Эцп в бурении


Оперативное определение эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора



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

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

Таблица 1

Схема циркуляционной системы скважины

1

Стояк/верхний привод/ведущая труба

2

Бурильные трубы

3

УБТ

4

Скважинный инструмент

5

Насадки долота

6

Кольцевое пространство: открытый ствол/бурильная колонна

7

Кольцевое пространство: обсадная колонна/бурильная колонна

Полные потери давления в скважине могут быть выражены следующим образом:

(1)

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

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

Таблица 2

Скважины с осложнениями

Куст

Скважина

Осложнение

29

1069Г (РГС 5)

поглощение БР

17

1292Г

поглощение БР

17

1270Г

поглощение БР

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

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

Для достижения цели были поставлены следующие задачи:

– анализ существующих пробуренных скважин с осложнениями;

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

– нахождение зависимости между давлением на манифольде и ЭЦП;

– описание влияния ЭЦП на разрушаемую породу;

– создание метода влияния на ЭЦП.

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

Предметом исследования является эквивалентная плотность бурового раствора.

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

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

  1. Инженерный расчет буримости осложненных скважин

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

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

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

(2)

гдеFP — градиент порового давления;

OBG — градиент порового давления;

v — коэффициент Пуассона.

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

Расчётные формулы для расчёта ЭЦП:

(3)

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

где P — давление на стояке;

H — глубина по вертикали;

g — ускорение свободного падения;

pб.р — плотность бурового раствора;

pг.п. — плотность горной породы;

С — собственная доля твердых частиц.

(4)

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

гдеPh — точка перехода гидростатики в динамику;

Pf — точка перехода потерь давления в ЭЦП;

Dtvd — глубина по вертикали;

0,052 — константа перевода.

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

Рис. 1. Параметры ПО «WellPlan»

  1. Описание способов определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора

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

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

Рис. 2. «Зона неопределённости ЭЦП» для ННУ

Таблица 3

Исходные данные для расчёта по результатам выборки

Скважина

Раствор

Плотность, г/см3

Пл. Вязкость, мПа*с

СНС, дПа

Qфакт, л/с

Насадки

План

Факт

10 сек

10 мин

1292Г

ПГК

1,16

1,16

15–22

10–40

20–70

32

4х15/2х11,1

1402Г

ПГК

1,16

1,19

15–22

10–40

20–80

32

8х11,1

1069Г

Boremax

1.16

1.18

15–22

10–40

20–70

32

3х12/3х16

1044Г

ПГК

1,16

1,17

15–22

10–50

20–80

32

8х11,1

1229Г

ПХКР

1,14

1,16

15–22

5–25

15–50

32

4х9,5

1360Г

ПГК

1,16

1,18

12–22

10–50

20–70

32

8х9,5

1430Г

ПГК

1,16

1,18

12–22

10–50

20–70

32

8х9,5

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

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

Рис. 3. «Зона неопределённости ЭЦП» для ГУ

Таблица 4

Исходные данные для расчёта по результатам выборки

Скважи-на

Раствор

Плотность

Пл. Вязкость, мПа*с

СНС, дПа

Qфакт, л/с

Насад-ки

Оборо-ты ротора

План

Факт

10 сек

10 мин

1292Г

ALK-SB GN

1.08

1.09

8–18

20–70

40–120

16

4х15,9

/2х11,1

20

1402Г

BETA MAX

1.08

1.09

10–20

10–40

20–80

16

6х11.0

30

1069Г

BETA MAX

1,04

1,04

20

30

40

14

3х8/4х11

30

1044Г

БИБР

1,08

1,10

8–18

20–70

20–70

16

6х11,1

25

1229Г

SBGN KCL

1.08

1.07

8–18

20–70

40–120

14

4х7,1/ 2х11,1

30

1360Г

SB

1,08

1,09

12–22

10–50

20–70

16

6х11,0

40

1430Г

SB GN

1,08

1,09

8–18

20–70

40–100

16

6х11,0

20

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

Рис. 4. График изменения ЭЦП от давления на манифольде

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

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

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

Рис. 5. ЭЦП при подъёме бурильного инструмента

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

Рис. 6. Разница значений ЭЦП при операциях

  1. Влияние ЭЦП на открытый ствол скважины

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

Рис. 7. Кавернометрия

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

Рис. 8. Образец керна

Таблица 5

Результаты лабораторных исследований

Образец

Среда

48 часов

144 часа

№ 1

вода

увеличение трещин

раскол

№ 2

20 % NaCl

увеличение трещин

разрушение в местах сколов

№ 3

7 % KCl

увеличение трещин

уменьшение стабильности

№ 4

7 % KCl + 3 % KLA-STOP

незначительное увеличение трещин

незначительное увеличение трещин

  1. Методика управление эквивалентной циркуляционной плотностью

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

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

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

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

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

Таблица 6

Параметры расчёта

Скважина

Пластика факт

СНС факт

Обороты

ЭЦП от факта

ЭЦП измен

1292Г

12 (-4)

29 (-9)

49 (-4)

20 (+20)

1307

-8 %

1402Г

12 (-4)

30 (-10)

40

30(+10)

1463

-9 %

1069Г

34 (-15)

40 (-15)

45 (-17)

30(+10)

1517

-9 %

1044Г

12 (-3)

20

70 (-30)

25 (+15)

1479

-4 %

1229Г

11 (-2)

29 (-8)

53 (-13)

30 (+10)

1425

-10 %

1360Г

10 (-2)

39 (-10)

59 (-10)

40

1482

-10 %

1430Г

8

39 (-10)

49 (-10)

20 (+20)

1363

-9 %

Средне улучшение, %

8,5 %

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

  1. Мировой опыт влияния иконтроля за ЭЦП

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

Рис. 9. Система БРД

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

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

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

Рис. 10 Объём поглощений

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

Рис. 11. Области перепада давления

Заключение

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

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

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

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

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

Литература:

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

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

moluch.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

эцп в бурении

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

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

Рис. 1. Объект разработки Арчинского месторождения. Часть 1

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

Рис. 1. Объект разработки Арчинского месторождения. Часть 2

ПРОВЕДЕННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

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

Таблица 1. Поглощения на скважинах Арчинского месторождения

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

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

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

ФАКТОРЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭЦП

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 4. Профиль скорости потока в затрубном пространстве

АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ОЧИСТКИ СТВОЛА

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

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

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

Рис. 5. Исходная картина градиентов давлений на Арчинском месторождении

ОПТИМАЛЬНАЯ ПЛОТНОСТЬ И РАСХОД БУРОВОГО РАСТВОРА

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

Рис. 6. Схема принятия решения по результатам геомеханического моделирования

ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

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

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

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

Рис. 7. Материал для борьбы с поглощениями Well Squeeze

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

РЕКОМЕНДАЦИИ ДЛЯ ТРАДИЦИОННОГО БУРЕНИЯ

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

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

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

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО КНБК

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

ЗАПРОСИТЬ ЦЕНУ БЫСТРЫЙ ЗАКАЗ

b2b1c.com

Эцп в бурении - ЭЦП 2.0

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

ПРОВЕДЕННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

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

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

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

ФАКТОРЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭЦП

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

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

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

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

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

АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ОЧИСТКИ СТВОЛА

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

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

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

ОПТИМАЛЬНАЯ ПЛОТНОСТЬ И РАСХОД БУРОВОГО РАСТВОРА

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

ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

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

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

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

РЕКОМЕНДАЦИИ ДЛЯ ТРАДИЦИОННОГО БУРЕНИЯ

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

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

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

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО КНБК

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

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

Поделиться:

Нет комментариев

ezp20.ru


Смотрите также