Эцп в бурении что это такое

Оперативное определение эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора

На сегодняшний день главными задачами являются сокращение расходов на строительство скважин и увеличение добычи углеводородов. Для этого продолжает совершенствоваться технология их строительства, так стали появляется горизонтальные скважины с несколькими ответвлениями от основного ствола (МЗС).

Данные скважины имеют сложные профили — длинную протяжённость открытого ствола, в связи с чем, осложнения, вызванные в процессе строительства скважины, такие как: поглощение промывочной жидкости, ГНВП, осыпи и обвалы стенок скважины и ГРП приводят к ухудшению ТЭП.

Нестабильность стенок открытого ствола скважины может сопровождаться осыпанием горных пород и привести к полной ликвидации скважины и зарезке дополнительных стволов. Большинство проблем возникает в слабосвязанных отложениях глин, глинистых сланцев и аргиллитов.

Влияние на них бурового раствора приводит к их набуханию и разрушению. На устойчивость породы большее влияние оказывает эквивалентная циркуляционная плотность бурового раствора. На месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» перечисленные инциденты имеют место быть.

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

Таблица 1

Схема циркуляционной системы скважины

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.

При бурении многозабойных и горизонтальных скважин на Южно-Выинтойском месторождении в период 2022–2022 гг. получены осложнения, такие как поглощение, ГНВП и ГРП. Одной из возможных причин является большое значение ЭЦП (таблица 1).

Таблица 2

Скважины с осложнениями

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 2022–2022 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.

Рис. 2. «Зона неопределённости ЭЦП» для ННУ

Таблица 3

Исходные данные для расчёта по результатам выборки

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.

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

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.

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.

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.

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

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

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.

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.

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, 2022. — 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, 2022.

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

Расчет гидродинамических потерь давления

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

23 приведена схема циркуляционной системы скважины, а на Рис. 24 — соответствующая схема, иллюстрирующая изменение площади сечения каждого интервала. Интервалы циркуляционной системы перечислены в таблице ниже (принципиально, каждый интервал можно разделить на любое количество под интервалов).

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

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

Стандартная геометрия для наземного оборудования приведена в таблице ниже.

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

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

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

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

где: Vp = скорость потока (футы/мин)

D = внутренний диаметр труб (дюймы)

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

Потери давления в забойном двигателе и телеметрическом оборудовании

Если бурильная колонна содержит забойный двигатель, систему для измерений в процессе бурения (MWD), систему для каротажа в процессе бурения (LWD), систему для измерения давления во время бурения (PWD), турбину или толкатель, то потери давления в этих элементах бурильной колонны следует включить в расчет суммарных потерь давления.

Данные потери могут существенно изменить величину давления раствора на выходе из насадок долота и характер течения раствора вокруг долота. Потери давления в системах MWD и LWD варьируются в широком диапазоне в зависимости от плотности бурового раствора, его реологических свойств, подачи насосов, конструкции, размеров и скорости передачи данных указанного телеметрического оборудования.

Указываемые иногда на оборудовании величины потерь давления могут оказаться ниже фактических, так как обычно тарировка оборудования производится не на буровом растворе, а на воде. Потери давления в забойном гидравлическом двигателе (Moyno), толкателях и турбинах выше, чем потери в телеметрическом оборудовании, и зависят от еще большего количества факторов.

Увеличение осевой нагрузки на долото приводит к увеличению крутящего момента и потерь давления на двигателе. Потери давления в турбине пропорциональны объемному расходу и плотности бурового раствора, а также количеству ступеней турбины. Потери давления в забойных гидравлических двигателях невозможно рассчитать по формулам — информацию о потерях давления можно получить у производителя оборудования.

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

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

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

Суммарная потеря давления в кольцевом пространстве

Суммарная потеря давления в кольцевом пространстве скважины рассчитывается как сумма потерь давления во всех интервалах кольцевого пространства. Здесь под термином «интервал» подразумевается часть кольцевого пространства, с постоянным эффективным проходным сечением (гидравлическим диаметром).

Изменение гидравлического диаметра может быть вызвано изменением наружного диаметра бурильной колонны и/или изменением внутренних диаметров обсадной колонны, хвостовика или диаметра открытого ствола скважины. Как и в случае расчета потерь давления в бурильной колонне, сначала для каждого интервала вычисляются значения коэффициента сопротивления кольцевого пространства, а затем потери давления.

Коэффициент гидравлического сопротивления кольцевого пространства

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

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

D1 = наружный диаметр бурильных труб или УБТ (дюймы)

Эквивалентная циркуляционная плотность Для расчета давления, которое циркулирующий буровой раствор оказывает на пласт, необходимо сложить потери давления циркуляции в кольцевом пространстве в интервале от интересующей нас глубины скважины до устья и гидростатическое давление бурового раствора на данной глубине.

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

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

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

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

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

где:

Q = расход (галлоны/мин);

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

Гидравлическая мощность на квадратный дюйм площади долота (HSI)

где Размер долота = диаметр долота (дюймы)

Гидравлическая мощность циркуляционной системы

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

Скорость истечения из насадок долота (футы/с)

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

где: Q = расход (галлоны/мин)

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

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

Сила гидроудара

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

Сила гидроудара на квадратный дюйм площади долота

Оптимизация гидродинамического режима работы долота Во многих случаях оптимизация гидродинамического режима работы долота позволяет увеличить механическую скорость бурения скважины. На механическую скорость бурения влияют многие факторы, включая диаметр, тип, и технические характеристики долота, тип горной породы и ее твердость, а также гидродинамика долота.

При бурении очень твердых пород механическая скорость бурения зависит не столько от гидродинамики, сколько от механического взаимодействия долота и породы. При оптимизации гидродинамического режима работы долота регулируется сила гидроудара, гидравлическая мощность, удельная гидравлическая мощность на единицу площади горной породы под долотом и скорость течения раствора в насадках. Как правило, задача состоит в том, чтобы использовать от 50 до 65% максимально допустимого давления циркуляции на долото.

Принимается, что оптимальная величина силы гидроудара достигается при потерях давления на долоте, равных 50% от давления циркуляции. Гидравлическая мощность, реализуемая на долоте, будет оптимальной при потерях давления на долоте, составляющих около 65% давления циркуляции раствора. На Рис.

26 представлена диаграмма, позволяющая оптимизировать гидродинамический режим работы долота по гидравлической мощности и силе гидроудара. Поскольку частные оптимумы гидродинамических параметров не совпадают, приходится находить компромиссные решения.

В мягких породах, характерных для морских шельфов, единственным пределом для скорости проходки может быть время, затрачиваемое на наращивание бурильной колонны. Размывающее породу действие струй бурового раствора имеет здесь меньшее значение. В данных условиях, прежде всего, следует обеспечить высокий расход и турбулентный режим потока бурового раствора под долотом для предотвращения образования сальников на долоте и других элементах КНБК, а также необходимо обеспечить высокоэффективную очистку ствола скважины от выбуренной породы.

При работе в таких условиях необходима оптимизация силы гидроудара и объемного расхода бурового раствора. При оптимальной величине силы гидроудара потери давления на долоте составят приблизительно 50% от максимального допустимого давления циркуляции.

При бурении твердых глинистых пород (аргиллитов) на большой глубине ограничивать скорость бурения будут скопления обломков породы и мелкой крошки, образующиеся под долотом. В таких условиях относительно небольшое увеличение механической скорости бурения может привести к значительному сокращению расходов на бурение скважины в целом.

Здесь большое значение имеет размывающее породу действие струй бурового раствора (так называемый гидромониторный эффект) — скорость бурения может быть увеличена за счет оптимизации величины гидравлической мощности, реализуемой при потерях давления на долоте, равных 65% от максимально допустимого давления циркуляции.

Ограничения по оптимизации потерь давления на долоте Стремясь достичь оптимальных характеристик бурения, не следует забывать о допустимых верхних пределах для некоторых оптимизируемых параметров. Так избыточная скорость истечения раствора из насадок долота может привести к износу режущих элементов долота и снизить срок его работы.

Скорость сдвига в насадках долота, превышающая 100 000 с-1, приводит к эрозии ствола скважины. Помимо верхних допустимых пределов параметров, существуют и нижние допустимые пределы. Выбор диаметра насадок для достижения потерь давления на долоте 50–65% от общих потерь в циркуляционной системе скважины без учета необходимости оптимизации гидродинамики потока в других элементах циркуляционной системы может привести к осложнениям.

При неизменной подаче насосов по мере углубления скважины увеличиваются потери давления в кольцевом пространстве и бурильной колонне. При этом в процентном отношении падение давления на долоте будет снижаться. В результате станет невозможным одновременное сохранение прежнего расхода бурового раствора в скважине и поддержание потерь давления на долоте на уровне 65% от максимально допустимого давления циркуляции.

Потери давления в бурильной колонне и в кольцевом пространстве скважины можно снизить, если уменьшить подачу насосов. При меньшем расходе бурового раствора можно сохранить потери давления на долоте на уровне 65%, уменьшив внутренний диаметр насадок.

Но это возможно лишь до определенного предела — дальнейшее углубление скважины потребует дальнейшего снижения расхода бурового раствора и приведет к снижению гидравлической мощности на долоте и механической скорости бурения. Расход бурового раствора в скважине должен быть достаточно высок для очистки ствола от выбуренной породы, даже если для его поддержания придется снизить потери давления на долоте до уровня ниже оптимального.

При выборе диаметра насадок долота следует учесть, что они должны пропускать наполнитель, применяющийся при борьбе с поглощением раствора. Эта проблема иногда решается глушением одной из насадок и подбором диаметров остальных насадок так, чтобы в сумме получить необходимую площадь сечения потока и достичь оптимального гидравлического режима работы долота.

Выбор оптимального расхода бурового раствора в скважине зависит от разбуриваемой породы, диаметра и угла наклона скважины, а также от выбранного параметра оптимизации гидравлического режима работы долота (силы гидроудара или гидравлической мощности).

Скважинное оборудование, перетоки На оптимизацию гидродинамического режима работы долота влияет и скважинное оборудование. Некоторые (не все) телеметрические системы измерений в процессе бурения (MWD) и каротажа в процессе бурения (LWD) образуют каналы перетока раствора в кольцевое пространство скважины (байпас).

Из-за перетоков раствора в телеметрических системах до 5% потока не достигает долота. В расчетах гидродинамического режима работы долота величину расхода раствора в скважине следует уменьшить на суммарную величину перетоков. Это не относится к расчетам режима течения и потерь давления в кольцевом пространстве, бурильных трубах и УБТ, где используется величина полного расхода раствора в скважине (равная подаче насосов).

Для получения информации о величине перетока раствора и потере давления в телеметрических системах, забойных двигателях и турбинах следует обратиться к представителям компаний-производителей этого оборудования. Блоку подшипников винтовых забойных двигателей и турбин требуется определенная часть потока для охлаждения.

Раствор направляется в кольцевое пространство в обход долота. Объем перетока зависит от нескольких факторов, но обычно составляет от 2 до 10% общего расхода. При оптимизации гидродинамики долота этот объем нужно вычесть из величины расхода раствора в скважине.

Это не относится к расчетам режима течения и потерь давления в кольцевом пространстве, бурильных трубах и УБТ, где используется величина полного расхода раствора в скважине (равная подаче насосов). Для получения информации о величине перетока раствора и потере давления в телеметрических системах, забойных двигателях и турбинах следует обратиться к представителям компаний-производителей этого оборудования.

Очистка забоя скважины Поток бурового раствора должен не только обеспечивать необходимую гидравлическую мощность на долоте, но и эффективно очищать забой скважины от шлама для увеличения механической скорости бурения. Существует несколько способов повышения качества очистки забоя, причем ни один из них не влияет на методику расчета потерь давления и гидравлической мощности на долоте.

Удлинение насадок способствует повышению эффективности размывающего действия струй раствора на породу, т.е. усиливает гидромониторное действие долота. Перекрытие одной из насадок позволяет улучшить режим очистки зоны непосредственно под долотом. Промывка забоя через центральное отверстие позволяет предотвратить сальникообразование на долоте и повысить качество очистки его шарошек.

Гидромониторное действие долота максимально в непосредственной близости от насадок. Использование удлиненных насадок, сокращающих расстояние между соплами насадок и забоем, позволяет увеличить интенсивность размывающего воздействия струй на породу. Усилить интенсивность размывающего действия струй бурового раствора можно также путем применения асимметричных насадок (диаметры которых отличаются).

Это позволяет сохранить требуемую общую площадь сечения потока и потери давления на долоте, увеличив интенсивность истечения бурового раствора, по крайней мере, из одной насадки. Расстояние от насадки до забоя скважины часто записывают в виде отношения H/D, где:

H — расстояние от забоя до насадки; D — диаметр насадки. Соотношение H/D характеризует интенсивность струи, размывающей породу. При H/D ≤ 8 интенсивность действия струи на породу будет максимальной, а при H/D > 8 интенсивность ее действия резко снижается.

Увеличение диаметра насадок приведет к уменьшению отношения H/D, но в то же время снизит скорость истечения струй и уменьшит падение давления на долоте. Расположение насадок алмазных долот PDC обеспечивает максимальное качество очистки забоя от шлама и эффективное охлаждение режущих поверхностей долота.

Снижение коэффициента гидравлического сопротивления Снижение коэффициента гидравлического сопротивления — это тенденция жидкости задерживать возникновение турбулентного потока. В результате этой задержки снижаются потери давления. На Рис. 26 показано, насколько снижаются потери давления циркулирующего бурового раствора при увеличении концентрации полимера на основе ксантановой смолы.

Уменьшению коэффициента гидравлического сопротивления течению буровых растворов способствуют следующие высокомолекулярные полимеры: ПАЦ, ГЭЦ, биополимеры на основе ксантановой смолы. Использование подобных добавок может вызвать падение давления нагнетания раствора.

Снижение коэффициента гидравлического сопротивления — сложный и недостаточно изученный феномен. Не существует какой либо модели, позволяющей предсказать и компенсировать величину снижения коэффициента гидравлического сопротивления. Он может в большой степени зависеть от времени и концентрации твердой фазы.

Давление депрессии и репрессии при спуско—подъемных операциях Во время подъема бурильной колонны буровой раствор в скважине должен занимать освобождающийся объем. Однако немедленному перетоку в освобождающееся пространство мешает внутреннее сопротивление раствора течению.

В результате давление раствора в скважине снижается. Такое явление называется поршневым эффектом, а максимальное значение разницы гидростатического давления столба раствора на заданной глубине и давления раствора на той же глубине при подъеме бурильной колонны называется давлением депрессии или просто депрессией.

Давление депрессии связано с давлением трения бурового раствора, который течет по кольцевому пространству для замещения бурильной колонны, а не со снижением гидростатического давления вследствие более низкого уровня бурового раствора в кольцевом пространстве.

Если в результате действия поршневого эффекта давление раствора на пласт упадет ниже пластового давления, то пластовый флюид начнет поступать в скважину. При спуске бурильной или обсадной колонны в скважину происходит вытеснение бурового раствора. Сопротивляясь перетоку из-под долота или башмака колонны в кольцевое пространство скважины, раствор создает избыточное по сравнению с гидростатическим давление.

Разница между давлением раствора при спуске инструмента или колонны и его гидростатическим давлением называется давлением репрессии или просто репрессией. Если суммарное давление (гидростатическое плюс давление репрессии) бурового раствора при спуске инструмента превысит градиент давления гидроразрыва пласта, то в пласте образуются трещины и происходит поглощение раствора.

Значения давлений депрессии и репрессии зависят от реологических свойств бурового раствора, его предельного статического напряжения сдвига, скорости спуска или подъема бурильной колонны, размеров кольцевого пространства, длины бурильной колонны в скважине.

Влияние реологических свойств раствора на давление депрессии и репрессии подобно их влиянию на потери давления циркуляции в кольцевом пространстве скважины — как увеличение пластической вязкости, так и увеличение предельного динамического напряжения сдвига раствора приведет к усилению поршневого эффекта при подъеме инструмента и увеличению избыточного давления при спуске.

Скорость перетока бурового раствора при СПО может отличаться в разных интервалах кольцевого пространства скважины, но в любом интервале она тем выше, чем выше скорость движения бурильной колонны. Поскольку следует ограничивать лишь максимальные величины репрессии и депрессии, которые могут привести к разрыву пласта в данном интервале или притоку пластового флюида в скважину, то при расчете давления репрессии или депрессии используется максимальная скорость СПО. Обычно она в 1,5 раза превышает среднюю скорость спуска или подъема бурильной колонны.

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

Скорость перетока бурового раствора в/из кольцевого пространства скважины необходимо рассчитать для каждого интервала кольцевого пространства. Подставляя полученные значения скорости в уравнения, рекомендуемые API для определения потерь давления в кольцевом пространстве при циркуляции раствора, получают потери давления при СПО в каждом интервале кольцевого пространства.

Затем пересчитывают давление бурового раствора при СПО в значение эквивалентной плотности раствора по той же формуле, что и эквивалентную плотность бурового раствора при циркуляции. Целью расчета давлений репрессии и депрессии является поинтервальное определение максимально допустимой скорости подъема или спуска, а также сокращение общей продолжительности СПО.

В приведенные выше уравнения подставляют величину максимального или минимального времени спуска/ подъема одной свечи бурильной колонны, затем вычисляют давление репрессии или депрессии. Процедуру повторяют до тех пор, пока не будет подобрана такая скорость спуска/ подъема свечи, при которой разность гидростатического давления и давления депрессии раствора будет близка к пластовому давлению, а сумма давления репрессии и гидростатического давления — к давлению гидроразрыва пласта.

Заметим, что рассчитанная максимально допустимая скорость спуска/подъема свечи относится только к конкретному интервалу. По мере подъема бурильной колонны ее длина в скважине будет уменьшаться. Когда КНБК поднимется в обсадную колонну, внутренний диаметр которой больше, чем диаметр открытого ствола скважины, скорость подъема можно увеличить, не опасаясь притока пластового флюида в скважину.

При спуске бурильной колонны в скважину, наоборот, ее длина будет увеличиваться, а объем кольцевого пространства уменьшится. При выходе КНБК из обсадной колонны в интервал открытого ствола скважины скорость спуска необходимо снизить, чтобы предотвратить гидроразрыв пласта. Давление репрессии и депрессии рассчитываются на каждые 500 или 1000 футов (152 или 305 м) спуска или подъема.

Выводы Технологические параметры бурения напрямую зависят от технических возможностей буровой установки. Регулирование реологических свойств раствора позволяет оптимизировать эффективность, не выходя за пределы механических параметров буровой установки.

Контроль реологических свойств раствора направлен на максимально возможное использование кинетической энергии потока на выходе из насадок долота путем снижения гидродинамических потерь давления в наземном оборудовании, бурильной колонне и кольцевом пространстве скважины без ущерба для эффективной очистки ствола

Эцп в бурении

Главная » Разное » Эцп в бурении

На сегодняшний день главными задачами являются сокращение расходов на строительство скважин и увеличение добычи углеводородов. Для этого продолжает совершенствоваться технология их строительства, так стали появляется горизонтальные скважины с несколькими ответвлениями от основного ствола (МЗС).

Данные скважины имеют сложные профили — длинную протяжённость открытого ствола, в связи с чем, осложнения, вызванные в процессе строительства скважины, такие как: поглощение промывочной жидкости, ГНВП, осыпи и обвалы стенок скважины и ГРП приводят к ухудшению ТЭП.

Нестабильность стенок открытого ствола скважины может сопровождаться осыпанием горных пород и привести к полной ликвидации скважины и зарезке дополнительных стволов. Большинство проблем возникает в слабосвязанных отложениях глин, глинистых сланцев и аргиллитов.

Влияние на них бурового раствора приводит к их набуханию и разрушению. На устойчивость породы большее влияние оказывает эквивалентная циркуляционная плотность бурового раствора. На месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» перечисленные инциденты имеют место быть.

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

Таблица 1

Схема циркуляционной системы скважины

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.

При бурении многозабойных и горизонтальных скважин на Южно-Выинтойском месторождении в период 2022–2022 гг. получены осложнения, такие как поглощение, ГНВП и ГРП. Одной из возможных причин является большое значение ЭЦП (таблица 1).

Таблица 2

Скважины с осложнениями

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 2022–2022 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.

Рис. 2. «Зона неопределённости ЭЦП» для ННУ

Таблица 3

Исходные данные для расчёта по результатам выборки

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.

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

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.

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.

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.

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

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

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.

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.

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, 2022. — 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, 2022.

https://www.youtube.com/watch?v=vBUvneecJl4

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