«ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ОБРАЗОВАНИЯ И ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ ПРИХВАТОВ (НА ПРИМЕРЕ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ) ...»

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи

Шиповский Константин Аркадьевич

ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

ОБРАЗОВАНИЯ И ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ

ПРИХВАТОВ (НА ПРИМЕРЕ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ)

25.00.15 Технология бурения и освоения скважин Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент Живаева Вера Викторовна Самара-

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………...…….....

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ РОССИЙСКОГО И МИРОВОГО ОПЫТА

ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ……………………………...………… 1.1. Обзор научных работ по оптимизации процесса бурения………............ 1.2. Анализ российской и мировой практики оптимизации процесса бурения………………………………………………………………………... 1.3. Проблемы бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на месторождениях Самарской области…………...…………….. 1.4. Выводы по главе 1…………………………………………………………....

ГЛАВА 2. СИНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПОДХОД К РЕШЕНИЮ ПРОБЛЕМ

В ОБЛАСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН……………………………………………..... 2.1. Принципы синергетического подхода……………………………………... 2.2. Динамическая модель геолого-технологической системы «проницаемый пласт – скважина - бурильная колонна»…………………….. 2.3. Обоснование критерия оптимальности и целевой функции для оценки динамической системы.…………………...………………..……. 2.4. Выводы по главе 2..………………………...…………………………..…...

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ

БУРОВЫХ РАСТВОРОВ……...……………….…………………..….................. 3.1. Постановка задач исследования ………………………………….…………… 3.2. Методика проведения эксперимента.………………………….……………... 3.3. Фильтрационные процессы буровых растворов………………

3.4. Выводы по главе 3…………………………………………………

ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ…………………………………....……... 4.1. Статическая модель дифференциального прихвата………………………. 4.2. Динамическая модель дифференциального прихвата………....………….. 4.3. Геолого-технологические параметры процесса бурения…………...….…….. 4.4. Выводы по главе 4…………………………………………………...……

ГЛАВА 5. МЕТОДИКА ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ

ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ ПРИХВАТОВ.......…..... 5.1. Разработка методики оптимизации процесса бурения……………………... 5.2. Практические рекомендации по предупреждению прихватов………..... 5.3. Расчет экономического эффекта от внедрения методики……………….. 5.4. Выводы по главе 5

ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………...…….…... СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ……….………………………………..........….…...........

ВВЕДЕНИЕ

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 горно-геологическими условиями, наличием зон несовместимых условий бурения, низкими пластовыми давлениями в продуктивных горизонтах из-за многолетней разработки месторождений, а также недостаточным исследованием причин возникновения прихватов бурильного инструмента.

Положительные примеры проводки скважин без осложнений в прихватоопасных интервалах указывают на необходимость поиска оптимальных технологических параметров процесса бурения для конкретного горногеологического разреза.

Анализ российского и зарубежного опыта оптимизации процесса бурения позволяет сделать вывод о необходимости развития новых методов решения указанных проблем, основанных на разработке динамических моделей технологических процессов с использованием специализированного программного обеспечения.

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

В данной диссертационной работе объектом исследования являются наклонно-направленные и горизонтальные скважины, пробуренные на месторождениях Самарской области в 2009-2013 годах.

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

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

Основные задачи 1. Проанализировать проблемы в области бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на месторождениях Самарской области.

2. 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 Установлена закономерность образования дифференциальных прихватов бурильного инструмента и разработана динамическая модель системы образования дифференциальных прихватов в условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов.

Защищаемые положения 1. Разработанная динамическая модель системы «проницаемый пласт скважина - бурильная колонна» позволяет по мере поступления новой геологотехнологической 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 значимость работы Установлен критерий оптимальности и рассчитаны значения целевой функции динамической модели образования дифференциального прихвата для оптимизации процесса бурения скважин в условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов отложений перми, карбона и девона.

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

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

Разработаны практические рекомендации по оптимизации процесса бурения скважин (технология углубления, режимы промывки, свойства растворов) для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента.

Личное участие автора в получении научных результатов 1. Объяснена закономерность образования 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 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.

5. Разработана номограмма зависимости гидродинамического давления в кольцевом пространстве от глубины скважин для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента.

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

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 и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на следующих научно-технических совещаниях, конференциях и семинарах:

- VI Международная научно-практическая конференция «Нефтегазовые технологии» 14-16 октября 2009 года в г. Самара. Доклад по теме: «Внедрение новых информационных технологий в процессе строительства и реконструкции скважин ОАО «НК «Роснефть»;

- научно-технический совет ООО «СамараНИПИнефть» № НТС-ИБ-02от 13.04.2010 в г. Самара. Доклад по теме: внедрения информационной системы "Контроль и управление строительством скважин (ИС КиУСС)" на скважинах ОАО "Самаранефтегаз" в 2009 году;

- научно-технический совет ООО «СамараНИПИнефть» № НТС-ИБ-08от 25.11.2010 в г. Самара. Доклад по теме: «О результатах разработки Стандарта ОАО «НК Роснефть» «Осуществление инженерно-технологического сопровождения процессов строительства и реконструкции скважин»;

- I научно-практическая конференция «Инжиниринг строительства и реконструкции скважин» 1-3 июня 2011 г. в г. Самара. Доклад по теме:

«Инженерно-технологическое сопровождение. Новые подходы к повышению качества и эффективности строительства скважин. Основные задачи

инженернотехнологического сопровождения скважин в свете утвержденного Стандарта Компании»;

- I научно-практическая конференция «Инжиниринг строительства и реконструкции скважин» 1-3 июня 2011 г. в г. Самара. Содоклад по теме:

«Результаты опытно-промышленной эксплуатации системы КиУСС и перспективы ее развития. Моделирование технологических процессов в ходе инжиниринга строительства (реконструкции) скважин»;

- международная научно-практическая конференция «Ашировские чтения»

26-29 сентября 2011 года, Туапсинский р-н, г. Туапсе. Доклад по теме:

«Оптимизация процесса бурения скважин на основе мониторинга техникотехнологических и геолого-геофизических параметров»;

- II научно-практическая конференция «Инжиниринг строительства и реконструкции скважин» 14-15 июня 2012 г. в г. Самара. Доклад по теме: «Опыт проведения инженерно-технологического сопровождения скважин в ОАО НК «Роснефть». Предложения по развитию системы ИТС. Моделирование процесса бурения. ИТС как система осуществления авторского надзора»;

- научно-технический совет ООО «СамараНИПИнефть» № НТС-ТИ-29от 27.07.2012 в г. Самара. Доклад по теме: «Оптимизация процесса бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на основе мониторинга технико-технологических и геолого-геофизических параметров»;

- международная научно-практическая конференция «Ашировские чтения»

26-30 августа 2012 года, Туапсинский р-н, г. Туапсе. Доклад по теме:

«Оптимизация процесса бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на основе мониторинга технико-технологических и геологогеофизических параметров»;

- заседание кафедры бурения скважин Национального минеральносырьевого университета «Горный» 11 сентября 2012 года в г. Санкт-Петербург.

Доклад по теме: «Оптимизация процесса бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на основе мониторинга технико-технологических и геолого-геофизических параметров»;

- научно-технический совет ООО «СамараНИПИнефть» № НТС-ТИ-28от 30.04.2013 в г. Самара. Доклад по теме: «Рекомендации по предупреждению прихватов бурильного инструмента на месторождениях Самарской области»;

- заседание кафедры бурения скважин Национального минеральносырьевого университета «Горный» 13 июня 2013 года в г. Санкт-Петербург.

Доклад по теме: «Оптимизация процесса бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на месторождениях Самарской области».

Публикации. По теме диссертации опубликовано 4 печатных работы в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации.

Диссертация состоит из пяти глав.

В первой главе рассмотрены методы поиска оптимальных режимов бурения, разработанные российскими и зарубежными научными школами, а также сложившаяся российская производственная практика оптимизации бурения скважин.

Во второй главе выполнено теоретическое исследование процесса бурения.

Найден и обоснован критерий оптимальности и целевая функция для оптимизации технологического процесса бурения для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента.

В третьей главе представлены результаты физического моделирования процессов фильтрации буровых растворов в лабораторных условиях. Разработаны рекомендации по свойствам буровых растворов и их фильтрационных корок.

В четвертой главе представлены результаты статического и динамического моделирования технологического процесса бурения скважин с использованием программного обеспечения. Разработана номограмма зависимости гидродинамического давления в кольцевом пространстве от глубины скважин для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента.

В пятой главе представлена методика оптимизации процесса бурения для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента.

прихватообразования. Выполнена оценка экономического эффекта от внедрения данной методики оптимизации процесса бурения.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ РОССИЙСКОГО И МИРОВОГО ОПЫТА

ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ

Обзор научных работ по оптимизации процесса бурения скважин 1.1.

Отечественная практика оптимизации процесса бурения скважин основана на научных работах Федорова В.С. [68, 69], Шрейнера Л.А. [50], Погарского А.А.

[48, 49], Осипова П.Ф. [38, 44], Юнина Е.К. [88-94] и ряда других российских исследователей [1, 4, 6, 9, 10, 11, 17, 18, 19, 24, 26, 28, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 48, 49, 60, 61, 62, 63, 64, 65, 66, 75, 76, 87].

исследование процесса бурения лопастными и шарошечными долотами по выходным параметрам их работы. В своих работах Федоров В.С. указывает, что под режимом бурения принято понимать сочетание факторов, влияющих на показатели бурения, которые могут изменяться бурильщиком с поста управления.

При бурении в неосложнённых условиях к таким параметрам относят: 1) осевая нагрузка на долото; 2) скорость вращения долота (или ротора); 3) количество промывочной жидкости; 4) качество промывочной жидкости, передаваемой на забой (удельный вес, вязкость, напряжение сдвига, фильтрация). Гармоничное сочетание данных параметров, которое позволяет получать наиболее высокую рейсовую скорость и необходимые качественные показатели бурения, при данной технической вооруженности буровой, называется рациональным (оптимальным) режимом бурения [68, 69].

Шрейнер Л.А. (период 40 - 60 - х годов ХХ века) исследовал элементарный акт взаимодействия зуба (зубца) шарошечного долота с горной породой. Была установлена классификация горных пород по характеру сопротивляемости их внедрению зуба (зубца) шарошечного долота. На этой основе выбирались наиболее эффективные силовые параметры для процесса бурения [50].

Погарский А.А. в своих работах (период 50 - 80-х годов XX века) описывал оптимизацию процесса бурения как целостную систему с использованием автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП). АСУ ТП функционировала в единой вертикально-интегрированной системе министерства нефтяной промышленности СССР, добывающего объединения, кустового информационно-вычислительного центра, научно-исследовательского и проектного института (НИПИ), нефтегазодобывающего управления, управления буровых работ. Особое место в системе АСУ ТП отводилось НИПИ.

оптимизированные проекты для каждой скважины, планируемой под бурение.

Оптимизированный проект представлялся как документ, содержащий оптимальные технико-технологические рекомендации для каждой отдельной технологических процессов, используемых при строительстве скважины (углубление, крепление, вскрытие и др.) внимание сосредотачивалось именно на углублении. Это определяется тем, что углубление занимает основной объем затрат времени и средств. Наибольшие трудности в оптимизации представляет процесс углубления скважины с большим влиянием внешней среды и наиболее сложным математическим описанием, а не спуск колонн с их цементажом, другие процессы строительства скважины [48].

Погарским А.А. предложена классификация типов систем, представляющих процесс бурения: детерминированная, стохастическая и слабосвязанная.

Прогнозировалось, что главной задачей управления строительством сверхглубоких скважин станет упрощение разнообразия её систем. По мнению исследователя, основная идея оптимизации заключается в том, чтобы разделить сложную систему и решать её задачи по частям – ключевым проблемам.

Погарский А.А. обращает внимание на проблемы взаимодействия в сложной системе и указывает на необходимость кооперации как способа существования системы в целом. В результате кооперации система должна приобретать новые свойства, которыми не обладали её исходные элементы [48,49].

Осиповым П.Ф. (период 60 – 90 - х годов ХХ века, начало ХХI века) была разработана блок-схема с классификацией известных на данный период методов поиска оптимальных режимов бурения, представленная на рисунке 1.1.

Методы поиска оптимальных режимов бурения площади, техники и механических зависимостей углубления отбор технологии свойств пород в однородных скважины в Рисунок 1.1 - Классификация методов поиска оптимальных режимов бурения Синевым С.В. в ряде работ (настоящий период времени) проведен анализ моделей бурения с оценкой возможностей их практической реализации [63, 64].

Отмечается необходимость учитывать взаимодействие бурильного инструмента со скважиной, как единого механизма. Синевым С.В. анализируются причины скачкообразного трехступенчатого характера зависимости механической скорости бурения v от нагрузки G. Сам процесс бурения уникален тем, что при нагрузке на долото работа бурильного инструмента может трижды претерпевать качественное изменение, определяемое по развитию v (G) трех ступеней (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 - Графики v(G) на скв. 94 Карагайского месторождения Зарубежные исследования оптимизации процесса бурения основаны на научных работах Бингхэма М.Г., Луммуса Д.Л., Рида Р.Л., Мурра П.Л., Галле Е.М. и Вудса Х.Б., Бургони А.T., Рема В.А., Мак-Клендона М.Т., Пеннебейкера Е.С., Джавкам-Уолда и Ву и ряда других специалистов.

Бингхэм М.Г. предложил анализировать процесс разрушения пород с помощью зависимости проходки долота за один оборот от параметра осевой нагрузки – g. Метод анализа процесса бурения основан на использовании диаграммы бурения. Диаграмма бурения (g) – это зависимость проходки долота за один оборот от удельной (приведенной к единице диаметра долота) осевой нагрузки g. Процесс разрушения породы на забое описывается целым рядом параметров:

- механическая скорость бурения (параметр, характеризующий результат процесса);

- нагрузка на долото;

- скорость вращения;

- диаметр долота;

- дифференциальное давление на забое;

- прочность породы, оцениваемая твердостью пород или прочностью на сжатие;

- содержание твердой фазы в растворе;

- реологические и технологические параметры раствора;

- расход промывочной жидкости.

Бингхэм М.Г. развил метод анализа графика зависимости = f(g) при бурении шарошечными долотами до теории буримости. Опубликование теории буримости М.Г. Бингхэма стало важнейшим событием 60-х годов в области бурения [38].

Понятие «оптимизация» авторами вышеперечисленных работ трактуется по-разному. Считается, что оптимизация в технологии строительства скважины это процесс обоснования (в том числе с применением математических моделей) более эффективных средств, методов, способов или технологических приемов с целью повышения промежуточных или результирующих технических, экономических или временных показателей. Оптимизация является необходимой ступенью на всех этапах строительства скважины, особенно при ее углублении, так как на этом этапе чаще всего образуются осложнения или предпосылки к последующим осложнениям, что приводит к задержкам в строительстве скважины.

Обобщая выводы ряда исследователей, можно сформулировать, что оптимальный процесс бурения - это такое сочетание типоразмера долот, нагрузок, скоростей вращения ротора (ВЗД), интенсивности промывки, параметров бурового раствора, статического дифференциального давления на забой и других параметров при котором обеспечивается достижение заданных критериев оптимальности в отдельном интервале бурения и в целом по скважине. Например, максимум рейсовой скорости или минимум стоимости метра проходки.

Необходимо также отметить, что в большинстве работ авторами указывается, что процесс оптимизации неотрывно связан с этапом проектирования строительства скважин.

Анализ работ, посвященных оптимизации процесса бурения, позволяет обозначить следующие проблемы: 1) основные теории и методы оптимизации были разработаны в 40-80-е годы прошлого века без учёта современных способов получения и обработки геолого-технологической информации с буровой, моделирования технологических процессов с использованием вычислительной техники и специализированного программного обеспечения; 2) в работах доминирует дифференцированный подход, основанный на оптимизации отдельных элементов технологического процесса бурения: работы шарошечного долота, гидравлических режимов промывочной жидкости, вибраций бурильной колонны и др.; 3) структурные изменения, произошедшие в нефтяной промышленности в последние десятилетия, существенно изменили подходы к решению проблем оптимизации.

Выбор оптимального технико-технологического решения начинается на стадии проектирования строительства скважины. В России, в соответствии с действующими нормативно-регламентирующими документами, проектная документация на строительство скважины разрабатывается на основе задания на проектирование (техническое задание). Задание на проектирование строительства скважин составляется заказчиком (пользователем недр) с учетом требований проекта геологоразведочных работ и технологического проекта (схемы) разработки месторождения. Состав и требования, предъявляемые к заданию на проектирование, устанавливаются документацией, разработанной в 80-е годы прошлого века, а именно: инструкцией «О составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство скважин на нефть и газ» и Макетом рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ. При разработке задания на проектирование закладываются основные решения, определяющие в дальнейшем ход строительства скважины в части надежности, безопасности, качества и эффективности буровых работ.

Выбор оптимального решения (конструкция скважины, способ бурения, параметры раствора и др.) начинается на этапе предпроектных работ. На этой стадии проектировщиком и службами заказчика строительства скважины используется экспертный метод (по Осипову П.Ф.), основанный на анализе геологических и геофизических исследований, накопленного опыта бурения скважин на месторождении. Задание на проектирование согласовывается технологической, геологической и другими службами заказчика, ответственными за организацию строительства скважин, и утверждается на уровне заместителя генерального директора по бурению организации-заказчика строительства скважин.

Следующим этапом является разработка проекта на строительство скважины. Требования к проектированию определяются «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также вышеупомянутой Инструкцией «О составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство скважин на нефть и газ» и Макетом рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ.

В 90-е и 2000–е годы значительно увеличивается объем разделов проектной документации, связанных с организацией производства, экологией, охраной труда и техникой безопасности. В проект закладываются типовые техникотехнологические решения для данного геологического разреза. Как правило, данные решения имеют значительный потенциал для их улучшения и оптимизации в процессе бурения скважины. Неизменными остаются техникотехнологические решения, влияющие на безопасность и надежность работ. К ним относятся: глубина спуска обсадных колонн, давления опрессовки колонн, плотности бурового раствора, высота подъема цемента при креплении и др [21, 30, 52, 67].

Проектная документация должна пройти государственную экспертизу ФАУ «Главгосэкспертиза России». Срок проведения государственной экспертизы проекта составляет до 3 месяцев [46, 47]. После завершения разработки проектной документации основной задачей проектировщика является получение положительного заключения ФАУ «Главгосэкспертиза России». Наличие положительного заключения ФАУ «Главгосэкспертиза России» позволяет сдать проект на строительство скважины заказчику, как выполненную работу.

При необходимости использования новой техники, технологии, материалов, не предусмотренных проектом, допускается составление дополнения к проектной документации. Эти дополнения подлежат экспертизе промышленной безопасности и согласованию с Госгортехнадзором России в установленном порядке.

Анализируя нормативно-регламентирующую документацию, можно отметить, что вопросы оптимизации процесса бурения в данных документах не отражаются в необходимом объеме. За прошедшие четверть века проект усложнился в сравнении с документом образца 1987 года, появилось более новых разделов. Эти разделы связаны с организаций строительства скважины, промышленной, экологической безопасностью, природопользованием. Новые разделы не направлены на стимулирование повышения качества и эффективности самого процесса строительства скважины, поиск и выбор оптимальных техникотехнологических решений исходя из фактических горно-геологических условий.

Необходимо отметить, что Постановлением Правительства РФ № 87 от февраля 2008 года «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию» предусмотрено, что проектирование объектов капитального строительства должно осуществляться в две стадии: разработка проектной и рабочей документации. В области бурения скважин проектирование осуществляется в одну стадию – разработка проектной документации. Разработка рабочей документации, во многих случаях, находится в компетенции службы заказчика строительства скважины, бурового подрядчика и сервисных организаций.

Результаты анализа показывают, что проекты на строительство скважин разрабатываются на основе нормативно-регламентирующей документации, которая не учитывает современную организацию буровых работ, подходы к контролю и управлению ходом строительства скважин, уровень развития информационных технологий, средств коммуникации и связи. Следствием этого является недостаточная эффективность проектных решений при изменении горногеологических условий в ходе бурения скважины.

Анализ развития зарубежных нефтедобывающих и сервисных компаний показывает, что с 2000-х годов ХХI века активно создаются центры поддержки технологических операций. Основная задача центров поддержки технологических операций (ЦПО) - повышение качества, эффективности предоставляемых услуг, обеспечения конкурентоспособности нефтедобывающих и сервисных компаний.

Работа ЦПО базируется на получении, анализе и обработке техникотехнологической и геолого-геофизической информации, специализированном программном обеспечении, широкополосных каналах связи с буровой, междисциплинарном экспертном решении производственных проблем [80, 81].

специалисты: буровики, геологи, геофизики, геомеханики, специалисты по разработке месторождений. В своем большинстве ЦПО оказывают услуги по следующим направлениям:

- проектирование бурения скважин и боковых стволов;

- сопровождение наклонно-направленного бурения;

- измерения и каротаж во время бурения;

- геологическое сопровождение бурения скважин;

- геолого-технологические исследования;

- заканчивание и исследование скважин;

- оптимизация бурения.

Большая часть ЦПО по бурению и заканчиванию сервисных компаний функционирует в круглосуточном режиме, что позволяет сократить численность персонала на производственных объектах, а также осуществлять экспертную поддержку вплоть до непосредственного управления операциями из центра. В составе ЦПО ключевую роль выполняют инженеры по оптимизации бурения.

Данные центры имеют следующие иностранные компании: Schlumberger, Halliburton, British Petroleum, StatoilHydro, ConocoPhilips, Petronas, Repsol YPF.

В 2007-2010 годах центры поддержки технологических операций создаются в российских компаниях: ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Лукойл», ОАО "Оренбургнефть" ТНК-BP. Основные программные средства, используемые в российских центрах сопровождения бурения: Petris Technology, Inc. «Petris DrillNet», Schlumberger «The Drilling Office», Halliburton «Landmark Well Plan Suite», «Бурсофтпроект «Проектирование скважин», НПО «Бурение», ОАО «НК «Роснефть» ИПС «Контроль и управление строительством скважин», ООО «Петровайзер» «Удаленный мониторинг бурения», ООО «НВП Модем» [2, 5, 78, 79, 95].

В отличие от зарубежных центров поддержки операций, российскими центрами не уделяется достаточного внимания вопросам оптимизации процесса бурения. Акценты смещены на геологическое сопровождение и моделирование горизонтальных участков и боковых стволов [53, 54, 57].

горизонтальных скважин на месторождениях Самарской области показал, что основными проблемами являются:

производственного брака;

Анализ результатов бурения 77 наклонно-направленных и горизонтальных скважин на месторождениях Самарской области, представленный на рисунке 1. показывает, что существует тенденция роста количества инцидентов, связанных с прихватом бурильного инструмента.

количество инцидентов Рисунок 1.3 - Количество инцидентов на месторождениях Самарской области разработанная отечественными и зарубежными исследователями [6, 7, 22, 23, 34, 58]. Это позволило установить причины их возникновения по характерным для данных инцидентов признакам. Результаты исследований инцидентов, связанных с прихватами на месторождениях Самарской области, представлены в диаграмме на рисунке 1.4.

Рисунок 1.4 - Причины прихватов на месторождениях Самарской области Результаты исследований показывают, что значительное количество инцидентов связано с дифференциальными прихватами бурильного инструмента, обсадных колонн и хвостовиков. На долю дифференциальных прихватов прихватообразованием.

В современной практике бурения на месторождениях Самарской области остаются неисследованными причины, вызывающие дифференциальный прихват бурильного инструмента в интервалах, где данное осложнение происходить не должно, исходя из проектных горно-геологических условий. К данным случаям относятся инциденты, возникновение которых происходит в неосложненном стволе, и горно-геологических условиях, где отсутствуют видимые причины для прихватообразования. Проектная и рабочая документация, используемая на буровой, также не содержит информацию об этих интервалах, как об опасных зонах, где возможны дифференциальные прихваты из-за перепада давлений.

Результаты анализа бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин показали, что большинство дифференциальных прихватов произошло при вскрытии продуктивных высокопроницаемых карбонатно-терригенных пластов в интервалах перехода непроницаемой (или слабопроницаемой) части разреза в высокопроницаемую часть или выхода из высокопроницаемой части в непроницаемую (или слабопроницаемую) часть разреза.

Наличие значительного количества случаев дифференциальных прихватов бурильного инструмента свидетельствует о несовершенстве технологических процессов в данных горно-геологических условиях и недостаточной изученности механизма данного явления. Оптимальный технологический процесс бурения в изменяющихся горно-геологических условиях должен обеспечить проводку ствола скважины без осложнений и аварий.

Таким образом, можно констатировать, что тенденция роста осложнений и аварий за последние годы, указывает на необходимость оптимизации процесса бурения скважин на месторождениях Самарской области для предупреждения инцидентов, связанных как с прихватообразованием в целом, так и дифференциальными прихватами в частности.

1. Существующая нормативно-регламентирующая документация в области проектирования и инженерно-технологического сопровождения строительства скважин не всегда позволяет эффективно решать вопросы оптимизации технологического процесса бурения.

2. Необходимо разработать новые методы оптимизации процесса бурения, основанные на получении и обработке геолого-технологической информации с буровой.

3. Основной проблемой бурения скважин на месторождениях Самарской области является рост инцидентов, связанных с прихватами бурильного инструмента.

4. Доля дифференциальных прихватов составляет 32% от всех случаев потери подвижности бурильного инструмента на месторождениях Самарской области.

4. Значительное количество инцидентов, связанных с дифференциальными прихватами бурильного инструмента, существенно снижают техникоэкономические показатели бурения скважин на месторождениях Самарской области.

5. Необходимо исследовать причины, вызывающие дифференциальные прихваты бурильного инструмента в интервалах, сложенных чередованием непроницаемых и проницаемых пластов карбонатно-терригенного разреза на месторождениях Самарской области.

ГЛАВА 2. СИНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПОДХОД К РЕШЕНИЮ ПРОБЛЕМ В

ОБЛАСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

В научных работах 80-х годов советские исследователи относили процесс бурения к стохастической системе с большим разнообразием различных элементов [48]. В данной работе процесс бурения и проблемы, связанные с безаварийной проводкой ствола скважины, рассматриваются с позиции синергетики. Это необходимо для комплексного восприятия сложного технологического процесса бурения, происходящего в постоянно меняющихся горно-геологических условиях.

представляется наиболее перспективным направлением, используемым для научных исследований. За несколько десятилетий существования синергетика сумела доказать универсальность подходов при исследованиях в различных направлениях и сферах научно-практической деятельности.

исследований, в рамках которого изучаются процессы, происходящие в открытых, неустойчивых динамических системах под действием случайных отклонений (флуктуаций). Синергетика устанавливает общие закономерности процессов перехода от хаоса к порядку и обратно (процессов самоорганизации и дезорганизации) в сложной системе, состоящей из множества подсистем.

Синергетика базируется на феномене самоорганизации открытых сложных систем под воздействием постоянного поступления внешней энергии, согласованности (когерентности) протекающих процессов в этой системе, кооперативном характере поведения её элементов (подсистем), нелинейности происходящих процессов (фазовых переходах), возрастающей сложностью подсистем и их объединения в целое с новыми свойствами, которыми не обладает отдельно взятая подсистема.

Основные идеи синергетики формулируется следующим образом:

- целое всегда больше суммы составляющих его элементов;

- целое есть нечто иное, чем сумма элементов; это взаимодействие элементов, ведущее к эмергенции новых качеств [74].

Открытая, неустойчивая динамическая система обладает следующими свойствами:

множеством подсистем;

флуктуациями (колебаниями, случайными отклонениями от средних значений);

- точками бифуркаций (критические точки перехода);

- фазовыми переходами;

- детерминированным хаосом (турбулентностью);

- генерацией информации;

- параметрами порядка;

управляющими параметрами;

самоорганизаций подсистем;

- фрактальностью;

- согласованностью (когерентностью) процессов.

Эволюция открытой неустойчивой динамической системы происходит под воздействием небольшого числа так называемых параметров порядка, подчиняющих себе все элементы сложной системы (рисунок 2.1). При этом подчиняемые элементы q1, q2,...qn также влияют на параметры порядка. В этом заключается основной принцип синергетики - взаимозависимость параметров порядка от подчинённых элементов системы q.

т.е. q становится функцией параметров порядка [70, 73].

Принцип круговой причинности: параметры порядка определяют движение элементов системы, а движение элементов системы определяет действия параметров порядка. По своему физическому смыслу параметр порядка - это корреляционная функция, определяющая степень порядка в системе.

Параметрами порядка, как правило, являются переменные величины (фазовый угол, амплитуда волны и др.).

Рисунок 2.1 - Параметр порядка подчиняет поведение подсистем с переменными q1, q2,...qn. Подсистемы, создают и воздействуют на параметр Критерием выбора параметра порядка, является свойство данной величины скачкообразно изменять состояние подчиненной подсистемы.

Например, обеспечить переход от ламинарного к турбулентному движению жидкости. Графическое представление скачкообразного (фазового) перехода неустойчивой системы от одного состояния к другому, указано на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 - Скачкообразный (фазовый) переход неустойчивой системы от Управление открытой неустойчивой динамической системой, состоящей из множества различных и разнообразных элементов, возможно на основе изменения небольшого количества управляющих параметров данной системы.

Управляющими параметрами в процессе бурения являются физические величины (изменение нагрузки, концентрации реагента, разности давлений, температур и др.).

Рисунок 2.3 - Состояние неустойчивой системы при фазовом переходе На рисунок 2.3 (а) изображен потенциал V (управляющей параметр) скачкообразно изменяющий состояние системы. На рисунок 2.3 (б) изображена временная зависимость параметра порядка u [71, 72].

Скачкообразность процессов (ступенчатость) в физике достаточно известный эффект, обусловленный их качественным изменением. Бурение скважин не является исключением. Необходимо отметить, что скачкообразный характер зависимости механической скорости бурения v от нагрузки G неоднократно указывалась в различных работах исследователей начиная с 40 – х годов прошлого века до настоящего времени (Федоров В.С., Осипов П.Ф., Синев С.В., Юнин Е.К.).

Модели современного процесса бурения в виде зависимостей механической скорости v от нагрузки на долото G и оборотов долота n также имеют скачкообразную (ступенчатую) форму. На рисунке 2.4 (а) показан объемный график зависимости v(G, n) с двумя ступенями и зарождающуюся третью ступень с выраженным интервалом интенсивного роста скорости бурения. На рисунке 2. (б) объемный график с полной ступенью и интервалом интенсивного роста скорости бурения второй ступени. В интервалах интенсивного роста скорости бурения наблюдались усиленные вибрации долота.

Рисунок 2.4 - Графики v (G, n) при бурении скв. № 51 Вост. Колвинская ТиманоПечорской НГП роторным способом Трехступенчатые изменения зависимости v(G, n) в роторном бурении объясняются исследователями различными причинам: плохой очисткой забоя, длиной колонны УБТ, кавернозностью ствола скважины. Также исследователями отмечается недостаточная изученность данного процесса. Отдельные исследователи связывают этот феномен с чередой критических глубин, критическими скоростями бурения, фильтрацией флюидов, скоростью кольматации и др. [63, 64].

Анализ рисунков 2.3. и 2.4. позволяет сделать вывод о единой природе процессов, происходящих в синергетической системе и системе «горная порода скважина - бурильная колонна», существующей в ходе углубления скважины.

Можно предположить, что появление автоколебаний в бурильной колонне, резкий рост механической скорости проходки и другие физические явления представляют собой ценную информацию, сообщающую о начале перехода неустойчивой системы от одного состояния к другому [8, 12, 13].

В синергетике неустойчивое состояние сложной системы рассматривается как основное условие генерации новой ценной информации, т.к. это приводит к нарушению симметрии технологического процесса, отклонению от основных проектных параметров.

Практическая польза синергетики для отрасли бурения скважин состоит в том, что данная методология направлена на исследование сложных открытых неустойчивых динамических систем, состоящих из множества различных подсистем. Процесс бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин может быть отнесен к динамическим системам, так как обладает свойствами, присущими открытым неустойчивым системам, эволюционирующим под воздействием внешней и внутренней энергии.

Исследование проблем бурения с позиции синергетики позволит расширить границы знаний о причинах физико-химических процессов, происходящих в скважине для их прогнозирования, контроля и управления. Комплексный, междисциплинарный подход, составляющей методологическую основу синергетики, позволяет исследовать и решать проблемы, находящиеся на стыках различных профессиональных дисциплин, таких как: бурение, геология, гидродинамика, геофизика, геомеханика, петрофизика, разработка месторождений.

2.2. Динамическая модель геолого-технологической системы «проницаемый пласт – скважина - бурильная колонна»

Процесс бурения может рассматриваться как открытая динамическая система, так как углубление скважины происходит при постоянном притоке внешней энергии. Разрушение горной породы при бурении скважины происходит под воздействием технических средств с определёнными технологическими параметрами в меняющихся горно-геологических условиях. Внешняя электрическая энергия поступает из региональной энергосистемы и (или) от собственного энергетического источника на буровой (ДГУ). Далее происходит преобразование электрической энергии в механическую энергию, создаваемую наземными техническими средствами и оборудованием (буровые насосы, ротор, силовой верхний привод и др.) для передачи на забой с использованием внутрискважинного оборудования (буровой инструмент, УБТ, ВЗД, долото).

Механическая энергия в процессе бурения используется для создания необходимой мощности, направленной на разрушение горной породы, промывки, обеспечения противодавления на стенки ствола скважины. Данная энергия рассеивается в процессе углубления, воздействуя на забой и стенки скважины, бурильный инструмент, ВЗД, долота. При отсутствии притока внешней энергии, динамическая система не существует. Иначе говоря, если система находится в статическом состоянии, принципы синергетики к ней не применимы.

Таким образом, можно сказать, что разрушение горных пород происходит в динамической геолого-технологической системе, существующей только в ходе углубления скважины.

а) геологической; б) гидродинамической; б) технико-технологической.

Перечисленные подсистемы обладают особыми физико-механическими и химическими свойствами. К этим свойствам может быть отнесена способность подсистем менять свое состояние, скачкообразно переходить от одного состояния к другому, т.е. совершать так называемый фазовый переход. Например, фазовый переход от ламинарного потока к турбулентному потоку при циркуляции бурового раствора.

В процессе бурения динамическая система находится под воздействием внешних и внутренних колебаний, создаваемых неустойчивым процессом углубления скважины, воздействием случайных отклонений от заданных параметров по геологическим, технологическим и другим причинам. Основным фактором неопределенности в процессе углубления скважины является геологический разрез, сложенный различными литологическими пачками.

Динамическая система подчинена принципу причинности, а именно, отклик динамической системы не происходит раньше оказанного воздействия на неё.

Особенностью динамической системы является то, что входящие в неё подсистемы (геологическая, гидродинамическая, технико-технологическая) принципиально отличаются друг от друга и подчиняются различным физикохимическим законам. В сложной динамической системе поведение и развитие отдельной подсистемы определяется в зависимости от её взаимодействия с другими подсистемами. Это создает проблему многовариантного поведения динамической системы, что не всегда может быть описано детерминистической моделью, формализованной в типовые проектные решения.

Крепление пробуренного участка скважины обсадной колонной завершает очередной этап развития динамической системы. Обсаженная скважина, представляет собой завершенное инженерное сооружение, состоящее из отдельных технических элементов: направление, кондуктор, техническая, эксплуатационная колонна (хвостовик).

В данной работе для исследования причин образования дифференциальных прихватов бурильных труб в карбонатно-терригенном разрезе на месторождениях Самарской области используется динамическая система «проницаемый пласт скважина - бурильная колонна». Это связано с тем, что дифференциальные прихваты бурильного инструмента происходят в интервалах проницаемых пластов при сложении ряда определенных технологических факторов.

2.3. Обоснование критерия оптимальности и целевой функции Для оценки эффективности функционирования динамической системы «проницаемый пласт – скважина - бурильная колонна» необходимо найти критерий оптимальности. Критерием оптимальности может служить определенная технологическая характеристика, позволяющая оценивать эффективность функционирования процесса: режимов бурения, работы буровых насосов, системы очистки раствора, реологических свойств промывочной жидкости и др.

Критерий оптимальности должен отвечать следующим требованиям:

- отражать наиболее существенные стороны технологического процесса бурения;

- выражаться количественно, быть единственным;

- иметь понятный физический смысл;

- величина его значения должна изменяться равномерно;

- рассчитываться на основе математического аппарата, характеризующего процесс бурения скважин.

Для решения задачи оптимизации процесса бурения необходимо:

- выбрать критерий оптимальности;

- составить математический аппарат для описания технологического процесса бурения;

- найти оптимальные значения проектных параметров;

- составить целевую функцию;

- разработать методику оптимизации технологического процесса бурения.

Таким образом, задача оптимизации состоит в определении критерия оптимальности и нахождении целевой функции, экстремальные значения которой характеризует предельно достижимую эффективность функционирования динамической системы «проницаемый пласт – скважина - бурильная колонна».

оптимальности эквивалентную плотность бурового раствора при циркуляции (ЭПЦ). В английской технической литературе ЭПЦ обозначается как Equivalent Circulating Density, или сокращенно ECD. В научной и производственной практике ЭПЦ используется для решения задач снижения репрессии на пласты с целью предупреждения поглощений бурового раствора, поддержания минимального забойного давления при бурении.

В технической литературе и научно-производственных статьях под ЭПЦ понимается плотность некоторого условного флюида, гидростатическое давление столба которого равно давлению циркулирующего столба реальной промывочной жидкости с учетом гидравлических сопротивлений и давления взвеси в жидкости частиц шлама. В процессе углубления скважины происходит насыщение промывочной жидкости выбуренной породой (шламом), и её утяжеление. За счет высоких расходов возможно снижение концентрации шлама в промывочной жидкости до минимальных значений, что уменьшит утяжеление. Однако при превышении расходов промывочной жидкости происходит возрастание гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве скважины, что может негативно воздействовать на стенки скважины. Снижение ЭПЦ способствует увеличению механической скорости бурения и снижению вероятности возникновения в скважине осложнений в виде поглощения бурового раствора и негативного воздействия на продуктивные пласты [3].

Расчет ЭПЦ выполняется по формуле:

где - плотность раствора на входе, РAN - суммарные потери давления в кольцевом пространстве, Н – вертикальная глубина скважины.

ЭПЦ в динамике учитывает технологические параметры, такие как циркуляция раствора, что позволяет характеризовать наиболее существенные стороны технологического процесса бурения. При этом ЭПЦ имеет понятный физический смысл и может оперативно рассчитываться с помощью специализированного программного обеспечения [84, 85].

В данной работе с помощью ЭПЦ предлагается находить оптимальные значения проектных параметров технологических процессов при бурении скважин.

На основании выбранного критерия оптимальности составляется целевая функция с минимальными и максимальными значениями, представляющая собой зависимость критерия оптимальности от проектных параметров, влияющих на её значение. Целевая функция характеризует эффективность проектного решения, используется для оценки степени достижения поставленной цели при решении оптимизационной задачи. Это глобальный критерий оптимальности в математических моделях, описывающих динамическую систему.

В качестве целевой функции в данной работе предлагается использовать гидродинамическое давление (забойное давление) – РДИН. Минимальное или максимальное значение РДИН критически влияет на состояние процесса бурения, как динамической системы, находящейся в неустойчивом состоянии. Превышение максимального критического значения РДИН при бурении и СПО приводит к гидроразрыву пластов и поглощению бурового раствора. Снижение РДИН до минимального критического значения приводит к нефтегазоводопроявлениям (НГВП), обвалообразованию неустойчивых горных пород. Содержательный смысл целевой функции РДИН придает критерий оптимальности ЭПЦ (ECD).

Расчет РДИН выполняется по формуле:

где ЭПЦ – эквивалентная плотность бурового раствора при циркуляции, H – вертикальная глубина скважины.

Для расчетов гидродинамической репрессии РДИН на проницаемые пласты используется формула:

РПЛ – пластовое давление.

Параметры пластового давления РПЛ можно получить из ГТН или рассчитать по формуле:

где grad – градиент пластового давления (по данным проектной документации).

Для оптимизации процесса бурения предлагается постоянно рассчитывать критерий оптимальности ЭПЦ для выбора эффективных техникотехнологических и гидродинамических параметров с целью предупреждения возникновения инцидентов, связанных с дифференциальным прихватом бурильного инструмента. Также предлагается рассчитать минимальные и максимальные значения РДИН при бурении для решения задачи оптимизации технологического процесса бурения. Инженерные расчеты и моделирование технологических процессов целесообразно выполнять с использованием специализированного программного обеспечения.

специализированного программного обеспечения при инженернотехнологическом сопровождении бурения должно быть минимальное количество исходных данных для выполнения расчётов.

Для инженерных расчетов и моделирования был выбран метод Preston гидродинамических расчетов при бурении, промывке, СПО, расчётов репрессии на пласт, эквивалентной плотности бурового раствора при циркуляции (ЭПЦ).

Метод описан Moore, Preston L. «Drilling Practices Manual» и состоит из трех этапов: предварительных расчетов, расчетов потерь внутри инструмента и расчетов потерь в кольцевом пространстве [104, 108, 109].

Потери давления в наземном оборудовании (манифольде, стояке, вертлюге, квадрате) рассчитываются по формуле:

где Q - расход раствора на входе, in - плотность раствора на входе, Dsi внутренний диаметр секции, Ls - длина секции бурильного инструмента.

Для нахождения параметров ЭПЦ выполняются расчеты потерь давления в кольцевом пространстве при турбулентном течении раствора по формуле:

где Dwi - внутренний диаметр скважины, Dco - компенсированный внешний диаметр инструмента, Lp - длина секции инструмента.

Потери давления в кольцевом пространстве при ламинарном течении раствора рассчитываются по формуле:

где Lw - длина секции скважины, V - cкорость течения бурового раствора в кольцевом пространстве.

Для каждой секции бурильного инструмента внутренние и внешние диаметры рассчитываются с учетом длины замковых соединений:

где Dci - компенсированный внутренний диаметр инструмента, Dpo - внешний диаметр инструмента, Dpi - внутренний диаметр инструмента, Tpo - внешний диаметр замкового соединения инструмента, Tpi - внутренний диаметр замкового соединения инструмента.

Для расчетов скорости течения раствора внутри бурильного инструмента используются следующие формулы:

а) скорость раствора внутри секции бурильного инструмента:

б) критическая скорость бурового раствора:

где K1 и n1 – коэффициенты течения раствора.

Потери давления в секции инструмента при ламинарном течении раствора:

где YP – динамическое напряжение сдвига раствора.

Потери давления в секции инструмента при турбулентном течении раствора:

Для расчетов скорости течения в кольцевом пространстве используются следующие формулы:

а) скорость раствора в кольцевом пространстве:

б) критическая скорость раствора:

Если V < VC, - режим течения раствора ламинарный, V > VC, -турбулентный.

Потери давления на долоте PB рассчитываются исходя из площади потока раствора с учетом диаметра насадок по формуле:

где N – коэффициент эффективности насадок: 1; 0,95; 0,9; 0,8.

Скорость истечения раствора через насадки рассчитываются по формуле:

Потери давления в насадках долота рассчитываются по формуле:

Гидравлическая мощность потерь рассчитывается по формуле:

Ударная сила струи рассчитывается по формуле:

Суммарные потери давления по всему циклу рассчитываются по формуле:

Расчеты по методике Preston L. Moore завершают расчеты суммарных потерь давления по всему циклу и расчеты ЭПЦ, выполненные по формуле 2.2.

Исследование различных значений ЭПЦ по скважинам на месторождениях Самарской области, где имели место инциденты с дифференциальными прихватами бурильного инструмента, позволили определить максимальные величины ЭПЦ для данных скважин.

Максимальное значение ЭПЦ рассчитано по формуле:

где - плотность раствора по проекту (ГТН).

На основании полученных значений критерия оптимальности ЭПЦ составляется целевая функция - гидродинамическое давление в кольцевом пространстве при бурении скважины. Расчет параметров гидродинамического давления выполняется по формуле 2.3.

определено по значениям пластового давления, указанным в проекте или ГТН. В соответствии с требованиями Правил безопасности нефтяной и газовой промышленности противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 1,5 МПа для скважин глубиной до 1200 м и 2,5 - 3,0 МПа для более глубоких скважин [45].

Максимальное значение гидродинамического давления при бурении рассчитано по формуле:

где РПЛ – пластовое давление по проекту (ГТН), a - эмпирический коэффициент.

Параметры коэффициента a получены эмпирическим путем в результате анализа значений репрессии, создаваемой гидродинамическим давлением на проницаемые карбонатные и терригенные пласты отложений перми, карбона и девона в процессе бурения.

оптимальности, а гидродинамическое давление в кольцевом пространстве РДИН как целевую функцию, характеризующую оптимальность технологического процесса бурения для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента.

Процесс бурения скважины обладает свойствами, характерными для открытой неустойчивой динамической системы.

Процесс бурения скважины необходимо исследовать с позиции синергетики как динамическую геолого-технологическую систему, состоящую из геологической, технико-технологической и гидродинамической подсистемы.

Синергетический подход к исследованию динамической системы позволяет решать научно-производственные проблемы, находящиеся на стыках разных профессиональных дисциплин (бурение, геология, гидродинамика, геомеханика, геофизика и д.р.).

бурильных труб в карбонатно-терригенном разрезе на месторождениях Самарской области предлагается использовать динамическую систему «проницаемый пласт - скважина - бурильная колонна»

5. Эквивалентная плотность бурового раствора при циркуляции может применяться в качестве критерия оптимальности, а гидродинамическое давление в кольцевом пространстве в качестве целевой функции, характеризующей оптимальность технологического процесса бурения для предупреждения дифференциального прихвата бурильного инструмента.

6. Для моделирования технологических процессов бурения целесообразно использовать специализированное программное обеспечение, позволяющее выполнять расчеты параметров ЭПЦ и гидродинамического давления в кольцевом пространстве при бурении, промывке и СПО.

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ

БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Анализ научных работ, выполненных отечественными и зарубежными исследователями [16, 29, 34, 100, 101], а также результаты расследований случаев прихвата бурильного инструмента по причине перепада давлений, показывают, что одним из основных факторов, приводящих к данному инциденту, является тип и физико-химические свойства бурового раствора.

Результаты исследования типов буровых растворов на скважинах, где имели место инциденты, связанные с дифференциальными прихватами бурильного инструмента на месторождениях Самарской области, представлены на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Типы буровых растворов при дифференциальных прихватах на дифференциального прихвата рекомендуется контролировать параметры фильтрации и толщину фильтрационной корки бурового раствора.

В полевых условиях на буровой исследование фильтрации и толщины фильтрационной корки выполняется на приборах ВМ-6, фильтр-прессах LPLT фирм FANN, Chandler, OFITE, Halliburton и других компаний при давлении 0, МПа. В качестве проницаемой поверхности на данных фильтр-прессах используется фильтровальная бумага.

Общепринятая в бурении модель фильтрации предполагает, что в результате данного процесса на поверхности и внутри проницаемого пласта образуются зоны, занимаемые частицами бурового раствора:

- внешняя фильтрационная корка на стенке скважины;

- внутренняя фильтрационная корка в поровом пространстве стенки скважины [16].

При этом необходимо отметить, что в ряде исследовательских работ, посвященных фильтрации, используется терминология, в которой под “фильтрацией” понимаются процессы движения жидкостей и газов через пористые массивы горной породы в природных условиях, а “фильтрованием” обозначаются процессы разделения суспензий и других неоднородных систем в промышленных и лабораторных условиях.

Фильтрование является гидродинамическим процессом, скорость которого прямо пропорциональна разности давлений, создаваемых по обеим сторонам фильтровальной перегородки, и обратно пропорциональна сопротивлению, испытываемому жидкостью при её движении через поры перегородки и слой образовавшегося осадка. Таким образом, суспензия разделяется на чистый фильтрат и влажный осадок [20, 25].

закупориванием внутренних пор фильтровальной перегородки широко используются при описании технологических процессов в химической, нефтехимической, угольной и других отраслях промышленности. В сфере бурения скважин данная терминология и методы исследования процесса фильтрования суспензий практически не применяются.

В процессе бурения и СПО под воздействием гидродинамического давления может возникать эффект фильтрования бурового раствора в проницаемый пластколлектор, что, вероятно, также приводит к образованию осадка на стенках скважины в виде рыхлой и неэластичной корки. Данный осадок состоит из мелкого выбуренного шлама и твердой фазы химических реагентов, входящих в состав бурового раствора.

В данной работе применяется терминология, традиционно используемая при решении научно-производственных проблем в области бурения скважин, а именно: фильтрация буровых растворов в условиях высоких забойных давлений.

Таким образом, необходимо исследовать процесс фильтрации буровых растворов, свойства их фильтрационных корок в условиях, приближенных к забойным условиям в процессе бурения скважины. В качестве объекта исследования используются буровые растворы при бурении на которых имели место инциденты, связанные с прихватом бурильного инструмента из-за перепада давления.

В результате анализа отечественного и зарубежного лабораторного и стендового оборудования, используемого для исследования фильтрационных процессов, был выбран метод исследования с использованием пресс - фильтра высокого давления и высокой температуры (HPHT).

Пресс-фильтр высокого давления и высокой температуры фирмы OFITE № 170-00 емкостью 175 мл используется в качестве контрольно-измерительного оборудования для тестирования буровых растворов и цемента при повышенных

OFITE HPHT

внутрискважинные условия для определения свойств исследуемого раствора.

Пресс-фильтр в полном сборе включает контролируемый источник давления (CO2 или азот), регуляторы, ячейку высокого давления, систему для нагрева ячейки.

Сущность эксперимента состоит в установлении скорости фильтрации бурового раствора через керамический фильтр с проницаемостью, примерно соответствующей проницаемости горной породы, где наиболее часто происходят прихваты бурильного инструмента, а также исследованию свойств получаемых фильтрационных корок. Принципиальная схема установки представлена на рисунке 3.2.

Регулятор высокого давления Рисунок 3.2 - Схема пресс-фильтра высокого давления и высокой температуры Порядок проведения эксперимента следующий.

1. Исследуемый буровой раствор перемешивается в скоростной мешалке в течение 10 минут. Подготовленный керамический фильтрационный диск кладется сверху уплотнительного кольца ячейки.

2. Буровой раствор заливается в ячейку и затягивается шток впускного клапана. Крышка ячейки затягивается запирающими винтами. Закрываются штока игольчатых клапанов. Ячейка помещается в стальную нагревательную рубашку.

3. К штоку верхнего игольчатого клапана подсоединяется агрегат, создающий высокое давление, который фиксируется стопорной шпилькой.

4. При закрытых клапанах устанавливается верхний регулятор.

Открывается шток верхнего игольчатого клапана на 1/2 оборота и создается давление на буровой раствор внутри ячейки (до 6 МПа).

5. Для начала фильтрации открывается шток нижнего игольчатого клапана на пол-оборота. Фильтрат собирается в течение 30 минут в мерную емкость.

Величины общего объема фильтрата, давления и времени записываются.

6. В конце эксперимента закрываются штока верхнего и нижнего игольчатых клапанов для герметизации ячейки. Поворачиваются Т-винты регулятора против часовой стрелки для остановки притока сжатого газа.

7. Сбрасывается давление в верхнем и нижнем узлах путем открытия игольчатых клапанов.

8. Удаляются шпильки, запирающие штока верхнего и нижнего клапанов.

Извлекается ячейка из нагревательной рубашки. Ячейка устанавливается в вертикальное положение, сбрасывается давление в корпусе ячейки.

9. Выливается буровой раствор из ячейки, извлекается керамический фильтрационный диск. Фильтрационная корка промывается слабой струей воды.

Металлической линейкой измеряется и записывается толщина фильтрационной корки.

Для проведения экспериментов использовались фильтрационные диски с проницаемостью 775 и 850 мД. Керамические фильтры классифицируются по среднему диаметру пор в единицах проницаемости (мД). Проницаемость - это способность среды пропускать через себя жидкость под воздействием разности давлений, математически описываемой законом Дарси [16]:

где k – проницаемость, Д; P – перепад давления, кгс/см; – вязкость фильтрата, сП; q – объем фильтрата, см; h – толщина корки, образующейся на единичной поверхности в единицу времени, см; t – время, с.

Преимущество керамических фильтров заключается в том, что они выпускаются с порами различного диаметра. Это позволяет проводить анализ фильтрации при почти тех же значениях пористости, что и у исследуемого пластаколлектора. Пористая керамика фильтра состоит из связанных частиц примерно одного размера, что создает однородный, проницаемый материал для прохождения потока флюида. Размеры пор и проницаемость определены на основе методов, разработанных Американским Нефтяным Институтом (API). Еще одно преимущество керамических фильтров состоит в том, что у них, в отличие от фильтровальной бумаги, есть определенная толщина. Она составляет - 6 мм.

Твердая и проницаемая поверхность керамического фильтра с характеристикой примерно соответствующей пласту-коллектору позволяет более точно исследовать фильтрационные свойства бурового раствора.

Таким образом, выполнено моделирование фильтрационных процессов буровых растворов в условиях, близких к забойным условиям при бурении скважин. Это позволило исследовать процесс фильтрации буровых растворов и свойства фильтрационных корок, получаемых при высокой репрессии на проницаемые пласты (2-5МПа), создаваемой гидродинамическим давлением в кольцевом пространстве.

3.3. Фильтрационные процессы буровых растворов Для получения сведений о свойствах буровых растворов, используемых при бурении на месторождениях Самарской области, были проведены исследования фильтрации полимер-глинистого, известкового и известково-глинистого раствора Lime Asphaltene Enriched System при высоких давлениях (2-5 МПа). Также были проведены исследования свойств фильтрационных корок данных буровых растворов.

В лабораторных условиях были приготовлены полимер-глинистый и известковый растворы. Известково-глинистый раствор Lime Asphaltene Enriched System был отобран из ЦСГО при бурении скважины № 3104 Мухановского месторождения. Составы исследованных буровых растворов представлены в таблице 3.1.

Таблица 3. Тип раствора Концентрация, ПолимерБиополимер XG Polim Структурообразование Известковый

DEXTRID/FILTЕR

глинистый раствор Lime Asphaltene Enriched System оборудовании OFITE представлены в таблице 3. мД с использованием пресс - фильтра HPHT при давлении 0,5; 3; 5 МПа, представлена на рисунке 3.3.

Объем фильтрата, см использованием пресс - фильтра HPHT при давлении 0,5; 3; 5 МПа, представлена на рисунке 3.4.

Объем фильтрата, см System через керамический фильтр 850 мД с использованием пресс - фильтра HPHT при давлении 0,5; 2,5; 4; 5 МПа, представлена на рисунке 3.5.

График изменения объема фильтрата известково-глинистого раствора Объем фильтрата, см 2,5; 4; 5 МПа в течение 30 мин. закупоривания порового пространства фильтрационных дисков 775 и 850 мД достичь не удалость.

можно сделать вывод, что объём фильтрации при постоянном давлении находится в линейной зависимости от времени проведения эксперимента. Это указывает на проявление свойств ньютоновской вязкости исследуемых растворов.

Увеличение толщины фильтрационной корки характеризуется нелинейным поведением. При давлении 3 МПа отмечена стабилизация увеличения толщины фильтрационной корки на уровне примерно 2-3 мм. График изменения толщины Толщина корки, мм фильтрационной корки полимер-глинистого и известкового раствора весьма затруднительно по причине нелипкости фильтрата (осадка) и его легкого удаления с поверхности керамического фильтра при промывке под слабой струёй воды. Полученный фильтрат (осадок) данных растворов характеризуется как рыхлая и неэластичная структура, которая хорошо удаляется с твердой поверхности керамического фильтра при механическом воздействии на неё.

фильтрационные корки исследуемого известкового и полимер-глинистого раствора имеют рыхлую и неэластичную структуру, которая хорошо удаляется с поверхности керамического фильтра при механическом воздействии на неё после снятия высокого давления.

Фильтрационная корка исследуемого известково-глинистого раствора Lime Asphaltene Enriched System – это цельная, плотная и эластичная структура, которая плохо удаляется с поверхности фильтра после снятия высокого давления (3 - 5 МПа).

Физические свойства фильтрационных корок полимер-глинистого, известкового, известкого-глинистого раствора представлены на рисунке 3.7.

Рисунок 3.7 - Физические свойства фильтрационных корок полимерглинистого (а), известкового (б) и известково-глинистого раствора (в) Установлено, что физические свойства фильтрационных корок, получаемых в условиях, приближенных к забойным давлениям при репрессии на пласт 3МПа, 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.

1. Апробация методики исследования буровых растворов и свойств их фильтрационных корок на пресс – фильтре HPHT позволила сделать вывод об удовлетворительном качестве моделирования процесса фильтрации бурового раствора через проницаемую среду керамического диска, что свидетельствует о корректности проведения эксперимента.

2. Фильтрационные корки известкового и полимер-глинистого растворов имеют рыхлую и неэластичную структуру, которая хорошо удаляется с поверхности керамического фильтра при механическом воздействии на неё после снятия высокого давления (3 - 5 МПа).

3. Фильтрационная корка известково-глинистого раствора Lime Asphaltene Enriched System представляет цельную, плотную и эластичную структуру, которая плохо удаляется с поверхности фильтра при механическом воздействии на неё после снятия высокого давления (3 - 5 МПа).

4. Физико-химические 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.

фильтрационной корки в пласте-коллекторе является обязательным условием для предупреждения образования дифференциального прихвата в условиях чередования проницаемых и непроницаемых пластов.

6. Разработанный метод исследования фильтрационных процессов с использованием пресс – фильтра HPHT позволяет моделировать забойные давления для выбора типов буровых растворов и физико-химических свойств фильтрационных корок.

ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ

Анализ технической литературы, посвящённой тематике предупреждения дифференциальных прихватов, позволяет сформулировать следующее определение прихвата - это потеря подвижности бурильной или обсадной колонны, геофизических приборов, которая не восстанавливается после приложения максимально допустимых нагрузок исходя из запаса прочности стали используемого инструмента (оборудования).

Перед возникновением прихвата, в большинстве случаев, имеют место затяжки колонны бурильных труб, отмечаемые регистрирующими приборами на буровой (ГИВ, датчик веса на крюке станции ГТИ). Под затяжкой понимается резкое увеличение нагрузки на крюке при подъеме бурильной колонны по сравнению с весом самого инструмента.

Причина возникновения дифференциального прихвата – перепад давлений в скважине и зоне проницаемых пластов при наличии контакта части бурильной колонны (обсадных труб) со стенками скважины в течение определенного времени. Таким образом, наличие репрессии на проницаемый пласт является основной причиной возникновения дифференциального прихвата [22, 23].

Необходимые условия возникновения дифференциального прихвата:

1) наличие проницаемых пластов; 2) репрессия на проницаемые пласты;

3) толстая фильтрационная корка; 3) повышенная фильтрация бурового раствора;

4) бурильный инструмент, находящийся определенное время без движения;

5) контакт бурильного инструмента с толстой и рыхлой фильтрационной коркой.

Признаки дифференциального прихвата: а) затяжки при оставлении бурильного инструмента без движения; б) посадки инструмента при наращивании, СПО; в) резкое увеличение момента на роторе (СВП) после оставления инструмента без движения [34, 99, 100, 105].

4.1. Статическая модель дифференциального прихвата Существующие подходы к исследованию проблем в области бурения скважин, во многих случаях, носят статический характер, что не позволяет найти эффективные проектные параметры, понять существующие взаимосвязи и закономерности процессов, происходящих в открытой динамической системе.

Также существует проблема узко профильного исследования технологического процесса бурения, отсутствие комплексного восприятия состояния и развития динамической геолого-технологической системы.

предупреждения: 1) уменьшение дифференциального давления путем снижения в допустимых пределах плотности бурового раствора; 2) ингибирование фильтрации; 5) уменьшение толщины фильтрационной корки.

При статическом подходе образование дифференциального прихвата объясняется следующим механизмом. Сила, с которой инструмент, находящийся в скважине (бурильная или обсадная колонна), прижимается к стенке скважины, гидростатическим давлением жидкости в скважине и пластовым давлением:

скважине [14, 15, 22, 23, 33].

В производственных инструкциях, используемых на буровых, механизм возникновения дифференциального прихвата представлен таким образом: «Если давление, оказываемое гидростатическим напором бурового раствора, превышает пластовое давление, также, если пласт является пористым, проницаемым или трещиноватым, также, если поверхностный контакт значителен, также, если есть толстый осадок на фильтре, также, если труба стационарна, труба прижимается к боковой стенке скважины и давлением блокируется на месте».

производственной инструкцией предлагается: «Применять минимальное превышение гидростатического давления бурового раствора. Не останавливать движение трубы. КНБК должна быть как можно короче и стабильнее. Не проводить ГИС в зоне коллектора. Сократить потери бурового раствора до минимума» [37].

представлена на рисунке 4.1.

ВХОД ВХОД

ВХОД ВЫХОД

Бурильный инструмент без движения

ВХОД ВХОД

Рисунок 4.1 - Статическая модель образования дифференциального прихвата с В данном разделе диссертационной работы исследования техникотехнологических и геолого-геофизических параметров бурения скважин практических рекомендаций. Промысловой информацией были суточные рапорта и технологические диаграммы станций геолого-технологических исследований на буровых Западно-Коммунарского месторождения.

В качестве базового объекта для исследований была выбрана скважина № 4П Западно-Коммунарского месторождения. Скважина находилась в бурении в интервале 1564,9 - 1576,9 м. верейского горизонта C vr. Перед наращиванием в течение 25 мин. выполнялась промывка с проработкой пробуренного интервала.

Во время наращивания бурильный инструмент в течение 13 мин. был без движения и потерял подвижность в результате прихвата. Инцидент был ликвидирован расхаживанием бурильного инструмента с установкой водяной ванны. Данный прихват был идентифицирован как дифференциальный по характерным для него признакам. В ходе исследований был выполнен анализ проектных решений - раздел проекта «Возможные осложнения по разрезу скважин», указанный в таблице 4.1, а также графа в ГТН, где отмечены интервалы возможных зон осложнений.

Таблица 4. Была проанализирована рабочая документация, а именно, план - программа на строительство скважины № 4П, раздел «Осложнения в процессе бурения», указанный в таблице 4.2.

Таблица 4. 1446- 1676- В результате исследований установлено, что проектной и рабочей документацией на строительство скважины № 4П, осложнений, связанных с дифференциальным прихватом в терригенно-карбонатном разрезе верейского горизонта (C vr ), не предусмотрено. При бурении в верейских глинах, согласно проекту, а также ГТН и план - программе на строительство скважины № 4П, возможны лишь обвалы стенок и образование сальников.

Результаты полученных исследований по скважине № 4П сравнены с параметрами бурения соседних скважин на данном месторождении, где не было инцидентов при прохождении терригенно-карбонатного интервала верейского горизонта (C vr ), связанных с дифференциальным прихватом. Результаты исследований представлены в таблице 4.3.

Таблица 4. Исследование технико-технологических параметров скважины № 4П показало наличие возможного контакта УБТ 178 мм. со стенками скважины в местах набора кривизны (13,1) в интервале верейского горизонта при длине УБТ - 124 м. с долотом 215,9 мм. Результаты исследований технико-технологических параметров скважин Западно-Коммунарского месторождения представлены в таблице 4.4.

Таблица 4. Продолжение таблицы 4. Результаты исследования плотности бурового раствора по базовой скважине № 4П показали, что параметры плотности на минимальном уровне, что предприятия по снижению репрессии на пласт при появлении затяжек инструмента. В целом проектная плотность бурового раствора исследуемых исключением скважин № 157 и 161 (рисунок 4.2).

кг/м Рисунок 4.2 - Изменение значений плотности бурового раствора на скважинах Таким образом, установлено, что такой основной параметр, как плотность дифференциального прихвата при бурении скважины № 4П, т.к. находился на минимально допустимом значении – 1140 кг/м3.

Результаты исследований показали, что значения фильтрации по базовой скважине № 4П в пределах проектных решений.

Результаты исследований, представленные на рисунке 4.3, показывают, что значение фильтрации не превышают 10 см3 за 30 мин., что допускается проектными решениями для скважин № 157, 198, 103 и 104. Превышение фильтрации по скважинам № 127, 105, 114, 111, 161 не отмечено осложнениями, связанными с затяжками и посадками бурильного инструмента.

Рисунок 4.3 - Изменение значений фильтрации на скважинах ЗападноКоммунарского месторождения представленные на рисунке 4.4, показывают, что контрольные значения находятся в пределах проектных решений, и составляют не более 1,5 мм. Критических отклонений по данному параметру не установлено.

1, 0, Рисунок 4.4 - Изменение значений фильтрационной корки на скважинах ЗападноКоммунарского месторождения Результаты исследований гидравлических параметров по скважине № 4П, представленные в таблице 4.5 показали, что контрольные параметры плотности бурового раствора, фильтрации (отклонение в пределах погрешности измерений) и фильтрационной корки в рамках проектных решений. В соответствии Правилами безопасности нефтяной и газовой промышленности реологические параметры бурового раствора не регламентируются [45].

Таблица 4. Скважины Установлено, что динамическое напряжение сдвига (YP) и пластическая вязкость (PV) не указываются в качестве контрольных параметров ГТН. При этом данные реологические параметры важны для исследований, моделирования технологических процессов. Параметры YP и PV рассчитываются инженером по растворам на буровой, указываются в суточных рапортах операторов станций ГТИ и сводках супервайзера.

Наличие репрессии на проницаемый пласт является основной причиной возникновения дифференциального прихвата [15, 22, 34]. Для определения гидростатической репрессии РСТ на терригенно-карбонатные пласты верейского горизонта выполнены расчеты по формуле:

где РСТ – гидростатическое давление в скважине, РПЛ – пластовое давление.

Гидростатическое давление в скважине РСТ рассчитывается по формуле:

где - плотность раствора на входе, H – вертикальная глубина скважины.

Результаты исследований показывают, что параметры гидростатического давления на забое РСТ в пределах контрольных значений. В скважине № 4П гидростатическая репрессия на проницаемые пласты верейского горизонта составляет всего - 0,5 МПа. Это допустимо проектными решениями и требованиями Правил безопасности нефтяной и газовой промышленности ( РСТ не более 2,5 - 3,0 МПа) [45]. Полученные результаты расчётов параметров гидростатической репрессии на пласт А 3 верейского горизонта представлены в таблице 4.6.

Таблица 4. Продолжение таблицы 4. Результаты исследований, представленные на рисунок 4.5, показывают, что превышение допустимых значений гидростатического давления на забой РСТ отсутствует как по базовой скважине № 4П, так и по аналогичным скважинам Западно-Коммунарского месторождения.

Рисунок 4.5 - Изменение значений гидростатического давления на забое на скважинах Западно-Коммунарского месторождения Выполненный анализ технико-технологических и геолого-геофизических параметров бурения по базовой скважине № 4П и ряду других скважин ЗападноКоммунарского месторождения, показывает, что существующий в теоретических и экспериментальных исследованиях, производственной практике статический подход к предупреждению дифференциальных прихватов не учитывает комплекс причин, влияющих на возникновение инцидента.

технико-технологических и геолого-геофизических параметров бурения скважин не позволяет установить причины возникновения дифференциальных прихватов в интервале пластов верейского горизонта и разработать мероприятия для своевременного предупреждения данных инцидентов.

4.2. Динамическая модель дифференциального прихвата Основу динамического подхода к исследованию технико-технологических, геолого-геофизических и гидродинамических параметров составляет восприятие технологического процесса бурения как неустойчивой динамической системы.

Для исследования причин образования дифференциального прихвата бурильного инструмента использован комплексный подход. Данный подход включает в себя анализ суточных рапортов и технологических диаграмм станций геолого-технологических исследований, отчетов о геолого-геохимических исследованиях, результатов интерпретации радиоактивного, индукционного и бокового каротажей, математическое моделирование технологических процессов на специализированном программном обеспечении, а также лабораторные исследования свойств буровых растворов и их фильтрационных корок.

бурильного инструмента представлена на рисунке 4.6.

ВХОД ВХОД

ВХОД ВЫХОД

операций по формированию плотной и непроницаемой корки ВХОД Рисунок 4.6 - Динамическая модель образования дифференциального прихвата с определить, что литологический разрез верейского горизонта (C vr ) ЗападноКоммунарского месторождения неоднороден по составу и, кроме глин, может нефтегазонасыщенного. В результате выполненных исследований установлено, что в интервале верейского горизонта базовой скважины № 4П, литологический известняками. Прихватоопасный интервал верейского горизонта 1541 - 1560 м, сложенный проницаемыми известняками (пласт А 3 ), представлен на рисунке 4.7.

Рисунок 4.7 - Прихватоопасный интервал верейского горизонта 1541 - 1560 м, сложенный проницаемыми известняками (пласт А 3 ) дифференциальных прихватов выполнялось с использованием программы «Гидродинамические расчёты», модуля «Анализ геофизической и геологотехнологической информации» в составе корпоративной информационной подсистемы «Контроль и управление строительством скважин» блока «Добыча», а также программы для инженерных расчётов «Petris DrillNet».

В ходе экспериментальных исследований было выполнено математическое моделирование гидродинамических параметров процесса бурения исследуемой скважины № 4П Западно-Коммунарского месторождения. Расчет значений выбранного критерия оптимальности, а именно, ЭПЦ выполняется по формуле 2.2, указанной в разделе 2.3. главы 2.

Исследования гидродинамических параметров процесса бурения позволили установить, что критические значения ЭПЦ находятся в диапазоне 1212 - кг/м. Полученные результаты расчетов ЭПЦ при бурении для ЗападноКоммунарского месторождения представлены в таблице 4.7.

Таблица 4. Продолжение таблицы 4. На скважинах № 157 и 3П из-за превышения критических значений ЭПЦ были зафиксированы затяжки при наращивании и контрольных СПО. Также установлено, что на скважине № 3П превышение величины ЭПЦ до значения 1330 кг/м привело к полному поглощению бурового раствора (рисунок 4.8).

Рисунок 4.8 - Изменение параметров ЭПЦ на скважинах Западно-Коммунарского В результате исследований установлено, что максимальное значение ЭПЦ должно составлять не более – 1218 кг/м3, что превышает на 5% значение проектной плотности бурового раствора, которая составляет - 1160 кг/м3.

Соблюдение значений ЭПЦ в минимальных и максимальных границах позволяет дифференциального прихвата, вызванного репрессией на проницаемый пласт А 3.

Таким образом, установлено, что на Западно-Коммунарском месторождении в интервале прохождения верейских отложений значения ЭПЦ не должны превышать 5% от проектной плотности бурового раствора. При этом необходимо отметить, что проницаемый пласт А 3 входит в состав верейского горизонта, сложенного непроницаемыми глинами, склонными к обвалам, что требует соблюдения необходимых значений плотности бурового раствора – 1160 кг/м (допуск ± 20 кг/м).

совокупности с выбором оптимального расхода для данной реологии, возможен путем снижения ЭПЦ, повышения выносящей способности промывочной сопротивлений.

гидродинамического давления в кольцевом пространстве РДИН выполняется по формуле 2.3, указанной в разделе 2.3. главы 2.

В результате выполненных расчетов гидродинамического давления в кольцевом пространстве РДИН, установлено, что в скважине № 4П при прохождении верейских отложений репрессия, создаваемая гидродинамическим давлением при бурении, составляла 2,7 МПа. Это уже в границах критических значений, установленных требованиями Правил безопасности нефтяной и газовой промышленности для гидростатической репрессии ( РСТ не более 2,5 - 3,0 МПа) [45]. Максимальная критическая величина гидродинамического давления в кольцевом пространстве при бурении (MAX РДИН ) по скважине № 4П, равная значению 18,8 МПа, получена эмпирическим путем (рисунок 4.9). Результаты расчетов значений гидродинамического давления при бурении для ЗападноКоммунарского месторождения представлены в таблице 4.8.

Таблица 4. Продолжение таблицы 4. По скважине № 3П установлено, что вызванная гидродинамическим давлением (20,5 МПа) репрессия (3,3 МПа), привела не только к затяжкам при наращивании и контрольных СПО, но и гидроразрыву пласта. Это привело к полному поглощению бурового раствора в подошве верейского горизонта и в кровле башкирского яруса (рисунок 4.9).

20, 19, 18, 17, 16, Рисунок 4.9 - Изменение значений параметров РДИН на скважинах ЗападноКоммунарского месторождения Под воздействием гидродинамического давления в процессе бурения и СПО может возникать эффект фильтрации бурового раствора в проницаемый пластколлектор, что, вероятно, приводит к образованию осадка в виде рыхлой и проницаемой корки на стенках скважины. Осадок состоит из выбуренного шлама, твердой фазы реагентов, входящих в состав бурового раствора.

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 КНБК бурильной колонны на рыхлую фильтрационную корку при наращивании инструмента ведет к её частичному удалению со стенок скважины, что приводит к появлению дифференциального давления в зоне контакта бурильной трубы с горной породой в интервале проницаемого пласта-коллектора.

Модель развития дифференциального прихвата в условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов на примере скважины № 4П ЗападноКоммунарского месторождения представлена в графическом виде на рисунках 4.10-4.13.

Рисунок 4.10 - Увеличение толщины рыхлой и проницаемой корки под воздействием гидродинамического давления в зоне пласта-коллектора Рисунок 4.11 - Затяжка при подъеме инструмента в интервале рыхлой и Рисунок 4.12 - Частичное удаление рыхлой и проницаемой корки КЛС при проработке в зоне пласта-коллектора перед наращиванием Рисунок 4.13 - Образование дифференциального давления в интервале контакта В результате исследований, представленных на рисунке 4.14, установлено, бурильного инструмента в проницаемом пласте А 3 верейского горизонта ЗападноКоммунарского месторождения превышение ЭПЦ при бурении над проектной плотностью бурового раствора не должно составлять более 5%.

1540 1541 1543 1550 1552 1561 1572 1574 1576 1577 1580 Рисунок 4.14 - График параметров ЭПЦ в интервале пласта А 3 ЗападноКоммунарского месторождения В результате исследований, представленных на рисунке 4.15, установлено, что минимальное значение гидродинамического давления при бурении должно составлять не менее – 16,9 МПа. Максимальноепри бурении – не более 18,8 МПа.

1540 1541 1543 1550 1552 1561 1572 1574 1576 1577 1580 Рисунок 4.15 - График параметров гидродинамического давления при бурении в интервале пласта А 3 Западно-Коммунарского месторождения Знание максимальных и минимальных значений гидродинамических давлений позволяет предупредить возникновение эффекта «прилипания к стенке скважины» из-за дифференциального давления, вызванного динамической репрессией на проницаемый пласт А 3.

Для определения площади контакта поверхности УБТ 178 мм с фильтрационной коркой вдоль оси тела трубы используется формула:

где – угол охвата трубы коркой, rБТ – радиус трубы, L – длина поверхности контакта фильтрационной корки вдоль оси трубы [15, 22].

В результате расчетов по формуле 4.4 установлено, что у известкового раствора площадь контакта поверхности УБТ 178 мм с фильтрационной коркой толщиной 2,9 мм на 73% больше (получена при 3 МПа), чем площадь контакта с фильтрационной коркой толщиной 0,8 мм (по данным исследований полевой лаборатории).

дифференциального прихвата на скважине № 4П Западно-Коммунарского месторождения:

а) наличие проницаемых известняков (пласт А 3 ) в интервале верейского горизонта (рисунок 4.7);

б) высокое гидродинамическое давление при бурении на стенки скважины, что привело к превышению допустимого критического значения репрессии (2, МПа) на проницаемый пласт А 3 ;

в) образование под воздействием высокого гидродинамического давления при бурении рыхлой и проницаемой фильтрационной корки, состоящей из выбуренного шлама, твердой фазы реагентов, входящих в состав бурового раствора;