Методика состоит из этапа построения базовой модели технологического процесса бурения, динамического моделирования технологических процессов, мониторинга бурения и выдачи рекомендаций по оптимизации технологического процесса.

Практические рекомендации заключаются в комплексе мероприятий по гидродинамической и механической кольматации прихватоопасных зон. На основе расчетного гидродинамического давления предлагается ввод в буровой раствор реагентов СаСО различных фракций в концентрации не менее 150 кг/м и механическое воздействие калибрующих элементов бурильной колонны (долота PDC с армированной боковой частью, лопастные спиральные калибраторы) на стенки проницаемых пластов при бурении, наращивании, КСПО.

Годовой экономический эффект от внедрения методики оптимизации процесса бурения - не менее 21056 тыс. руб.

Основные выводы и рекомендации:

дифференциальных прихватов на месторождениях Самарской области.

2. Обоснована и разработана динамическая модель образования дифференциальных прихватов бурильного инструмента для прогнозирования и предупреждения данных осложнений в условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов.

3. Эквивалентная плотность бурового раствора при циркуляции является критерием оптимальности, а гидродинамическое давление в кольцевом пространстве - целевой функцией для предупреждения дифференциального прихвата бурильного инструмента.

4. Величина гидродинамического давления в кольцевом пространстве на стенки скважины не должна превышать 10 - 11% от проектного пластового давления в условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов для предупреждения дифференциального прихвата бурильного инструмента.

гидродинамического давления в кольцевом пространстве от глубины скважин для выбора оптимальных технологических параметров при проектировании и бурении скважин.

6. Установлено, что фильтрационные корки отдельных типов буровых растворов имеют рыхлую и неэластичную структуру, которая хорошо удаляется с твердой и проницаемой поверхности при механическом воздействии в условиях снижения репрессии в 3МПа.

производственные инструкции по предупреждению дифференциальных прихватов бурильного инструмента основаны на статической модели образования дифференциального прихвата.

соответствующие разделы проектной и рабочей документации на бурение скважин интервалов проницаемых пластов отложений перми, карбона и девона как прихватоопасных зон.

9. Разработана методика оптимизации процесса бурения скважин и практические рекомендации по предупреждению дифференциальных прихватов бурильного инструмента на месторождениях Самарской области.

10. Рассчитан ожидаемый экономический эффект от внедрения методики оптимизации процесса бурения для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента на месторождениях Самарской области, который составляет не менее 21056 тыс. руб. ежегодно.

Наиболее значимые печатные работы по теме диссертации:

1. Шиповский, К. А. Моделирование строительства нефтяных и газовых скважин в процессе инжиниринга строительства скважин / К. А. Шиповский, В. В. Живаева // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2011. – № 9. – С. 2-4.

2. Шиповский, К. А. Методика оптимизации процесса строительства скважины на основе моделирования строительства скважин / К. А. Шиповский, В. В. Живаева // Бурение и нефть. – 2011. – № 7-8. – С. 30-32.

3. Шиповский, К. А. Оптимизация процесса бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на основе мониторинга технико-технологических и геолого-геофизических параметров / К. А. Шиповский, Д. Н. Цивинский // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2012. – № 11. – С. 9-15.

4. Шиповский, К. А. Проблемы статического подхода при исследовании причин возникновения дифференциальных прихватов / К. А. Шиповский, В. В. Живаева // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2013. – № 8. – С. 34-39.