2835.Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ КОМПОНОВКИ НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ С ДИНАМИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ОСЕВОЙ НАГРУЗКИ НА ДОЛОТО

А.Ф. Шайхутдинова

Научный руководитель – д-р техн. наук, профессор Л.Б. Хузина Альметьевский государственный нефтяной институт

Приведен небольшой обзор компоновок низа бурильной колонны для бурения наклонно-направленных скважин на месторождениях России. Приводятся результаты применения в компоновках различных наддолотных устройств. Предложена новая компоновка низа бурильной колонны с усиленной динамической составляющей нагрузкой на долото PDC.

Ключевые слова: компоновка низа бурильной колонны, динамическая нагрузка на долото, долото PDC, осциллятор.

В последние десятилетия идет интенсивный рост техники и технологии в области бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Проводятся различные лабораторные, промысловые и аналитические исследования работы бурильного инструмента. Основные направления исследований связаны с гашением колебаний, которые снижали стойкость долота, уменьшали срок службы элементов бурильной колонны. С целью уменьшения интенсивных вибраций бурильной колонны обычно в компоновку включают виброзащитные устройства – амортизаторы, гасители и отражатели колебаний. Однако, как признаются многие ученые, без колебательных процессов невозможно углубление скважин, и более обоснованной выглядит задача управления динамикой бурильного инструмента при проводке скважин.

Известно, что любая из осевых нагрузок помимо статической имеет и динамическую составляющую. Несмотря на то, что их среднее значение обычно составляют лишь небольшую часть от статической, в ряде случаев они могут играть решающую роль.

М.Р. Мавлютов [1] осевую нагрузку на долото представляет в виде

где Рст – статическая осевая нагрузка, соответствующая расстоянию между нулевой линией нагрузки и касательной, проведенной к кривой осевой нагрузки снизу; Pдин – динамическая нагрузка; φ – угловой путь; Kск – коэффициент, характери-

зующий скольжение зубьев в процессе их перекатывания на забой.

Отмечается, что динамическая составляющая осевой нагрузки изменяется в небольших пределах 10–30 % от статической.

Б.З. Султанов [2] предлагает разделить высоко- и низкочастотные колебания:

191

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

где Pв, Pн – амплитуда осевой нагрузки высоко- и низкочастотных колебаний; ωд, ωш – частота вращения долота на забое и шарошки.

Процесс разрушения горной породы и формирования заданного направления скважины определяется, как отмечено Б.З. Султановым, статической осевой нагрузкой и низкочастотным спектром динамической составляющей осевой нагрузки. Тогда

Были изучены результаты промысловых испытаний КНБК с механизмами, имеющими динамический характер воздействия осевой нагрузки на долото [3, 4]. Испытания проходили с различными забойными двигателями, турбобурами, электробурами, винтовыми забойными двигателями, а также при роторном бурении. В каждом из представленных вариантов наблюдалось существенное превышение механической скорости и проходки. Так, при бурении:

1.Гидравлическим многоспупенчатым демпфером в компоновке с турбобурами – проходка возросла до 67,1 %, механическая скорость до 22,4 %; в компоновке с ВЗД проходка возросла до 26,7 %, механическая скорость на 17,3 %;

вкомпоновке с электробурами проходка возросла на 36 %, механическая скорость на 35 %.

2.Виброгасителем-центратором типа ВЦ-212 – проходка на долото в среднем увеличилась на 37–54 %, механическая скорость бурения возросла на 15–32 %.

3.Наддолотным гидромеханическим демпфером – увеличение проходки на долото составило 50,5 % при возрастании механической скорости до 4,7 %.

4.Виброгасителем-калибратором ВК-215,9 – общая проходка на долото составила 836 м.

5.Гидравлическим амортизатором типа ГНАД-240 – механическая скорость увеличилась на 8 %, проходка на 39 %.

6.Вибратором в компоновке с турбобуром – увеличение механической скорости составило более 30 %; электробуром – увеличение проходки на 37,8 %, механической скорости – на 25 %; при роторном бурении – повышение механической скорости составило 60 %.

7.Наддолотным гидроударником. При роторном бурении механическая скорость бурения с использованием гидроударника на 47 % выше по сравнению с бурением скважин с аналогичными условиями.

В качестве породоразрушающего инструмента применялись трехшарошечные долота, в частности МЗ-ГАУ, ТЗ-ГНУ.

Видно, что включение в компоновку специальных наддолотных механизмов с динамической нагрузкой на долото положительно влияет на технико-экономи- ческие показатели бурения, однако мало разработаны компоновки с применением современного породоразрушающего инструмента. Наиболее значимые результаты

192

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

получены при бурении долотами типа PDC (Polycrystalline Diamond Compact).

Долота PDC обладают следующими преимуществами перед шарошечными: увеличение механической скорости в 2–3 раза; увеличение проходки в 3–4 раза; уменьшение количества спуско-подъемных операций; улучшенный контроль направления бурения и т.д.

Учитывая преимущества долот типа PDC, характеризующихся высокими технико-экономическими показателями, предлагаем новую компоновку низа бурильной колонны (рисунок), состоящую из долота PDC, скважинного осциллятора, ВЗД, телесистемы и бурильных труб* [5]. Включенное в компоновку долото PDC образует ровную цилиндрическую горную выработку, а осциллятор [5] способен создать низкочастотные колебания промывочной жидкости, достигающие забоя скважины.

Таким образом, предлагаемая КНБК создает дополнительную динамическую нагрузку на долото путем осцилляции низкочастотных продольных колебаний, снижающих коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины, и доводит нагрузку до долота, что, несомненно, актуально при бурении наклоннонаправленных и горизонтальных скважин.

Рис. Предлагаемая компоновка низа бурильной колонны при бурении горизонтальных участков

* Пат. № 126748 U1 RU, Е21В7/08. Компоновка низа бурильной колонны с усиленной динамической нагрузкой на долото / Л.Б. Хузина, А.Ф. Шайхутдинова, Р.Х. Фаткуллин, А.А. Мухутдинова, Э.А Теляшева.

193

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Список литературы

1.Мавлютов М.Р. Разрушение горных пород при бурении скважин. – М.:

Недра, 1978. – С. 215.

2.Султанов Б.З. Управление устойчивостью и динамикой бурильной колон-

ны. – М.: Недра, 1991. – 208 с.

3.Техника управления динамикой бурильного инструмента при проводке глубоких скважин / Б.З. Султанов, М.С. Габдрахимов, Р.Р. Сафиуллин, А.С. Гале-

ев. – М.: Недра, 1997. – 191 с.

4.Динамика бурильного инструмента при проводке вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин / М.С. Габдрахимов, А.С. Галеев, Л.Б. Хузина, Р.И. Сулейманов. – СПб.: Недра, 2011. – 244 с.

5.Пат. 96160 Российская Федерация, E21B7/00. Скважинный осциллятор / Л.Б. Хузина, Р.Б. Набиуллин, С.В. Любимова (Россия). – № 2008139867/22; заявл. 07.10.2008; опубл. 20.07.2010, Бюл. № 20.

194

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

КПРОБЛЕМЕ СПУСКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

ВСКВАЖИНЫ С ДЛИННЫМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ УЧАСТКОМ

С.В. Швец

Научный руководитель – канд. техн. наук, доцент С.А. Кейн Ухтинский государственный технический университет

Рассматриваются проблемы, возникающие при спуске обсадных колонн в скважины с длинным горизонтальным участком, т.е. участком, значительно превышающим их глубину. В качестве критериев оценки сложности траектории скважин выбраны: коэффициент смещения, равный отношению смещения скважины от вертикали к глубине скважины; коэффициент пространственной «извилистости», равный среднему относительному изменению пространственного угла скважины.

Ключевые слова: спуск обсадной колонны, скважины с большим смещением от вертикали, коэффициент смещения, пространственный угол, коэффициент пространственной «извилистости».

При спуске обсадных колонн в скважины с большим отходом от вертикали или с горизонтальным участком, значительно превышающим их глубину, наблюдаются посадки, затяжки, прихваты колонны, а также недопуск колонны до конечного забоя.

Разработка опытного участка ОПУ-5 Лыаельской площади Ярегского нефтяного месторождения производится кустами горизонтальных добывающих и паронагнетательных скважин. Особенностью профиля скважин является наличие горизонтального участка длиной 1000–1050 м при небольшой глубине, составляющей 205–210 м, а также их искривление в горизонтальной плоскости по азимуту. Спуск обсадной колонны в эти скважины сопровождался посадками и затяжками, также для допуска до конечного забоя применяли полиспас.

Важнейшим показателем, характеризующим сложность траектории скважины является отношение смещения забоя от вертикали и глубины скважины.

Для характеристики принято использовать коэффициент смещения Kсм, который определяется по формуле

где А – смещение забоя от вертикали; Н – глубина по вертикали.

Важна также извилистость скважины, т.е. степень изменения зенитного

иазимутального углов [1]. Учитывая, что фактическая траектория представляет собой сложную пространственную кривую, используем понятие пространственного угла β, который определяется известным соотношением Г. Вудса

иА. Лубинского [2]:

195

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

В качестве обобщенного параметра нами введен коэффициент пространственной извилистости

В формулах (2) и (3) α и φ – зенитный угол и азимут скважины соответственно; индексы i и i–1 относятся к углам в двух соседних точках траектории; βср – средний пространственный угол на участке.

Для исследования предельных значений коэффициентов выбран профиль горизонтальной скважины, включающий вертикальный участок, участок набора угла с постоянным радиусом искривления и горизонтальный.

Алгоритм нахождения предельного значения Kсм осуществлялся по методике М.М. Александрова [3]. Было показано, что для широких интервалов изменения радиуса кривизны и массы одного погонного метра обсадной трубы изменение коэффициента смещения не является существенным. Границы изменения интервала значений Kсм составили [2,193; 2,297], т.е. относительное изменение коэффициента составляет 4–5 %.

Выполнены также исследования влияния доли обсаженной части ствола к общей длине скважины на предельную величину коэффициента смещения, т.е. на максимально допустимую длину горизонтального участка. Отношение отхода от вертикали к глубине расположения горизонтального участка изменяется в пределах [2,271; 2,907], наличие обсаженного колонной участка позволяет значительно увеличивать возможную длину горизонтального участка.

Доля обсаженной части по Ярегским скважинам составляет 0,25–0,3 от общей длины по стволу, т.е. максимально допустимая длина горизонтального участка по полученному предельному значению коэффициента смещения может составлять 500–600 м. Таким образом, при длине горизонтального участка 1000 м и более проблемы при спуске обсадной колонны были неизбежны.

Были рассчитаны фактические пространственные углы по профилю каждой скважины и по методике [3] произведены расчеты силы прижатия при спуске обсадных колонн до конечного забоя. Между изменением пространственного угла и силой прижатия обсадной колонны к стенке скважины была установлена корреляционная связь.

Нами выполнены расчеты коэффициента пространственной извилистости, коэффициента корреляции фактического пространственного угла и силы прижатия колонны, а также описаны наблюдавшиеся осложнения при спуске эксплуатационной колонны в скважины ОПУ-5 Лыаельской площади [4]. Результаты расчетов сведены в таблицу.

Анализ данных, приведенных в таблице, позволяет отметить, что для скважин с меньшей извилистостью расчетные значения силы прижатия колонны и фактические усилия при ликвидации осложнения ниже.

196

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

Коэффициенты сложности траектории и осложнения при спуске эксплуатационной колонны

197

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Окончание таблицы

Подводя итог проведенным исследованиям, можно сделать следующие выводы: 1. В качестве критериев оценки сложности траектории скважины выбраны:

–коэффициент смещения, равный отношению смещения скважины от вертикали к глубине скважины;

–коэффициент пространственной «извилистости», равный среднему относительному изменению пространственного угла скважины.

2.Изменение таких параметров, как радиус искривления скважины и масса одного погонного метра обсадной трубы не приводят к существенному изменению коэффициента смещения, относительная ошибка составляет 4–5 %.

3.Увеличение доли обсаженной части колонны позволяет значительно увеличить максимально допустимую длину горизонтального участка. Таким образом, по Яреге спуск промежуточной колонны необходимо производить в кровлю продуктивного пласта; максимально допустимая длина горизонтального участка составляет 500–600 м.

4.Искривление скважины в горизонтальной плоскости приводит к необходимости увеличивать фактические усилия для ликвидации осложнения.

Список литературы

1. Злотников Г.П. Оценка степени извилистости ствола и ее влияние на качество проводки скважины // Строительство нефтяных скважин на суше и на море. –

2007. – № 4. – С. 2–4.

2.Вудс Г., Лубинский А. Искривление скважин при бурении. – М.: Гостоп-

техиздат, 1960. – 211 с.

3.Александров М.М. Взаимодействие колонны труб со стенками скважи-

ны. – М.: Недра, 1965. – 176 с.

4.Швец С.В., Кейн С.А. Влияние параметров траектории горизонтальной скважины на спуск обсадной колонны // Строительство нефтяных скважин на су-

ше и на море. – 2014. – № 7. – С. 19–23.

198

Секция 3 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ

И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ СКОРОСТИ ЗАКАЧКИ КИСЛОТНЫХ СОСТАВОВ НА ОБРАЗОВАНИЕ ВЫСОКОПРОНИЦАЕМОГО КАНАЛА В КАРБОНАТНОМ КЕРНЕ ПЕРМСКОГО КРАЯ

А.М. Амиров

Научный руководитель – д-р техн. наук, доцент Г.П. Хижняк Пермский национальный исследовательский политехнический университет

На образцах керна продуктивных отложений месторождений Пермского края исследовано шесть кислотных составов на основе соляной кислоты. Установлено наличие оптимальной скорости закачки, при которой образование доминирующего высокопроницаемого канала растворения происходит при минимальном количестве кислотного состава.

Для исследованных кислотных составов и протестированных образцов кернов оптимальная скорость закачки составила в среднем 12,5·10–5 м/с.

Ключевые слова: призабойная зона пласта, карбонатный коллектор, кислотный состав, образец керна, скорость закачки.

Вновь вводимые в эксплуатацию месторождения все чаще представлены низкопроницаемыми, малопродуктивными коллекторами с трудноизвлекаемыми запасами. Приток жидкости к скважинам в таких коллекторах зачастую очень мал, несмотря на большие депрессии на пласт.

На месторождениях, уже находящихся в эксплуатации, в результате движения жидкости к забоям и проведения подземных ремонтов скважин, эксплуатирующих пласт, происходит значительное ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта (ПЗП), увеличение скин-фактора. Это приводит к снижению дебитов скважин, уменьшению зоны дренирования и, как следствие, «потере» части извлекаемых запасов в застойных участках пласта.

Для обеспечения лучшей гидродинамической связи пласта со скважиной, восстановления проницаемости ПЗП и снижения скин-фактора применяются различные методы интенсификации добычи. В настоящее время большое распространение получили обработки скважин различными кислотными композициями. Сущность данного метода заключается в способности некоторых кислот растворять горную породу. Такой вид обработок позволяет искусственно улучшить проницаемость пород призабойной зоны путем увеличения числа и размера дренажных каналов.

199

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Для интенсификации добычи нефти в карбонатных коллекторах применяются обработки кислотными составами на основе соляной кислоты (HCL), известные с 1895 г. [1]. Несмотря на многолетний опыт и большой объем проведенных работ значительная часть обработок не дает положительных результатов. Успешность проведения кислотных обработок на многих месторождениях не превышает 30 % [2]. Это связано с отсутствием должного интереса к детальному исследованию процесса кислотной обработки пласта, что объясняется низкой себестоимостью данной технологии.

Лабораторные исследования на керне. При выполнении научно-ис-

следовательской работы по оценке эффективности применения кислотных составов для обработки ПЗП в добывающих скважинах были проведены лабораторные тесты на реальных образцах карбонатного керна продуктивных отложений месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Тестировались 6 кислотных составов:

♦12 %-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) с замедлителем соляной кислоты «ЗСК-1» концентрацией 9 и 15 %;

♦12 %-ный водный раствор НСl с лимонной кислотой и ОП-10;

♦многофункциональный кислотный состав (МКС);

♦«ДН-9010 марка А»;

♦«Флаксокор 210 марка О».

Моделирование кислотных обработок карбонатных коллекторов нефтяного месторождения проводилось при всестороннем давлении обжатия образца керна 180 атм., пластовом давлении – 130 атм. и пластовой температуре 25 °С. Лабораторные тесты включали следующие этапы:

1.Определение геометрических размеров образцов керна.

2.Определение абсолютной газопроницаемости (Кпрг) сухих образцов керна

внаправлении «пласт-скважина».

3.Определение пористости методом жидкостенасыщения.

4.Создание остаточной водонасыщенности.

5.Проведение исследований на фильтрационной установке «AFS-300» по воздействию кислотных составов на образцы керна:

♦ фильтрация нефти в направлении «пласт-скважина» (имитация нефтяной

скважины), определение проницаемости по нефти (Кн1);

♦закачка кислотного состава в направлении «скважина-пласт» до прорыва или появления кислоты на выходе;

♦фиксация максимального давления и количества закачанной кислоты;

♦определение проницаемости по нефти (Кн2) в направлении «пластскважина».

6. Расчет коэффициента (Кн2/Кн1) восстановления (изменения) проницаемости. Оценка эффективности кислотных составов определялась по коэффициенту восстановления проницаемости, затраченному количеству составов и максималь-

ному давлению закачки их в керн [3].

200