авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 |
-- [ Страница 1 ] --

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи

Шиповский Константин Аркадьевич

ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

ОБРАЗОВАНИЯ И ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ

ПРИХВАТОВ (НА ПРИМЕРЕ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ) 25.00.15 Технология бурения и освоения скважин Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент Живаева Вера Викторовна Самара-2014 2 ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………...……..... ГЛАВА 1. АНАЛИЗ РОССИЙСКОГО И МИРОВОГО ОПЫТА ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ……………………………...………… 1.1. Обзор научных работ по оптимизации процесса бурения………............ 1.2. Анализ российской и мировой практики оптимизации процесса бурения………………………………………………………………………... 1.3. Проблемы бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на месторождениях Самарской области…………...…………….. 1.4. Выводы по главе 1………………………………………………………….... ГЛАВА 2. СИНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПОДХОД К РЕШЕНИЮ ПРОБЛЕМ В ОБЛАСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН……………………………………………..... 2.1. Принципы синергетического подхода……………………………………... 2.2. Динамическая модель геолого-технологической системы «проницаемый пласт – скважина - бурильная колонна»…………………….. 2.3. Обоснование критерия оптимальности и целевой функции для оценки динамической системы.…………………...………………..……. 2.4. Выводы по главе 2..………………………...…………………………..…... ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ……...……………….…………………..….................. 3.1. Постановка задач исследования ………………………………….…………… 3.2. Методика проведения эксперимента.………………………….……………... 3.3. Фильтрационные процессы буровых растворов………………....................... 3.4. Выводы по главе 3………………………………………………….................... ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ…………………………………....……... 4.1. Статическая модель дифференциального прихвата………………………. 4.2. Динамическая модель дифференциального прихвата………....………….. 4.3.

Геолого-технологические параметры процесса бурения…………...….…….. 4.4. Выводы по главе 4…………………………………………………...…… ГЛАВА 5. МЕТОДИКА ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ ПРИХВАТОВ.......…..... 5.1. Разработка методики оптимизации процесса бурения……………………... 5.2. Практические рекомендации по предупреждению прихватов………..... 5.3. Расчет экономического эффекта от внедрения методики……………….. 5.4. Выводы по главе 5...................................................................................... ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………...…….…... СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ……….………………………………..........….…........... ВВЕДЕНИЕ Актуальность работы Бурение скважин для добычи углеводородных ресурсов является наиболее затратной статьёй расходов для нефтегазодобывающих организаций. Прихваты бурильного инструмента и связанные с ними аварии - одна из основных проблем в сфере строительства скважин в Самарской области. Большинство инцидентов приходится на дифференциальные прихваты бурильного инструмента. Это обусловлено сложными горно-геологическими условиями, наличием зон несовместимых условий бурения, низкими пластовыми давлениями в продуктивных горизонтах из-за многолетней разработки месторождений, а также недостаточным исследованием причин возникновения прихватов бурильного инструмента.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Защищаемые положения 1. Разработанная динамическая модель системы «проницаемый пласт скважина - бурильная колонна» позволяет по мере поступления новой геолого технологической информации прогнозировать образование дифференциальных прихватов бурильного инструмента в условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов.

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

Практическая значимость работы Установлен критерий оптимальности и рассчитаны значения целевой 1.

функции динамической модели образования дифференциального прихвата для оптимизации процесса бурения скважин в условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов отложений перми, карбона и девона.

Разработана номограмма зависимости гидродинамического давления в 2.

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

Разработана методика оптимизации процесса бурения скважин для 3.

предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента.

Разработаны практические рекомендации по оптимизации процесса 4.

бурения скважин (технология углубления, режимы промывки, свойства растворов) для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента.

Личное участие автора в получении научных результатов 1. Объяснена закономерность образования дифференциальных прихватов на месторождениях Самарской области.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- научно-технический совет ООО «СамараНИПИнефть» № НТС-ИБ-02 10 от 13.04.2010 в г. Самара. Доклад по теме: внедрения «Результаты информационной системы "Контроль и управление строительством скважин (ИС КиУСС)" на скважинах ОАО "Самаранефтегаз" в 2009 году;

- научно-технический совет ООО «СамараНИПИнефть» № НТС-ИБ-08 10 от 25.11.2010 в г. Самара. Доклад по теме: «О результатах разработки Стандарта ОАО «НК Роснефть» «Осуществление инженерно-технологического сопровождения процессов строительства и реконструкции скважин»;

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

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

инженерно технологического сопровождения скважин в свете утвержденного Стандарта Компании»;

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

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

- международная научно-практическая конференция «Ашировские чтения»

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

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

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

- научно-технический совет ООО «СамараНИПИнефть» № НТС-ТИ-29 12 от 27.07.2012 в г. Самара. Доклад по теме: «Оптимизация процесса бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на основе мониторинга технико-технологических и геолого-геофизических параметров»;

- международная научно-практическая конференция «Ашировские чтения»

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

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

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

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

- научно-технический совет ООО «СамараНИПИнефть» № НТС-ТИ-28 13 от 30.04.2013 в г. Самара. Доклад по теме: «Рекомендации по предупреждению прихватов бурильного инструмента на месторождениях Самарской области»;

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

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

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

Диссертация состоит из пяти глав.

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

Во второй главе выполнено теоретическое исследование процесса бурения.

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

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

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

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

Разработаны практические рекомендации по предупреждению прихватообразования. Выполнена оценка экономического эффекта от внедрения данной методики оптимизации процесса бурения.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ РОССИЙСКОГО И МИРОВОГО ОПЫТА ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ Обзор научных работ по оптимизации процесса бурения скважин 1.1.

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

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

Федоров В.С. х годов ХХ века) является (период 40 - 60 основоположником научной школы, приоритетным направлением которой было исследование процесса бурения лопастными и шарошечными долотами по выходным параметрам их работы. В своих работах Федоров В.С. указывает, что под режимом бурения принято понимать сочетание факторов, влияющих на показатели бурения, которые могут изменяться бурильщиком с поста управления.

При бурении в неосложнённых условиях к таким параметрам относят: 1) осевая нагрузка на долото;

2) скорость вращения долота (или ротора);

3) количество промывочной жидкости;

4) качество промывочной жидкости, передаваемой на забой (удельный вес, вязкость, напряжение сдвига, фильтрация). Гармоничное сочетание данных параметров, которое позволяет получать наиболее высокую рейсовую скорость и необходимые качественные показатели бурения, при данной технической вооруженности буровой, называется рациональным (оптимальным) режимом бурения [68, 69].

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

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

Данные организации должны были разрабатывать индивидуальные оптимизированные проекты для каждой скважины, планируемой под бурение.

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

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

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

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

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

Методы поиска оптимальных режимов бурения Физическое Экспертные методы Аналитические методы моделирование Анализ опыта Испытание Метод Метод Математическая бурения на новой определения «базовых» модель площади, техники и механических зависимостей углубления отбор технологии свойств пород в однородных скважины в лучших бурения. внедрением неоднородных породах Отбор вариантов пуансона породах лучших образцов Рисунок 1.1 - Классификация методов поиска оптимальных режимов бурения Синевым С.В. в ряде работ (настоящий период времени) проведен анализ моделей бурения с оценкой возможностей их практической реализации [63, 64].

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

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

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

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

- нагрузка на долото;

- скорость вращения;

- диаметр долота;

- дифференциальное давление на забое;

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

- содержание твердой фазы в растворе;

- реологические и технологические параметры раствора;

- расход промывочной жидкости.

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

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

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

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

Анализ работ, посвященных оптимизации процесса бурения, позволяет обозначить следующие проблемы: 1) основные теории и методы оптимизации были разработаны в 40-80-е годы прошлого века без учёта современных способов получения и обработки геолого-технологической информации с буровой, моделирования технологических процессов с использованием вычислительной техники и специализированного программного обеспечения;

2) в работах доминирует дифференцированный подход, основанный на оптимизации отдельных элементов технологического процесса бурения: работы шарошечного долота, гидравлических режимов промывочной жидкости, вибраций бурильной колонны и др.;

3) структурные изменения, произошедшие в нефтяной промышленности в последние десятилетия, существенно изменили подходы к решению проблем оптимизации.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В составе междисциплинарных групп ЦПО работают различные специалисты: буровики, геологи, геофизики, геомеханики, специалисты по разработке месторождений. В своем большинстве ЦПО оказывают услуги по следующим направлениям:

- проектирование бурения скважин и боковых стволов;

- сопровождение наклонно-направленного бурения;

- измерения и каротаж во время бурения;

- геологическое сопровождение бурения скважин;

- геолого-технологические исследования;

- заканчивание и исследование скважин;

- оптимизация бурения.

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

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

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

В отличие от зарубежных центров поддержки операций, российскими центрами не уделяется достаточного внимания вопросам оптимизации процесса бурения. Акценты смещены на геологическое сопровождение и моделирование геологических разрезов, поддержку работы операторов станций ГТИ, технологическое сопровождение отдельных работ, таких как бурение горизонтальных участков и боковых стволов [53, 54, 57].

1.3. Проблемы бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на месторождениях Самарской области Анализ результатов бурения наклонно-направленных и 62 горизонтальных скважин на месторождениях Самарской области показал, что основными проблемами являются:

- низкие коммерческие скорости бурения;

- значительные затраты времени на ликвидацию аварий, осложнений, производственного брака;

- значительные затраты времени на вспомогательные и ремонтные работы.

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

количество инцидентов Прихват инструмента Поломка бурильных труб Поломка долот Аварии с забойным двигателем Падение посторонних 4 предметов Прочие 2008 2009 2010 Рисунок 1.3 - Количество инцидентов на месторождениях Самарской области При анализе инцидентов использовалась классификация прихватов, разработанная отечественными и зарубежными исследователями [6, 7, 22, 23, 34, 58]. Это позволило установить причины их возникновения по характерным для данных инцидентов признакам. Результаты исследований инцидентов, связанных с прихватами на месторождениях Самарской области, представлены в диаграмме на рисунке 1.4.

6% 12% Дифференциальный прихват - 32% 32% Некачественная очистка скважины - 32% 18% Образование желобов, заклинка - 18% Неустойчивость горных пород - 12% Образование сальников - 6% 32% Рисунок 1.4 - Причины прихватов на месторождениях Самарской области Результаты исследований показывают, что значительное количество инцидентов связано с дифференциальными прихватами бурильного инструмента, обсадных колонн и хвостовиков. На долю дифференциальных прихватов приходится 32 % от всех случившихся инцидентов, связанных с прихватообразованием.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ГЛАВА 2. СИНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПОДХОД К РЕШЕНИЮ ПРОБЛЕМ В ОБЛАСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН 2.1. Принципы синергетического подхода В научных работах 80-х годов советские исследователи относили процесс бурения к стохастической системе с большим разнообразием различных элементов [48]. В данной работе процесс бурения и проблемы, связанные с безаварийной проводкой ствола скважины, рассматриваются с позиции синергетики. Это необходимо для комплексного восприятия сложного технологического процесса бурения, происходящего в постоянно меняющихся горно-геологических условиях.

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

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

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

Основные идеи синергетики формулируется следующим образом:

- целое всегда больше суммы составляющих его элементов;

- целое есть нечто иное, чем сумма элементов;

это взаимодействие элементов, ведущее к эмергенции новых качеств [74].

Открытая, неустойчивая динамическая система обладает следующими свойствами:

множеством подсистем;

- флуктуациями (колебаниями, случайными отклонениями от средних значений);

- точками бифуркаций (критические точки перехода);

- фазовыми переходами;

- детерминированным хаосом (турбулентностью);

- генерацией информации;

- параметрами порядка;

управляющими параметрами;

- самоорганизаций подсистем;

- фрактальностью;

- согласованностью (когерентностью) процессов.

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

q f, (2.1) т.е. q становится функцией параметров порядка [70, 73].

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Динамическая система состоит из нескольких подсистем:

а) геологической;

б) гидродинамической;

б) технико-технологической.

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

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

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

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

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

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

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


Критерий оптимальности должен отвечать следующим требованиям:

- отражать наиболее существенные стороны технологического процесса бурения;

- выражаться количественно, быть единственным;

- иметь понятный физический смысл;

- величина его значения должна изменяться равномерно;

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

Для решения задачи оптимизации процесса бурения необходимо:

- выбрать критерий оптимальности;

- составить математический аппарат для описания технологического процесса бурения;

- найти оптимальные значения проектных параметров;

- составить целевую функцию;

- разработать методику оптимизации технологического процесса бурения.

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

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

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

Расчет ЭПЦ выполняется по формуле:

РAN ЭПЦ, (2.2) H 0, где - плотность раствора на входе, РAN - суммарные потери давления в кольцевом пространстве, Н – вертикальная глубина скважины.

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

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

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

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

Расчет РДИН выполняется по формуле:

РДИН = ЭПЦ · g · H, (2.3) где ЭПЦ – эквивалентная плотность бурового раствора при циркуляции, H – вертикальная глубина скважины.

Для расчетов гидродинамической репрессии РДИН на проницаемые пласты используется формула:

РДИН = РДИН – РПЛ, (2.4) где РДИН – гидродинамическое давление в кольцевом пространстве, РПЛ – пластовое давление.

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

РПЛ = H·grad РПЛ · 0,001· 9,8065, (2.5) где grad – градиент пластового давления (по данным проектной РПЛ документации).

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

Основным требованием для эффективного использования специализированного программного обеспечения при инженерно технологическом сопровождении бурения должно быть минимальное количество исходных данных для выполнения расчётов.

Для инженерных расчетов и моделирования был выбран метод Preston Moore’s «Drilling Practices Manual». Данный метод используется для гидродинамических расчетов при бурении, промывке, СПО, расчётов репрессии на пласт, эквивалентной плотности бурового раствора при циркуляции (ЭПЦ).

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

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

7,2 10 5 in Q1.8 PV 0.2 Ls 0. P, (2.6) SF 4. Dsi где Q - расход раствора на входе, in - плотность раствора на входе, Dsi внутренний диаметр секции, Ls - длина секции бурильного инструмента.

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

7,2 10 5 0.8 Q1.8 PV 0.2 Lp PAN, (2.7) ( Dwi Dco ) 3 ( Dwi Dco )1. где Dwi - внутренний диаметр скважины, Dco - компенсированный внешний диаметр инструмента, Lp - длина секции инструмента.

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

PV V Lw YP Lw P, (2.8) 60000 ( Dwi Dco ) 200 ( Dwi Dco ) AN где Lw - длина секции скважины, V - cкорость течения бурового раствора в кольцевом пространстве.

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

Dco Dpo 0,05 (Tpo Dpo ), (2.9) Dci Dpi 0,067 ( Dpi Tpi ) где Dci - компенсированный внутренний диаметр инструмента, Dpo - внешний диаметр инструмента, Dpi - внутренний диаметр инструмента, Tpo - внешний диаметр замкового соединения инструмента, Tpi - внутренний диаметр замкового соединения инструмента.

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

а) скорость раствора внутри секции бурильного инструмента:

24,51 Q V, (2.10) Dpi б) критическая скорость бурового раствора:

n 58200 K1 2 n1 1,6 3 n1 1 2 n Vc, (2.11) in Dci 4 n где K1 и n1 – коэффициенты течения раствора.

Потери давления в секции инструмента при ламинарном течении раствора:

PV V Lp YP Lp PDS, (2.12) 225 Dci 90000 Dci где YP – динамическое напряжение сдвига раствора.

Потери давления в секции инструмента при турбулентном течении раствора:

7,2 10 5 in.8 Q1.8 PV 0.2 Lp PDS, (2.13) Dci4. Для расчетов скорости течения в кольцевом пространстве используются следующие формулы:

а) скорость раствора в кольцевом пространстве:

24,51 Q V, (2.14) Dwi Dpo 2 б) критическая скорость раствора:

38780 K1 2 n1 2 n1 1 2 n1, 2, VC (2.15) in Dwi Dco 3 n Если V VC, - режим течения раствора ламинарный, V VC, -турбулентный.

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

( N 02 N12 N 2... N n ) 2 A, (2.16) где N – коэффициент эффективности насадок: 1;

0,95;

0,9;

0,8.

Скорость истечения раствора через насадки рассчитываются по формуле:

0.0258475 Q V, (2.17) A Потери давления в насадках долота рассчитываются по формуле:

Q 2 in PB, (2.18) 295941 A 2 N Гидравлическая мощность потерь рассчитывается по формуле:

PB Q Hp, (2.19) Ударная сила струи рассчитывается по формуле:

FB 0,0228069 Q PB in, (2.20) Суммарные потери давления по всему циклу рассчитываются по формуле:

Ploss PSF PDS PAN PB, (2.21) Расчеты по методике Preston L. Moore завершают расчеты суммарных потерь давления по всему циклу и расчеты ЭПЦ, выполненные по формуле 2.2.

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

Максимальное значение ЭПЦ рассчитано по формуле:

MAX ЭПЦ = ·1,05, (2.22) где - плотность раствора по проекту (ГТН).

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


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

Максимальное значение гидродинамического давления при бурении рассчитано по формуле:

MAX РДИН = РПЛ ·a, (2.23) где РПЛ – пластовое давление по проекту (ГТН), a - эмпирический коэффициент.

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

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

2.4. Выводы Процесс бурения скважины обладает свойствами, характерными для 1.

открытой неустойчивой динамической системы.

Процесс бурения скважины необходимо исследовать с позиции 2.

синергетики как динамическую геолого-технологическую систему, состоящую из геологической, технико-технологической и гидродинамической подсистемы.

Синергетический подход к исследованию динамической системы 3.

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

Для исследования образования дифференциальных прихватов 4.

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

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

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

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ 3.1. Постановка задач исследования Анализ научных работ, выполненных отечественными и зарубежными исследователями [16, 29, 34, 100, 101], а также результаты расследований случаев прихвата бурильного инструмента по причине перепада давлений, показывают, что одним из основных факторов, приводящих к данному инциденту, является тип и физико-химические свойства бурового раствора.

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

Рисунок 3.1 - Типы буровых растворов при дифференциальных прихватах на месторождениях Самарской области В теории и производственной практике для предупреждения дифференциального прихвата рекомендуется контролировать параметры фильтрации и толщину фильтрационной корки бурового раствора.

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

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

- внешняя фильтрационная корка на стенке скважины;

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

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

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

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

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

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

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

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

Пресс-фильтр высокого давления и высокой температуры фирмы OFITE № 170-00 емкостью 175 мл используется в качестве контрольно-измерительного оборудования для тестирования буровых растворов и цемента при повышенных температурах и давлениях. Пресс-фильтр имитирует OFITE HPHT внутрискважинные условия для определения свойств исследуемого раствора.

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

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

Манометр Гильза для баллоновCO Регулятор высокого давления Блок манифольда Игольный клапан Стопорная шпилька Шток клапана для ячейки Уплотнительное кольцо для штока клапана Корпус ячейки Уплотнительное кольцо Запорный винт головки Нагревательная рубашка и подставка Крышка ячейки с экраном Шток клапана для ячейки Стопорная шпилька Уплотнительное кольцо для накопителя Корпус накопителя Поддерживающая штанга для нагревательной рубашки Уплотнительное кольцо для накопителя Подставка Рисунок 3.2 - Схема пресс-фильтра высокого давления и высокой температуры Порядок проведения эксперимента следующий.

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

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

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

4. При закрытых клапанах устанавливается верхний регулятор.

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

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

Величины общего объема фильтрата, давления и времени записываются.

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

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

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

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

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

Металлической линейкой измеряется и записывается толщина фильтрационной корки.

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

kP dq, (3.1) h dt где k – проницаемость, Д;

P – перепад давления, кгс/см;

– вязкость фильтрата, сП;

q – объем фильтрата, см;

h – толщина корки, образующейся на единичной поверхности в единицу времени, см;

t – время, с.

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

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

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

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

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

Таблица 3. Тип раствора Концентрация, Описание Функции кг/м Бентонит Струкурообразование Сода кальцинированная Регулирование жесткости Крахмал Контроль водоотдачи Полимер Биополимер XG Polim Структурообразование глинистый Контроль водоотдачи, раствор 4 PAC - LE вязкости Мраморная крошка Утяжелитель, кольматант мкм Структурообразование, Бентонит регулятор вязкости Известь Поставщик ионов Са++ Сода кальцинированная Регулирование жесткости Известковый раствор КССБ Контроль водоотдачи Контроль водоотдачи, 10 PAC - LE вязкости Мраморная крошка 100 Утяжелитель, кольматант 150 мкм Бентонит Регулятор вязкости Каустическая сода Регулирование уровня рН Структурообразователь 2 BARAZAN D Контроль водоотдачи 2 PAC-L Контроль водоотдачи, 2 PAC-R вязкости DEXTRID/FILTЕR Контроль водоотдачи Известково- CHEK глинистый СаСО3 5 мкм Утяжелитель, кольматант раствор Lime СаСО3 150 мкм Утяжелитель, кольматант Asphaltene СаСО3 50 мкм Утяжелитель, кольматант Enriched System LUBRICANT AKC-303/ Смазывающая добавка ТOРГ-ТРИМ II Plus Поставщик ионов Са++ 2 LIME Противосальниковая добавка 1 Drilling Detergent ИКБАК Бактерицид Пеногаситель ПК- Пеногаситель (Defoamer) Ингибитор глин 5 BDF- Результаты исследования буровых растворов на лабораторном и стендовом оборудовании OFITE представлены в таблице 3. Таблица 3. Фильтрация за 30 мин., см Динамическое напряжение Пластическая вязкость, СНС через 10 мин., Па Условная вязкость, с Тип раствора Плотность, кг/м сдвига, Па мПас pH Полимер-глинистый раствор 1,08 40 6 8/13 23 27 Известковый раствор 1,10 45 6,4 4/8 43 31 Известково-глинистый раствор 1,22 62 4,3 4/17 23 23 Lime Asphaltene Enriched System Фильтрация полимер-глинистого раствора через керамический фильтр мД с использованием пресс - фильтра HPHT при давлении 0,5;

3;

5 МПа, представлена на рисунке 3.3.

График изменения объема фильтрата полимер-глинистого раствора Объем фильтрата, см Объем фильтрации при 5 МПа 6 Объем фильтрации 5 при 3 МПа Объем фильтрации при 0,5 МПа 0 1 2 7 13 15 20 Время, мин Рисунок 3.3 - Изменение объема фильтрата полимер-глинистого раствора Фильтрация известкового раствора через керамический фильтр 775 мД с использованием пресс - фильтра HPHT при давлении 0,5;

3;

5 МПа, представлена на рисунке 3.4.

График изменения объема фильтрата известкового раствора Объем фильтрата, см Объем фильтрации 8 при 5 МПа Объем фильтрации при 3 МПа Объем фильтрации при 0,5 МПа 0 1 2 7 13 15 20 Время, мин Рисунок 3.4 - Изменение объема фильтрата известкового раствора Фильтрация известково-глинистого раствора Lime Asphaltene Enriched System через керамический фильтр 850 мД с использованием пресс - фильтра HPHT при давлении 0,5;

2,5;

4;

5 МПа, представлена на рисунке 3.5.

График изменения объема фильтрата известково-глинистого раствора Lime Asphaltene Enriched System Объем фильтрации при Объем фильтрата, см 5 МПа Объем фильтрации при 4 МПа 3 Объем фильтрации при 2,5 МПа Объем фильтрации при 0 0,5 МПа 0 1 2 7 13 15 20 Время, мин Рисунок 3.5 - Изменение объема фильтрата известково-глинистого раствора Приведённые графические зависимости показывают, что при давлениях 0,5;

2,5;

4;

5 МПа в течение 30 мин. закупоривания порового пространства фильтрационных дисков 775 и 850 мД достичь не удалость.

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

Увеличение толщины фильтрационной корки характеризуется нелинейным поведением. При давлении 3 МПа отмечена стабилизация увеличения толщины фильтрационной корки на уровне примерно 2-3 мм. График изменения толщины фильтрационной корки известкового, известкого-глинистого и полимер глинистого раствора представлены на рисунке 3.6.

График изменения толщины фильтрационной корки Известковый раствор Толщина корки, мм Известково 2 глинистый раствор Полимер-глинистый раствор 0 0.5 3 Давление, МПа Рисунок 3.6 - Изменение толщины фильтрационной корки известкового, известково-глинистого и полимер-глинистого раствора При этом необходимо отметить, что корректно измерить толщину фильтрационной корки полимер-глинистого и известкового раствора весьма затруднительно по причине нелипкости фильтрата (осадка) и его легкого удаления с поверхности керамического фильтра при промывке под слабой струёй воды. Полученный фильтрат (осадок) данных растворов характеризуется как рыхлая и неэластичная структура, которая хорошо удаляется с твердой поверхности керамического фильтра при механическом воздействии на неё.

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

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

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

а) б) в) Рисунок 3.7 - Физические свойства фильтрационных корок полимер глинистого (а), известкового (б) и известково-глинистого раствора (в) Установлено, что физические свойства фильтрационных корок, получаемых в условиях, приближенных к забойным давлениям при репрессии на пласт 3 5МПа, имеют ключевое значение для прогнозирования и предупреждения образования дифференциальных прихватов.

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

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

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

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

4. Физико-химические свойства фильтрационных корок, получаемых в условиях, приближенных к забойным (репрессия на пласт 2-5 МПа), имеют ключевое значение для прогнозирования и предупреждения образования дифференциальных прихватов.

Создание плотной внешней и непроницаемой внутренней 5.

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



Pages:   || 2 | 3 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.