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:     | 1 || 3 |

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ ...»

-- [ Страница 2 ] --

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

ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ Анализ технической литературы, посвящённой тематике предупреждения дифференциальных прихватов, позволяет сформулировать следующее определение прихвата - это потеря подвижности бурильной или обсадной колонны, геофизических приборов, которая не восстанавливается после приложения максимально допустимых нагрузок исходя из запаса прочности стали используемого инструмента (оборудования).

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

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

Необходимые условия возникновения дифференциального прихвата:

1) наличие проницаемых пластов;

2) репрессия на проницаемые пласты;

3) толстая фильтрационная корка;

3) повышенная фильтрация бурового раствора;

4) бурильный инструмент, находящийся определенное время без движения;

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

Признаки дифференциального прихвата: а) затяжки при оставлении бурильного инструмента без движения;

б) посадки инструмента при наращивании, СПО;

в) резкое увеличение момента на роторе (СВП) после оставления инструмента без движения [34, 99, 100, 105].

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

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

Существующая методическая база, посвященная предупреждению дифференциальных прихватов, предлагает следующие действия для их предупреждения: 1) уменьшение дифференциального давления путем снижения в допустимых пределах плотности бурового раствора;

2) ингибирование бурового раствора;

3) введение смазочных добавок;

4) снижение фильтрации;

5) уменьшение толщины фильтрационной корки.

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

PДИФ = РСТ – РПЛ, (4.1) где РПЛ – пластовое давление, гидростатическое давление в РСТ – скважине [14, 15, 22, 23, 33].

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

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

Статическая модель образования дифференциального прихвата представлена на рисунке 4.1.

Проницаемые Гидростатическая ВХОД ВХОД репрессия пласты Бурение, наращивание Дифференциальный прихват бурильного инструмента бурильного инструмента Статическая модель ВХОД ВЫХОД дифференциального прихвата Бурильный инструмент Толстая и рыхлая без движения фильтрационная корка Контакт бурильного Повышенная инструмента с толстой и фильтрация ВХОД ВХОД рыхлой фильтрационной бурового раствора коркой Рисунок 4.1 - Статическая модель образования дифференциального прихвата с входными и выходными параметрами В данном разделе диссертационной работы исследования технико технологических и геолого-геофизических параметров бурения скважин выполнялись на основе вышеописанных статических теоретических и практических рекомендаций. Промысловой информацией были суточные рапорта и технологические диаграммы станций геолого-технологических исследований на буровых Западно-Коммунарского месторождения.

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

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

Таблица 4. Наличие ограничений на Интервал по Индекс оставление Условия вертикали, м Вид прихвата инструмента без возникновения движения или промывки (да, нет) от до Заклинка инструмента обвалы стенок vr сальнико- да C2 1505 скважин образования Была проанализирована рабочая документация, а именно, план - программа на строительство скважины № 4П, раздел «Осложнения в процессе бурения», указанный в таблице 4.2.

Таблица 4. Интервал, м Виды осложнения Меры борьбы и профилактика Соответствие параметров промывочной Поглощения, возможны жидкости проектным. Долив скважины при водопроявления. Осыпи и СПО. Ликвидация поглощения по 1446- обвалы стенок скважины. согласованию с Заказчиком. Проработка, промывка.

Соответствие параметров промывочной Возможны поглощения, жидкости проектным. Долив скважины при 1676- водопроявления. СПО. Ликвидация поглощения по согласованию с Заказчиком.

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

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

Таблица 4. осложнений бурения, м Зенитный (по ГТН) Интервал Горизонт Рпл, МПа (по ГТН) Наличие Разрез угол, Скважины Осложнения обвалы, № 109 затяжки, посадка 1516-1635 16,6 18, НГВП затяжки, посадки, обвалы № 4П 1540-1576 16,96 13, прихват обвалы затяжки, № 3П 1560-1574 17,2 6, поглощение Терригенно-карбонатный обвалы 16, № 157 затяжки 1498-1580 17, обвалы нет № 127 1465-1593 16,6 4, обвалы нет № 105 1527-1550 17, vr C нет нет № 10 1533-1578 17,2 20, обвалы нет № 198 1521-1570 16,5 обвалы нет 5, № 114 1517-1560 16, обвалы нет 7, № 111 1498-1540 16, обвалы нет н/св № 161 1511-1596 17, обвалы нет 17, № 103 1525-1550 16, нет нет № 104 1531-1540 17, Исследование технико-технологических параметров скважины № 4П показало наличие возможного контакта УБТ 178 мм. со стенками скважины в местах набора кривизны (13,1) в интервале верейского горизонта при длине УБТ - 124 м. с долотом 215,9 мм. Результаты исследований технико-технологических параметров скважин Западно-Коммунарского месторождения представлены в таблице 4.4.

Таблица 4. движения, мин Механическая скорость, м/ч Рманиф, МПа Расход м/с Время без Горизонт Долото СБТ, Скв. УБТ Осложнения ТБТ, ЛБТ 203 мм–84 м 127 мм- затяжки, № 109 295,3 13 0,04 12,1 178 мм–18 м 1463 м. посадка затяжки, 127 мм– 178 мм–124 м № 4П посадки, 215,9 11 0,042 9,4 1425м прихват 127 мм– затяжки, 178 мм–123 м № 3П 215,9 8,5 0,03 7,6 1526 м поглощение 127 мм– 165 мм–75 м № 157 затяжки 215,9 11 0,024 2,2 1500 м 203 мм–85 м 127 мм– № 127 нет 295,3 11 0,04 4,2 178 мм–17 м 1472 м 178 мм–16 м 127 мм– № 105 нет 295,3 10 0,031 3,7 165 мм–134 м 1369 м vr 127 мм– C № 10 178 мм–24 м нет 215,9 9 0,033 12,9 1543 м 203 мм–72 м 127 м– № 198 нет 295,3 11,5 0,043 7 178 мм–16 м 1488 м 178 мм–16 м 127 мм– № 114 нет 295,3 8 0,036 3,3 165 мм–120 м 1415 м 203 мм–16 м 127 мм– № 111 нет 295,3 9 0,035 4 178 мм–130 м 1394 м 127 мм– 178 мм–9 м 302 м № 161 нет 215,9 8 0,045 2,4 165 мм– 80 м 147 мм– 1143 м Продолжение таблицы 4. Механическая скорость, м/ч Рманиф, МПа Расход м/с движения, Время без Горизонт Долото СБТ, мин Скв. УБТ Осложнения ТБТ, ЛБТ 203 мм–16 м № 127 мм– 178 мм–16 м нет 295,3 10 0,011 3,2 1433 м 165 мм–75 м vr C 203 мм–18 м № 127 мм– 178 мм–18 м нет 295,3 8,5 0,042 2,3 1384 м 165 мм–120 м Результаты исследования плотности бурового раствора по базовой скважине № 4П показали, что параметры плотности на минимальном уровне, что объясняется действиями инженерно-технологической службы бурового предприятия по снижению репрессии на пласт при появлении затяжек инструмента. В целом проектная плотность бурового раствора исследуемых скважин в пределах допустимых проектной документацией границ, за исключением скважин № 157 и 161 (рисунок 4.2).

кг/м затяжки затяжки Скважины прихват 1180 Плотность БР (проект),кг/м Плотность БР (факт), кг/м затяжки, Критическая поглощение величина плотности БР, кг/м № 109 № 4П № 3П № 157 № 127 № 105 № 10 № 198 № 114 № 111 № 161 № 103 № Рисунок 4.2 - Изменение значений плотности бурового раствора на скважинах Западно-Коммунарского месторождения Таким образом, установлено, что такой основной параметр, как плотность бурового раствора, не оказал критического влияния на развитие дифференциального прихвата при бурении скважины № 4П, т.к. находился на минимально допустимом значении – 1140 кг/м3.

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

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

см Скважины прихват 7 Фильтрация за 30 мин. см (факт) затяжки Фильтрация за 30 мин. см затяжки, 2 (проект) поглощение затяжки №109 № 4П № 3П № 157 № 127 № 105 № 10 № 198 № 114 № 111 № 161 № 103 № Рисунок 4.3 - Изменение значений фильтрации на скважинах Западно Коммунарского месторождения Результаты исследований параметров фильтрационной корки, представленные на рисунке 4.4, показывают, что контрольные значения находятся в пределах проектных решений, и составляют не более 1,5 мм. Критических отклонений по данному параметру не установлено.

мм затяжки Скважины 1, прихват затяжки Фильтрационная корка, (факт) мм Фильтрационная корка (проект), мм 0, затяжки, поглощение №109 № 4П № 3П № 157 № 127 № 105 № 10 № 198 № 114 № 111 № 161 № 103 № Рисунок 4.4 - Изменение значений фильтрационной корки на скважинах Западно Коммунарского месторождения Результаты исследований гидравлических параметров по скважине № 4П, представленные в таблице 4.5 показали, что контрольные параметры плотности бурового раствора, фильтрации (отклонение в пределах погрешности измерений) и фильтрационной корки в рамках проектных решений. В соответствии Правилами безопасности нефтяной и газовой промышленности реологические параметры бурового раствора не регламентируются [45].

Таблица 4. Фильтрация за Фильтрационная Плотность, кг/м вязкость, мПас Динамическое Пластическая СНС через напряжение вязкость, с сдвига, Па корка, мм мин., дПа Условная Горизонт мин., см Осложнения Скважины № 109 затяжки 1180 3,2 7/15 54 20 26 0, затяжки, № 4П посадки, 1140 4,3 5/14 33 15 13 0, прихват затяжки, № 3П 1150 4 24/49 30 17 63 0, поглощение № 157 затяжки 1190 6 11/24 60 27 19 1, нет № 127 1180 9 4/9 56 16 17 0, нет № 105 1160 10 16/18 50 18 17 vr C нет № 10 1140 5 24/67 35 16 18 0, нет № 198 1180 9,6 7/11 40 11 21 нет № 114 9 23/34 33 14 17 0, нет № 111 1160 10 6/12 44 11 12 нет № 161 1210 8,5 15/21 58 16 19 0, нет № 103 7 9/13 42 21 28 0, нет № 104 1180 7 21/44 45 14 23 0, Установлено, что динамическое напряжение сдвига (YP) и пластическая вязкость (PV) не указываются в качестве контрольных параметров ГТН. При этом данные реологические параметры важны для исследований, моделирования технологических процессов. Параметры YP и PV рассчитываются инженером по растворам на буровой, указываются в суточных рапортах операторов станций ГТИ и сводках супервайзера.

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

РСТ = РСТ – РПЛ, (4.2) где РСТ – гидростатическое давление в скважине, РПЛ – пластовое давление.

Гидростатическое давление в скважине РСТ рассчитывается по формуле:

РСТ = · g ·H, (4.3) где - плотность раствора на входе, H – вертикальная глубина скважины.

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

Таблица 4., кг/м3, кг/м Гори РПЛ, МПа РСТ, МПа РСТ,МПа Скв. Осложнения зонт (проект) (факт) № 109 затяжки 1160 1180 16,6 18,8 2, затяжки, № 4П посадки, 1160 1140 16,9 17,4 0, прихват затяжки, № 3П 1160 1150 17,2 17,7 0, поглощение vr C № 157 затяжки 1160 1190 17,2 18,4 1, № 127 нет 1160 1180 16,6 18,4 1, № 105 нет 1160 1160 17,2 17,5 0, № 10 нет 1160 1140 17,2 17,6 0, № 198 нет 1160 1180 16,5 18,16 1, нет 1160 0, № 114 1160 16,6 17, Продолжение таблицы 4., кг/м3, кг/м Гори РПЛ, МПа РСТ, МПа РСТ,МПа Скв. Осложнения зонт (проект) (факт) № 111 нет 1160 1160 16,6 17,5 0, 1, № 161 нет 1160 1210 17,1 18, vr C 1160 № 103 нет 1160 16,6 17, № 104 нет 1160 1180 17,2 17,8 0, Результаты исследований, представленные на рисунок 4.5, показывают, что превышение допустимых значений гидростатического давления на забой РСТ отсутствует как по базовой скважине № 4П, так и по аналогичным скважинам Западно-Коммунарского месторождения.

МПа прихват затяжки затяжки Скважины Критическая велична Рст, МПа Рст, МПа затяжки, Пластвое давление поглощение (проект)., МПа № 109 № 4П № 3П № 157 № 127 № 105 № 10 № 198 № 114 № 111 № 161 № 103 № Рисунок 4.5 - Изменение значений гидростатического давления на забое на скважинах Западно-Коммунарского месторождения Выполненный анализ технико-технологических и геолого-геофизических параметров бурения по базовой скважине № 4П и ряду других скважин Западно Коммунарского месторождения, показывает, что существующий в теоретических и экспериментальных исследованиях, производственной практике статический подход к предупреждению дифференциальных прихватов не учитывает комплекс причин, влияющих на возникновение инцидента.

Таким образом, рассмотренный статический подход к исследованию технико-технологических и геолого-геофизических параметров бурения скважин не позволяет установить причины возникновения дифференциальных прихватов в интервале пластов верейского горизонта и разработать мероприятия для своевременного предупреждения данных инцидентов.

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

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

Динамическая модель образования дифференциального прихвата бурильного инструмента представлена на рисунке 4.6.

Гидродинамическая Проницаемые пласты ВХОД ВХОД репрессия Наращивание бурильного инструмента, Бурение дифференциальный прихват Динамическая модель ВХОД ВЫХОД дифференциального прихвата Проницаемая внутренняя Отсутствие технологических фильтрационная корка операций по формированию Рыхлая и неэластичная внешняя плотной и непроницаемой фильтрационная корка корки ВХОД ВХОД Рисунок 4.6 - Динамическая модель образования дифференциального прихвата с входными и выходными параметрами Анализ промысловой геолого-геофизической информации позволил определить, что литологический разрез верейского горизонта (C vr ) Западно Коммунарского месторождения неоднороден по составу и, кроме глин, может содержать пропластки известняка и песчаника, в том числе нефтегазонасыщенного. В результате выполненных исследований установлено, что в интервале верейского горизонта базовой скважины № 4П, литологический разрез содержит потенциально проницаемые пласты А3, сложенные известняками. Прихватоопасный интервал верейского горизонта 1541 - 1560 м, сложенный проницаемыми известняками (пласт А 3 ), представлен на рисунке 4.7.

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

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

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

Таблица 4. Геол. ЭПЦ (факт) MIN ЭПЦ MAX ЭПЦ Скважины Глуб. м Инцидент кг/м3 кг/м3 кг/м разрез vr № 111 нет 1540 1180 1160 C vr № 104 нет 1541 1190 1160 C vr № 161 нет 1543 1230 1160 C vr № 103 нет 1550 1220 1160 C vr № 105 нет 1552 C 1220 1160 vr № 114 нет 1561 1180 1160 C vr № 198 нет 1570 1190 1160 C затяжки, vr № 3П 1574 1330 1160 C поглощение затяжки и vr № 4П посадки, C 1577 1284 1160 прихват нет vr № 10 1578 1190 1160 C vr № 157 затяжки 1580 1240 1160 C Продолжение таблицы 4. Геол. ЭПЦ (факт) MIN ЭПЦ MAX ЭПЦ Скважины Глуб. м Инцидент кг/м3 кг/м3 кг/м разрез vr № 127 нет 1593 1200 1160 C затяжки, vr № 109 1635 C2 1212 1160 посадки На скважинах № 157 и 3П из-за превышения критических значений ЭПЦ были зафиксированы затяжки при наращивании и контрольных СПО. Также установлено, что на скважине № 3П превышение величины ЭПЦ до значения 1330 кг/м привело к полному поглощению бурового раствора (рисунок 4.8).

кг/м прихват затяжки, 1320 поглощение затяжки 1300 Скважины затяжки Минимальная величина ЭПЦ, 1220 кг/м Максимальная величина ЭПЦ., кг/м ЭПЦ (факт), кг/м № 109 № 4П № 3П № 157 № 127 № 105 № 10 № 198 № 114 № 111 № 161 № 103 № Рисунок 4.8 - Изменение параметров ЭПЦ на скважинах Западно-Коммунарского месторождения В результате исследований установлено, что максимальное значение ЭПЦ должно составлять не более – 1218 кг/м3, что превышает на 5% значение проектной плотности бурового раствора, которая составляет - 1160 кг/м3.

Соблюдение значений ЭПЦ в минимальных и максимальных границах позволяет обеспечить эффективность процесса бурения для предупреждения дифференциального прихвата, вызванного репрессией на проницаемый пласт А 3.

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

Выбор оптимальных реологических свойств бурового раствора в совокупности с выбором оптимального расхода для данной реологии, возможен путем снижения ЭПЦ, повышения выносящей способности промывочной жидкости, оптимизации её расхода, снижения гидродинамических сопротивлений.

Расчет параметров выбранной целевой функции, а именно, гидродинамического давления в кольцевом пространстве РДИН выполняется по формуле 2.3, указанной в разделе 2.3. главы 2.

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

Таблица 4. РДИН, РДИН, MIN РДИН, MAX РДИН, Геол.

Скважины Глуб., м Инцидент разрез МПа МПА МПа МПа vr № 111 нет 1540 17,8 1,2 16,6 18, C vr № 104 нет 1541 18,1 0,9 17,2 19, C vr № 161 нет 1543 18,6 1,5 17,1 19, C vr № 103 нет 1550 18,6 2,0 16,6 18, C Продолжение таблицы 4. РДИН, РДИН, MIN РДИН, MAX РДИН, Геол.

Скважины Глуб., м Инцидент разрез МПа МПА МПа МПа vr № 105 нет 1552 18,6 1,4 17,2 19, C vr № 114 нет 1561 18 1,4 16,6 18, C vr № 198 нет 1570 18,3 1,8 16,5 18, C затяжки, vr № 3П 1574 20,5 3,3 17,2 19, C поглощение нет vr № 10 1576 18,5 1,3 17,2 19, C затяжки, vr № 4П посадки, C 1577 19,6 2,7 16,9 18, прихват vr № 157 затяжки 1580 C2 19,3 2,1 17,2 19, vr № 127 нет 1593 18,7 2,1 16,6 18, C затяжки, vr № 109 1635 19,7 2,8 16,9 18, C посадки По скважине № 3П установлено, что вызванная гидродинамическим давлением (20,5 МПа) репрессия (3,3 МПа), привела не только к затяжкам при наращивании и контрольных СПО, но и гидроразрыву пласта. Это привело к полному поглощению бурового раствора в подошве верейского горизонта и в кровле башкирского яруса (рисунок 4.9).

МПа прихват затяжки, затяжки поглощение 20, Скважины затяжки 19, Рдин (факт), МПа 18, Критическая велична Рстат, МПа 17, Рпл (проект), МПа 16, № 109 № 4П № 3П № 157 № 127 № 105 № 10 № 198 № 114 № 111 № 161 № 103 № Рисунок 4.9 - Изменение значений параметров РДИН на скважинах Западно Коммунарского месторождения Под воздействием гидродинамического давления в процессе бурения и СПО может возникать эффект фильтрации бурового раствора в проницаемый пласт коллектор, что, вероятно, приводит к образованию осадка в виде рыхлой и проницаемой корки на стенках скважины. Осадок состоит из выбуренного шлама, твердой фазы реагентов, входящих в состав бурового раствора.

Установлено, что на Западно-Коммунарском месторождении в интервале верейских отложений при значении гидродинамического давления 18,9 МПа или более 12% от проектного пластового давления, возникает эффект «прилипания к стенке скважины» бурильного инструмента.

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

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

РПЛ - 16,9 МПа PДИН - 19,6 МПа PДИН - 2,7 МПа Рисунок 4.10 - Увеличение толщины рыхлой и проницаемой корки под воздействием гидродинамического давления в зоне пласта-коллектора Затяжка 29 кН Рисунок 4.11 - Затяжка при подъеме инструмента в интервале рыхлой и проницаемой корки Рисунок 4.12 - Частичное удаление рыхлой и проницаемой корки КЛС при проработке в зоне пласта-коллектора перед наращиванием Рисунок 4.13 - Образование дифференциального давления в интервале контакта УБТ 178 мм с пластом-коллектором В результате исследований, представленных на рисунке 4.14, установлено, что для предупреждения возникновения дифференциального прихвата бурильного инструмента в проницаемом пласте А 3 верейского горизонта Западно Коммунарского месторождения превышение ЭПЦ при бурении над проектной плотностью бурового раствора не должно составлять более 5%.

ЭПЦ при бурении кг/м прихват затяжки затяжки, поглощение 1300 ЭПЦ (факт), кг/м MAX ЭПЦ, кг/м MIN ЭПЦ, кг/м 1540 1541 1543 1550 1552 1561 1572 1574 1576 1577 1580 1593 глубина, м Рисунок 4.14 - График параметров ЭПЦ в интервале пласта А 3 Западно Коммунарского месторождения В результате исследований, представленных на рисунке 4.15, установлено, что минимальное значение гидродинамического давления при бурении должно составлять не менее – 16,9 МПа. Максимальноепри бурении – не более 18,8 МПа.

значение Гидродинамические параметры МПа затяжки прихват затяжки, 22 поглощение Рдин (факт), МПа МАХ Рдин, МПа 14 MIN Рдин, МПа 1540 1541 1543 1550 1552 1561 1572 1574 1576 1577 1580 1593 глубина, м Рисунок 4.15 - График параметров гидродинамического давления при бурении в интервале пласта А 3 Западно-Коммунарского месторождения Знание максимальных и минимальных значений гидродинамических давлений позволяет предупредить возникновение эффекта «прилипания к стенке скважины» из-за дифференциального давления, вызванного динамической репрессией на проницаемый пласт А 3.

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

Sк =0,0175r БТ L, (4.4) где – угол охвата трубы коркой, rБТ – радиус трубы, L – длина поверхности контакта фильтрационной корки вдоль оси трубы [15, 22].

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

В результате исследований установлены следующие причины дифференциального прихвата на скважине № 4П Западно-Коммунарского месторождения:

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

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

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

г) нарушение толстой и рыхлой фильтрационной корки из шлама и твердой фазы в зоне проницаемого пласта А 3 при проработке ствола скважины перед наращиванием инструмента (зафиксированы затяжки и посадки 29-39 кН);

д) значительная площадь контакта УБТ диаметром 178 мм, которая составляет 2,6 м, с проницаемой и рыхлой фильтрационной коркой в интервале залегания пласта А 3, сложенного проницаемыми известняками;

е) фильтрование бурового раствора (в динамике 10%) в интервале залегания пласта А 3 через проницаемую и рыхлую корку.

Анализ ранее разработанных технических решений по кольматации пористых сред для решения такой проблемы как поглощение буровых растворов, показывает, что наиболее простым и эффективным решением является механическая кольматация горной породы путем втирания твердых частиц в проницаемую среду. В 70-80-е годы отдел бурения ЦНИЛ ПО «Куйбышевнефть»

разработал технологию, которая заключалась в том, чтобы оснащать каждую скалку УБТ калибраторами с длиной калибрующих элементов не более 50 мм.

При вращении бурильной колонны осуществляется калибрование стенок скважины и механическая кольматация пористых сред путем втирания глинистой корки в поры и каналы пласта калибрующими элементами [29].

При этом необходимо учитывать, что технологии механической кольматации в 70-80–х годах использовались при бурении на глинистых буровых растворах. В настоящее время используются полимерные растворы или полимер глинистые, известковые растворы на полимерной основе, отличающиеся по своим физико-химическим свойствам от глинистых растворов прошлого века.

В данной работе для механической кольматации проницаемых пластов коллекторов предлагается использовать долота PDС армированные твердым сплавом в боковой части и лопастные спиральные калибраторы (КЛС, КСИ) в составе компоновки УБТ. Необходимо отметить, что в настоящее время для предупреждения прихватообразования между скалками УБТ диаметром 178 мм.

включаются гладкие противоприхватные переводники диаметром 190 мм.

Рекомендуемая компоновка бурильного инструмента для предупреждения прихватов на скважинах Западно-Коммунарского месторождения, включающая долото PDC и 4 калибратора в составе бурильной колонны, представлена в таблице 4.9.

Таблица 4. Компоновка бурильного Компоновка бурильного Рекомендуемая компоновка инструмента при инструмента после ликвидации бурильного инструмента для прихвате* прихвата* предупреждения прихвата БИТ 215,9 В 913 СВ. 382- 215,9 TD 61 AXLK 215,9 TD 61 AXLK (REED) КСИ 215,6 мм – 0,5 м. 5 LZ 172 мм – 8,7 м.

(REED) КСИ 215,6 мм – 0,5 м. 5 LZ 172 мм – 8,7 м. КЛС 214,3 мм – 0,43 м.

5 LZ 172 мм – 8,7 м. КЛС 214,3 мм – 0,8 м. УБТ-178 мм – 16,5 м.

КЛС 214,3 мм – 0,8 м. УБТ-178 мм – 16,5 м. КЛС 190,5 мм – 0,36 м.

УБТ-178 мм – 124 м. Противоприхватный УБТ-178 мм – 16,7 м.

ТБПК 127 мм «Л» - переводник 190 мм – 0,3 м. КЛС 190,5 мм – 0,36 м.

остальное. УБТ-178 мм – 16,7 м. УБТ-178 мм – 16,8 м.

Противоприхватный КЛС 190,5 мм – 0,36 м.

переводник 190 мм – 0,28 м. УБТ-178 мм – 24,5 м.

УБТ-178 мм – 41,3 м. ТБПК 127 мм «Л» - остальное.

ТБПК 127 мм «Л» - остальное.

* - по данным суточных рапортов станции геолого-технологических исследований на скважине № 4П Западно-Коммунарского месторождения Анализ результатов исследования значений гидродинамической репрессии при бурении, исходя из положительных и отрицательных примеров проводки скважин на Западно-Коммунарском месторождении, позволяет выбрать оптимальные проектные параметры и режимы бурения, компоновки бурильного инструмента, реологические параметры бурового раствора в интервалах чередующихся непроницаемых и проницаемых интервалов верейского горизонта.

Полученные оптимальные технологические параметры для Западно-Коммунарского месторождения при бурении верейского горизонта представлены в таблице 4.10.

Таблица 4. за 30 мин., см Мех. скор, м/ч Рманиф, МПа MAX Р дин, Фильтрация MIN Р дин, Долото, мм MAX ЭПЦ, YP, мПас Q, м/с ФК, мм, кг/м PV, Па кг/м МПа МПа 215,9 10 0,038 12 5 16 18 0,2 1218 16,9 18, Результаты статического и динамического моделирования образования дифференциального прихвата бурильного инструмента на примере скважины № 4П Западно-Коммунарского месторождения представлены в таблице 4.11.

Таблица 4. Причины дифференциального прихвата Статическая модель Динамическая модель пласт А Прихватоопасные проницаемые пласты Репрессия на проницаемый пласт, МПа 0,5 2, Фильтрационная корка, мм 0,8* 2, Фильтрация, см3/30 мин 4,3* 6, Физические свойства фильтрационной рыхлая, неэластичная, корки проницаемая Площадь контакт УБТ с фильтрационной 1,5 2, коркой, м Технологические операции по формированию плотной и непроницаемой нет фильтрационной корки * - по данным исследований полевой лаборатории на буровой.

Таким образом, динамическая модель образования дифференциального прихвата бурильного инструмента в отличие от статической модели, позволяет устанавливать причины образования прихвата бурильного инструмента для своевременного прогнозирования данных инцидентов и решения задачи оптимизации технологического процесса бурения [86].

4.3. Геолого-технологические параметры процесса бурения По результатам исследования инцидентов, связанных с дифференциальными прихватами бурильного инструмента, установлены стратиграфические горизонты на месторождениях Самарской области, где наиболее часто происходят данные осложнения. Результаты исследования представлены на рисунке 4.16.

Рисунок 4.16 - Диаграмма распределения прихватоопасных горизонтов Большинство инцидентов происходит в среднем и нижнем карбоне, а также в среднем девоне, где имеются высокопроницаемые пласты-коллектора. Также зафиксированы случаи дифференциального прихвата бурильного инструмента в пермской системе в проницаемом кунгурском ярусе P1k.

В ходе анализа проектной и рабочей документации, геолого-технических нарядов на строительство скважин установлено, что в большинстве случаев, где имели место прихваты бурильного инструмента, проницаемые водо- и нефтенасыщенные пласты карбона и девона не указывались в разделе «Возможные осложнения при бурении» как прихватоопасные зоны.

В результате исследования геолого-технологических параметров скважин на 10 месторождениях Самарской области было установлено, что математическая модель ЭПЦ позволяет прогнозировать возникновение инцидента, связанного с дифференциальным прихватом бурильного инструмента не только на скважинах Западно-Коммунарского месторождения, но и на скважинах других 9 месторождений, расположенных в Самарской области. Это связано с наличием ряда важных параметров, входящих в математическую модель ЭПЦ, и настройки данной модели на динамическое описание процесса бурения.

В таблицах 4.13, 4.15, 4.17, 4.19 представлены результаты расчетов гидродинамического давления при бурении по скважинам, где были случаи дифференциального прихвата бурильного инструмента в сравнении со скважинами, пробуренными без осложнений на различных месторождениях Самарской области.

В таблице 4.12 представлены результаты расчетов значений ЭПЦ при бурении карбонатно-терригенных пластов карбона в интервале 1090-1380 м. на Южно-Орловском и Кулешевском месторождениях.

Таблица 4. ЭПЦ MIN MAX Глуб., Геол.

Месторождение, скважина (факт) ЭПЦ ЭПЦ Инцидент м разрез кг/м3 кг/м3 кг/м С Кулешевское, № 997 прихват 1090 1240 1240 Кулешевское, № 1126 С3 нет 1324 1262 1190 s Южно-Орловское, № 31 прихват С 1355 1300 1200 mc Кулешевское, № 1110 нет C 1380 1020 1200 На рисунке 4.17 представлен график значений ЭПЦ при бурении скважин в интервале 1090-1380 м. на Южно-Орловском и Кулешевском месторождениях.

ЭПЦ при бурении кг/м прихват ЭПЦ (факт), кг/м MAX ЭПЦ,кг/м 1100 MIN ЭПЦ, кг/м 1090 1324 1355 глубина, м Рисунок 4.17 - График значений ЭПЦ при бурении в интервале 1090-1380 м.

В таблице представлены результаты расчетов параметров 4. гидродинамического давления при бурении карбонатно-терригенных пластов карбона в интервале 1090-1380 м. Южно-Орловского и Кулешевского месторождений.

Таблица 4. MIN MAX РДИН, РДИН, Месторождение, Геол. РДИН, РДИН, Глуб., м Инцидент скважина разрез МПа МПа МПа МПа С Кулешевское, № 997 прихват 1090 13,6 2,1 11,5 Кулешевское, № 1126 нет С 1324 16,3 4,8 11,5 Южно-Орловское, s С прихват 1355 17,8 1,6 16,2 17, № C mc Кулешевское, № 1110 нет 1380 13,8 1,5 12,3 13, На рисунке 4.18 представлен график параметров гидродинамического давления при бурении скважин в интервале 1090-1380 м. на Южно-Орловском и Кулешевском месторождениях.

МПа прихват МАХ Рдин, МПа 12 Рдин (факт), МПа 6 MIN Рдин, МПа 1090 1324 1355 глубина, м Рисунок 4.18 - График параметров гидродинамического давления при бурении в интервале 1090-1380 м.

В результате исследования значений гидродинамической репрессии на карбонатно-терригенные пласты карбона установлено, что репрессия на стенки скважины не должна превышать 1-1,5 МПа для скважин глубиной до 1400 м. в условиях чередования непроницаемых и проницаемых карбонатно-терригенных пластов с начальными пластовыми давлениями.

В таблице 4.14 представлены результаты расчетов значений ЭПЦ при бурении в интервале 1428-2080 м. по 5 месторождениям.

Таблица 4. ЭПЦ Месторождение, Глуб. Геол. MIN ЭПЦ MAX ЭПЦ (факт) Инцидент кг/м3 кг/м скважина м разрез кг/м ок Южно-Орловское, № 38 нет С 1428 1237 1120 vr нет 1490 1190 1160 C Петрухновское, № vr нет 1523 1170 1160 C Петрухновское, № 72 vr нет 1535 1180 1160 C Петрухновское, № 63 vr нет 1542 C 1170 1160 Петрухновское, № 54 vr нет 1545 1170 1160 C Петрухновское, № vr Петрухновское, № 1 прихват C 1548 1250 1160 vr нет 1560 1170 1160 C Петрухновское, № s Южно-Орловское, № 28 нет С 1570 1260 1200 s Южно-Орловское, № 32 нет С 1575 1020 1020 vr нет 1581 1190 1160 C Петрухновское, № vr нет 1586 1170 1160 C Петрухновское, № s Южно-Орловское, № 29 нет С 1645 1120 1120 Ново-Ключевское, № b С2 прихват 1687 1518 1150 Ново-Ключевское, b нет С 1694 1250 1150 № s Южно-Орловское, № 33 нет С 1760 1170 1120 s Южно-Орловское, № 33 затяжки С 1794 1190 1120 b С Утевское, № 234 прихват 1815 1130 1120 b С Утевское, № 234 прихват 1896 1276 1120 b С Кулешевское, № 1123 прихват 1906 1260 1190 b С Кулешевское, №1126 прихват 1908 1209 1190 затяжки, b С Кулешевское, № 1126 1909 1284 1190 прихват vr Кулешевское, № 1126 затяжки 1916 C2 1170 1190 b Кулешевское, № 1110 затяжки С 1940 1274 1200 b С Утевское, № 278 прихват 1972 1272 1180 f Южно-Орловское, № 40 прихват D 2038 1321 1220 vr Кулешевское, № 1123 прихват C 2080 1170 1190 На рисунке 4.19 представлен график значений ЭПЦ при бурении в интервале 1428-2080 м. по 5 месторождениям Самарской области.

кг/м затяжки прихват затяжки прихват прихват ЭПЦ (факт), кг/м MAX ЭПЦ, кг/м MIN ЭПЦ, кг/м глубина, м Рисунок 4.19 - График значений ЭПЦ при бурении в интервале 1428-2080 м.

В таблице представлены результаты расчетов параметров 4. гидродинамического давления при бурении карбонатно-терригенных пластов карбона и девона в интервале 1428-2080 м. по 5 месторождениям.

Таблица 4. MIN MAX РДИН, РДИН, Месторождение, Глуб., Геол. РДИН, РДИН, Инцидент скважина м разрез МПа МПа МПа МПа Южно-Орловское, ок нет С 1428 17,3 1,0 16,2 17, № vr нет 1490 C2 17,4 0,7 16,7 18, Петрухновское, № vr нет 1523 17,6 0,9 16,7 18, C Петрухновское, № vr нет 1535 17,8 1,1 16,7 18, C Петрухновское, № 63 vr нет 1542 17,8 1,1 16,7 18, C Петрухновское, № 54 vr нет 1545 17,6 0,9 16,7 18, C Петрухновское, № 55 vr Петрухновское, № 1 прихват C 1548 19,1 2,4 16,7 18, vr нет 1560 C2 17,9 1,2 16,7 18, Петрухновское, № Южно-Орловское, № s С1 нет 1570 19,5 1,4 18,1 19, Южно-Орловское, № s С1 нет 1575 15,8 -2,5 18,3 19, Продолжение таблицы 4. MIN MAX РДИН, РДИН, Месторождение, Глуб., Геол. РДИН, РДИН, Инцидент скважина м разрез МПа МПа МПа МПа Петрухновское, vr нет 1581 18,5 1,8 16,7 18, C № Петрухновское, vr нет 1586 18,2 1,5 16,7 18, C № Южно-Орловское, № s нет С 1645 19,5 0,1 19,4 20, Ново-Ключевское, b С2 прихват 1687 25,1 8,3 16,8 18, № Ново-Ключевское, № b нет С 1694 20,7 3,9 16,8 18, Южно-Орловское, № s нет С 1760 20,3 0,9 19,4 20, Южно-Орловское, № s затяжки С 1794 20,9 1,5 19,4 20, b С Утевское, № 234 прихват 1815 20 1,6 18,4 20, b С Утевское, № 234 прихват 1896 23,7 5,3 18,4 20, Кулешевское, b С2 прихват 1906 23,6 8,6 15 № Кулешевское, b С2 прихват 1908 22,6 6,3 16,3 18, № Кулешевское, b затяжки С 1909 24 7,7 16,3 18, № Кулешевское, vr затяжки 1916 22 5,7 16,3 18, C № Кулешевское, b С2 затяжки 1940 24,2 7,2 17 № b С Утевское, № 278 прихват 1972 24,5 6,1 18,4 20, Южно-Орловское, f прихват D 2038 26,4 4,7 21,7 23, № Кулешевское, vr прихват C 2080 23,9 5,6 18,6 20, № На рисунке 4.20 представлен график параметров гидродинамического давления при бурении в интервале 1428-2080 м. по 5 месторождениям.

Гидродинамические параметры при бурении прихват МПа затяжки прихват затяжки прихват Рдин (факт), МПа МАХ Рдин, МПа MIN Рдин, МПа глубина, м Рисунок 4.20 - График параметров гидродинамического давления при бурении в интервале 1428-2080 м.

В результате исследования значений гидродинамического давления на терригенно-карбонатные пласты карбона установлено, что репрессия на стенки скважины не должна превышать значения 1,5-2 МПа для скважин глубиной 1400-2100 м. в условиях чередования непроницаемых и проницаемых карбонатно терригенных пластов с начальными пластовыми давлениями.

В таблице. 4.16 представлены результаты расчетов значений ЭПЦ при бурении карбонатно-терригенных пластов карбона в интервале 2295-2603 м. для месторождений.

Таблица 4. ЭПЦ Месторождение, Глубина, Геол. MIN ЭПЦ MAX ЭПЦ (факт) Инцидент кг/м3 кг/м скважина м разрез кг/м Мих-Коханское, bb нет С 2295 1180 1180 № Бариновско- ок С1 нет 2309 1220 1140 Лебяжинское, № Бариновско- ок С1 прихват 2348 1260 1180 Лебяжинское, № Михаловско- bb С1 прихват 2364 1300 1180 Коханское, № Бариновско- ок С1 нет 2377 1180 1140 Лебяжинское, № ок С Грековское, № 116 прихват 2382 1196 1150 Михайловско- bb С1 прихват 2409 1350 1180 Коханское, № Продолжение таблицы 4. ЭПЦ Месторождение, Глубина, Геол. MIN ЭПЦ MAX ЭПЦ (факт) Инцидент кг/м3 кг/м скважина м разрез кг/м Михайловско- bb нет С 2475 1280 1180 Коханское, № ок С Грековское, № 117 прихват 2601 1245 1170 ок затяжки С Грековское, № 116 2603 1199 1150 На рисунке 4.21 представлен график значений ЭПЦ при бурении в интервале 2295-2603 м. для 3 месторождений.

ЭПЦ при бурении кг/м прихват затяжки прихват 1340 прихват ЭПЦ (факт), кг/м MAX ЭПЦ,кг/м MIN ЭПЦ, кг/м 2295 2309 2348 2364 2377 2382 2409 2475 2601 глубина, м Рисунок 4.21 - График значений ЭПЦ при бурении в интервале 2295-2603 м.

В таблице представлены результаты расчетов параметров 4. гидродинамического давления при бурении карбонатно-терригенных пластов карбона в интервале 2295-2603 м. для 3 месторождений.

Таблица 4. MIN MAX РДИН, РДИН, Месторождение, Глуб., Геол. РДИН, РДИН, Инцидент скважина м разрез МПа МПа МПа МПа Михайловско- bb С1 нет 2295 26,7 1,6 25,1 28, Коханское, № Бариновско- ок С1 нет 2309 26,2 2,6 23,6 26, Лебяжинское, № Бариновско- ок С1 прихват 2348 29,1 5,5 23,6 26, Лебяжинское, № Михаловско- bb С1 прихват 2364 30,2 4,3 25,9 28, Коханское, № Бариновско- ок нет С 2377 25,1 2,3 22,8 25, Лебяжинское, № Продолжение таблицы 4. MIN MAX РДИН, РДИН, Месторождение, Глуб., Геол. РДИН, РДИН, Инцидент скважина м разрез МПа МПа МПа МПа ок С Грековское, № 116 прихват 2382 27,9 3,1 24,8 27, Михайловско- bb С1 прихват 2409 31,9 5,7 25,9 28, Коханское, № Михайловско- bb нет С 2475 28 2,2 25,8 28, Коханское, № ок С Грековское, № 117 прихват 2601 31,7 15,8 15,9 18, ок затяжки С Грековское, № 116 2603 30.6 3.2 27.4 30. На рисунке 4.22 представлен график параметров гидродинамического давления при буренииГидродинамические параметры при бурении в интервале 2295-2603 м. для 3 месторождений.

МПа прихват затяжки прихват прихват Рдин (факт), МПа МАХ Рдин, МПа MIN Рдин, МПа 2295 2309 2348 2364 2377 2382 2409 2475 2601 глубина, м Рисунок 4.22 - График параметров гидродинамического давления при бурении в интервале 2295-2603 м.

В результате исследования значений гидродинамического давления на карбонатно-терригенные пласты карбона установлено, что репрессия на стенки скважины не должна превышать 2-3 МПа для скважин глубиной 2100-2600 м. в условиях чередования непроницаемых и проницаемых карбонатно-терригенных пластов с начальными пластовыми давлениями.

В таблице 4.18 представлены результаты расчетов значений ЭПЦ при бурении карбонатно-терригенных пластов девона в интервале 2782-3190 м. для Семеновского и Михайловско-Коханского месторождений.

Таблица 4. ЭПЦ Месторождение, Геол. MIN ЭПЦ MAX ЭПЦ Глуб., м (факт) Инцидент кг/м3 кг/м скважина разрез кг/м Семеновское, f прихват D 2782 1310 1140 № Семеновское, f нет 2821 D3 1200 1140 № Михайловско- f прихват D 2911 1310 1180 Коханское, № Михайловско- f нет 2920 1300 1180 D Коханское, № Михайловско- f нет 2945 1300 1180 D Коханское, № Миайловско D 3р прихват 3080 1291 1180 Коханское, № Миайловско прихват D vb 3190 1306 1180 Коханское, № 562 На рисунке 4.23 представлен график значений ЭПЦ при бурении в интервале 2782-3190 м. для Семеновского и Михайловско-Коханского месторождений.

ЭПЦ при бурении кг/м прихват прихват ЭПЦ (факт), кг/м MAX ЭПЦ,кг/м MIN ЭПЦ, кг/м 2782 2821 2911 2920 2945 3080 глубина, м Рисунок 4.23 - График значений ЭПЦ при бурении в интервале 2782-3190 м.

В таблице представлены результаты расчетов параметров 4. гидродинамического давления при бурении карбонатно-терригенных пластов девона в интервале 2782-3190 м. для Семеновского и Михайловско-Коханского месторождения.

Таблица 4. РДИН, MIN РДИН, MAX РДИН, РДИН, Месторождение, Глуб., Геол.

Инцидент скважина м разрез МПа МПа МПа МПа Семеновское, f прихват D 2782 36 9,7 26,3 29, № f Семеновское, № 66 нет 2821 29,1 3,3 25,8 28, D Михайловско- f прихват D 2911 37,5 9,2 28,3 32, Коханское, № Михайловско- f нет 2920 33,4 4,3 29,1 32, D Коханское, № Михайловско- f нет 34,1 5,9 28,3 32, D Коханское, № Миайловско D 3р прихват 3080 39 7 32 Коханское, № Миайловско прихват D vb 3190 40,8 7,6 33,2 37, Коханское, № 562 На рисунке 4.24 представлен график параметров гидродинамического давления при бурении в интервале 2782-3190 м. для Семеновского и Михайловско-Коханского месторождения.

Гидродинамические параметры при бурении МПа прихват прихват 40 Рдин (факт), МПа МАХ Рдин, МПа MIN Рдин, МПа 2782 2821 2911 2920 2945 3080 глубина, м Рисунок 4.24 - График изменения параметров гидродинамического давления при бурении в интервале 2782-3190 м.

В результате исследования параметров гидродинамического давления на карбонатно-терригенные пласты девона установлено, что репрессия на стенки скважины не должна превышать 3-4 МПа для скважин глубиной 2600-3100 м. в условиях чередования непроницаемых и проницаемых карбонатно-терригенных пластов с начальными пластовыми давлениями.

Результаты анализа мероприятий проектной и рабочей документации на бурение скважин по предупреждению образования дифференциальных прихватов, применяемые технологические операции при углублении скважин, компоновки бурильного инструмента, геолого-геофизические и технико-технологические параметры бурения, свойства буровых растворов представлены в таблицах 4.20. – 4.23 и на рисунках 4.25 - 4.27.

Результаты анализа значений плотности бурового раствора и ЭПЦ при бурении, параметров гидродинамических давлений, репрессии на проницаемые пласты при бурении представлены в таблицах 4.24 – 4.25.

Анализ мероприятий в проектной и рабочей документации на бурение скважин по предупреждению образования дифференциальных прихватов Таблица 4. Геол. Интервал Виды возможных Меры борьбы и профилактика Месторождение, скважина Инцидент разрез по ГТН, м осложнений осложнений Поддержание плотности бурового раствора, избежание резкого разбавления большими количествами Кулешевское, № 997 НГВП облегченного раствора, соблюдение С3 Прихват 1053- регламента СПО и долива скважины.

Достаточный запас утяжелителя на скважине.

Соответствие параметров НГВП промывочной жидкости проектным.

ок Южно-Орловское, № 31 Осыпи и обвалы стенок Прихват С1 1270- Долив скважины при СПО.

скважины Проработка, промывка.

Осыпи и обвалы стенок скважин.

vr Петрухновское, № 1 Заклинка Проработка, промывка Прихват 1462- C инструмента.

Сальникообразования Поглощения, Соответствие параметров водопроявления. промывочной жидкости проектным. Прихват vr Западно-Коммуннарское, № 4П 1512- C Осыпи и обвалы стенок Долив скважины при СПО.

скважины Проработка, промывка.


Продолжение таблицы 4. Месторождение, Геол. Интервал Виды возможных Меры борьбы и профилактика осложнений Инцидент скважина разрез по ГТН, м осложнений Поддерживать концентрацию кольматанта на уровне программных значений, не оставлять инструмент без движения более 5 мин, контроль Поглощения, НВП за значениями крутящего момента и b Ново-Ключевское, № 632 Прихват из-за «подвисанием» инструмента (совместно со С2 Прихват 1619- перепада давлений станцией ГТИ). В случае возникновения первых признаков осложнения прокачать кольматирующую пачку с повышенным содержанием кольматанта и смазки.

Осложнениями в интервале могут стать b Утевское, № 234 С2 Прихват поглощения бурового раствора, осыпи и обвалы слабосцементированных алевролитов и НВП 1810- песчаников, трещиноватых известняков, b Утевское, № 234 С2 Прихват приводящие к заклиниванию бурильного инструмента.

Соответствие параметров промывочной жидкости проектным. Долив скважины при b Кулешевское, № 1123 НГВП С2 Прихват 1898- СПО.

Поддержание плотности бурового раствора, избежание резкого разбавления большими b Кулешевское, № 1126 НГВП С Прихват количествами облегченного раствора, 1904- соблюдение регламента СПО и долива скважины. Достаточный запас утяжелителя на b Кулешевское, № 1126 НГВП С2 Прихват скважине.

Продолжение таблицы 4. Геол. Интервал по Виды возможных Меры борьбы и профилактика Месторождение, скважина Инцидент разрез ГТН, м осложнений осложнений Соответствие параметров промывочной b Утевское, № 278 НГВП жидкости проектным. Долив скважины С Прихват 1833- при СПО.

Соответствие параметров промывочной Возможны НГВП, f Южно-Орловское, № 40 жидкости проектным. Долив скважины Прихват D3 1988- поглощения при СПО. Ликвидация поглощения Обвалы, Согласно мероприятиям программы vr Кулешевское, № 1123 поглощения, промывки при бурении горизонтальных Прихват 1770- C НГВП скважины Поглощения, Соответствие параметров промывочной водопроявления.

ок Бариновско-Лебяжинское, № 81 жидкости проектным. Долив скважины С Прихват 2035- Осыпи и обвалы при СПО. Проработка, промывка стенок скважины Обвалы осыпи, bb Михаловско-Коханское, № 556 Проработка, промывка С1 Прихват 2263- нефтепроявление Соответствие параметров промывочной ок Грековское, № 116 С НГВП, поглощения жидкости проектным. Долив скважины Прихват 2340- при СПО Осыпи и обвалы стенок скважины. Проработка и промывка, закачка bb Михайловско-Коханское, № 562 С1 Прихват 2334- Заклинка тампона, установка цементного моста инструмента Соответствие параметров промывочной Возможны НГВП, ок Грековское, № 117 жидкости проектным. Долив скважины С1 Прихват 2363- поглощения при СПО. Ликвидация поглощения Продолжение таблицы 4. Геол. Интервал Виды возможных Меры борьбы и профилактика Месторождение, скважина Инцидент разрез по ГТН, м осложнений осложнений Соответствие параметров Нефтепроявление, f Семеновское, № 55 промывочной жидкости проектным. Прихват 2765- D поглощения Долив скважины при СПО Нефтепроявление.

Проработка и промывка, закачка Осыпи и обвалы стенок p Михайловско-Коханское, № 556 тампона, установка цементного Прихват 2910- D скважины, заклинка моста инструмента Проработка и промывка, закачка Обвалы стенок скважины D 3р Миайловско-Коханское, № 562 тампона, установка цементного Прихват 3022- и осыпи моста Проработка и промывка, закачка Обвалы стенок скважины Миайловско-Коханское, № 562 тампона, установка цементного Прихват vb 3170- D и осыпи.

моста Дифференциальный прихват на Дифференциальный прихват на Два дифференциальных Дифференциальный прихват на глубине 2348 м. (скв. № 81 глубине 3220 м. (скв. № прихвата на глубине 1312 и глубине 1969 м. (скв. № Бариновско-Лебяжинского Мухановского месторождения) м. (скв. № 31 Южно-Орловского Утевского месторождения) месторождения) месторождения) Рисунок 4.25 - Технологические операции до инцидента (дифференциального прихвата) Бурение перед прихватом на Бурение перед прихватом на Бурение перед прихватом на Бурение перед прихватом на глубине 2380 м.

глубине 2409 м. глубине 2038 м.

глубине 2601 м.(скв. № (скв. № 116 Грековского (скв. № 562 Михайловско- (скв. № 40 Южно-Орловского Грековского месторождения) месторождения) Коханского месторождения) месторождения) Рисунок 4.26 - Технологические операции до инцидента (дифференциального прихвата) Выводы.

Бурение с отрывом от забоя, Шаблонировка перед КСПО 10 свечей и бурение с Бурение с отрывом от забоя шаблонировка с протаскиванием наращиванием отрывом от забоя (скв. № 623 Ново-Ключевского свечи (скв. № 117 Грековского (скв. № 38 Южно-Орловского (скв. № 632 Ново месторождения) месторождения) Ключевского месторождения) месторождения) Рисунок 4.27 - Технологические операции для предупреждения затяжек и посадок бурильного инструмента Анализ типов и диаметров долот, КНБК, УБТ, ЯСС и бурильного инструмента Таблица 4. Месторождение, Геол.

Долото КНБК УБТ, СБТ ЯСС УБТ, СБТ Инцидент скважина разрез ВЗД 240 мм. -9 м.

295, УБТ 203 мм - ЯСС 203 мм. УБТ 165 мм -37м.

Кулешевское, № 997 НУБТ 203 мм - 9м С3 Прихват VM516D 65м -9,6 м. СБТ 127 мм -ост.

ТЭМС 203 мм -4,5 м GHX КЛС 215,9 мм – 0,5 м. УБТ 178 мм Южно-Орловское, 215, s 5LZ 178 мм -9,1 м. 123 м нет СБТ 114 мм - ост Прихват С № 31 SMD КЛС 212,6 мм -0,9 м.

УБТ 178 мм КЛС 214,3 мм - 0,5 м.

– 17 м.

215, vr Петрухновское, № 1 Д3-195 мм – 7,4 м. нет СБТ 127 мм - ост. Прихват C УБТ 165 мм GX38CH КЛС 215,9 мм -0,5 м.

140 м.

КСИ 215,6мм – 0.5 м. УБТ-178 мм Западно- 215,9 TD нет vr 5 LZ 172 мм -8,7 м. ТБПК 127 мм - ост Прихват C2 - 124 м.

Коммуннарское, № 4П 61 AXLK КЛС 214,3 мм – 0,8 м.

215, ЯСС RDT- УБТ-178 мм AUM Ново-Ключевское, УБТ 178 мм – 9,4 м УБТ-178 мм b - 56 м.

С Прихват 2LSP62 X 2HM-172ПС № 632 КЛС 212,7 мм – 0,4 м - 56 м.

6,6 м. СБТ 127 мм - ост.

GGD R590- Продолжение таблицы 4. Месторождение, Геол.

Долото КНБК УБТ, СБТ ЯСС УБТ, СБТ Инцидент скважина разрез УБТ 178 мм – 48 м.

b Утевское, № 234 С2 Прихват ВЗД 178 мм – 8,45 м.

215, УБТ 178 ЯСС 178 СБТ 127 мм НУБТ 172 мм – 9,2 м.

DP505X мм – 72 м. мм – 7,6 м. 1278 м.

b Утевское, № 234 С2 Прихват САБ 172 мм – 1, 2 м.

SMITH ЛБТ 147 мм – ост.

ЯСС УБТ165 мм УБТ 165 мм -36 м 215, b Кулешевское, № 1123 172 мм. – С2 Прихват – 56 м СБТ 127 мм - ост R40 AP-A 7,2 м.

СБТ 88, WF475-120 мм - 8, Кулешевское, № 1126 мм – 346 м. ЯСС УБТ 121 мм – 64 м.

м.

142, УБТС-ЕМ 120 мм – УБТС-ЕМ 108 мм – b С НУБТ 120 мм - - 9,3 Прихват FXD мм -108 9,25 м 57 м.

м.

Кулешевское, № 1126 мм. - 58 м. СБТ 88,9 мм – ост.

НУБТ 120 мм – 9,4 м.

КЛС 213 мм- 0,24 м.

УБТ 215, ВЗД 178 мм – 8,25 м. ЯСС 176 УБТ 178 мм. – 48,2 м.

b Утевское, № 278 мм – 49, С2 Прихват MI913WUE НУБТ 170 мм – 9,6 м. мм – 6,5 м. СБТ 127 мм – ост.

м.

BPX САБ 172 мм – 1,02 м.

Южно-Орловское, УБТ 165 ЯГ-171 – УБТ 165 мм – 64 м.

215, f Прихват D № 40 мм – 64 м. 7,7 м. СБТ 127 мм - ост EQH47R АМК "Горизонт" - СБТ-89 мм – ост.

vr Кулешевское, № 1123 нет СБТ-89 мм нет Прихват C 15,1 м.

ДРУ 2 172 мм – 8,4 м. ЯСС Бариновско- УБТ 178 УБТ 178 мм – 48 м.

215,9 SMD ок С1 ЦЛС 212 мм – 0,3 м 172 мм – Прихват Лебяжинское, № 81 мм – 72 м. ТБПК 114 мм - ост 6,5 м.

ВЗД 172 мм – 8,8 м. ЯСС 215, Михаловско- УБТ 165 ТБТ127 мм -148 м bb УБТ 165 мм – 9,3 м 165 мм – С Прихват Q606F Коханское, № 556 мм – 48 м СБТ 127 мм – 2068 м КЛС 213 мм – 0,9 м 9,9 м.

Продолжение таблицы 4. Месторождение, Геол.

Долото КНБК УБТ, СБТ ЯСС УБТ, СБТ Инцидент скважина разрез ТПБК 114 мм ВЗД ДРУ-3 172 мм -7,4 УБТ-178 мм 215, 537 м ЯСС RDT м 24 м.

R40AP ок Грековское, № 116 УБТ 178 мм – 2HM-172 мм С1 Прихват УБТН-А-172 мм - 9.4 м ТБПК 114 мм A 48 м - 7,1 м САБ-172 мм - 0,9м - 1613 м УБТ 178 мм – ЯСС 2МГ Михайловско- ДРУ2-172 мм - 7,18 м 27 м УБТ 165 мм – 65 м 215, bb 165 мм – 4, С Прихват Коханское, № 562 М616LPX КЛС 213,4 мм– 0,4 м УБТ 165 мм- СБТ 127 мм ост м 28 м УБТ 178 мм – 24 м ВЗД172 мм – 8,6 м СБТ 114 мм – ЯСС - ТБПК 127 мм – 215, НУБТ 172 мм – 9,4 м 1100 м ок Грековское, № 117 361 м.

С1 Прихват DSFX813 HMJ675- Т/С 178 мм – 4,3 м УБТ 178 мм – – 7,1 м СБТ 114 мм – M-F НУБТ 172 мм – 9,4 м. 24 м 1057 м УБТ 178 мм Противо - 75 м, прихватные ЛБТ 147 мм – 215, КСИ 212 мм-0,4 м. противо f Семеновское, № 55 переводники 1513 м. Прихват SMD D ДРУ – 172 мм – 7,8 м. прихватные 195 мм -0,3 СБТ 127 мм ост.

переводники м.

195 мм -0,3 м.

ТБТ 127 мм – ТБТ 127 мм– 76 м 215, Михайловско- ВЗД 172 мм – 8,7 м. ЯСС 165 мм f 100 м СБТ 127 мм – Прихват D3 Q-407FX Коханское, № 556 – 9,9 м 2715 м Продолжение таблицы 4. Месторождение, Геол.

Долото КНБК УБТ, СБТ ЯСС УБТ, СБТ Инцидент скважина разрез ЯСС RDT- УБТ 165 мм – 37 м 215, Миайловско- ДРУ2-172 мм - УБТ 165 мм – D 3р 2HM-172 мм СБТ 114 мм-899 м. Прихват VTD613DGX Коханское, № 562 8,7 м 56 м - 6,7 м. СБТ 127 мм ост.

ЯСС RDT- УБТ 165 мм – 37 м 215, Миайловско- ДРУ2-172 мм - УБТ 165 мм – 2HM-172 мм СБТ 114 мм-899 м. Прихват vb VTD613DGX D Коханское, № 562 8,7 м 56 м - 6,7 м. СБТ 127 мм ост.

Анализ геолого-геофизических и технико-технологических параметров Таблица 4. Потери Мех. Время без Геол. Забой, Зенитный Рманиф, Расход, бурового Месторождение, скважина скорость, движения, Инцидент разрез м угол, МПа м/с раствора, м/ч мин м/сут Кулешевское, № 997 С3 Прихват 1090 28 14 0,054 10,6 6 s Южно-Орловское, № 31 Прихват С1 1355 22 11 0,038 4,8 9 3, Прихват vr Петрухновское, № 1 н/св 1548 19 10 0,034 4,1 C Прихват vr Западно-Коммуннарское, № 4П 1577 13 11 0,042 9,4 13 3, C Прихват b Ново-Ключевское, № 632 прораб С2 1687 22 6 0,025 15 5, Прихват b Утевское, № 234 С2 1814 25 13 0,031 11 5 Прихват b Утевское, № 234 С2 1896 25 13 0,034 4,1 10 Прихват b Кулешевское, № 1123 прораб С2 1906 80 9 0,03 23 0, Прихват b Кулешевское, № 1126 спуск С2 1908 89 16 0,016 - Прихват b Кулешевское, № 1126 прораб С2 1909 89 15 0,015 4 Прихват b Утевское, № 278 С2 1969 35 16 0,032 9,7 3 0, Прихват f Южно-Орловское, № 40 D3 2038 4 6 0,03 2 19 Прихват vr Кулешевское, № 1123 промывка 2080 89 8 0,017 8 0, C Прихват ок Бариновско-Лебяжинское, № 81 С1 2348 18 12 0,031 2,6 10 0, Продолжение таблицы 4.


Потери Мех. Время без Геол. Забой, Зенитный Рманиф, Расход, бурового Месторождение, скважина скорость, движения, Инцидент разрез м угол, МПа м/с раствора, м/ч мин м/сут Прихват bb Михаловско-Коханское, № 556 С1 2364 2,5 11,5 0,026 7,4 11 0, Прихват ок Грековское, № 116 С1 2382 71 11 0,028 2,4 17 Прихват bb Михайловско-Коханское, № 562 С1 2409 11 13 0,03 6 8 Прихват ок Грековское, № 117 С1 2601 64 12 0,029 6 3 Прихват f Семеновское, № 55 2782 6 11 0,032 1,4 5 D Прихват f Михайловско-Коханское, № 556 2911 3 12 0,025 3,7 8 5, D Прихват D 3р Миайловско-Коханское, № 562 н/св 3080 2 13 0,03 5 Прихват Миайловско-Коханское, № 562 D vb 3188 2 15 0,03 1 4 4, Анализ типов и физико-химических параметров буровых растворов Таблица 4. Фильтрационная вязкость, мПас Фильтрация за Динамическое Твердая фаза, Пластическая Тип раствора напряжение 30 мин., см Наличие, кг сдвига, Па Смазка, % Расход, кг Инцидент корка, мм Кольматант Месторождение по программе % кг/м скважина промывки СаСО 3 5 мкм 11000 Полимер СаСО 3 60 мкм Кулешевское, малоглинис- 7000 нефть Прихват 1240 4,8 15 18 0,5 14, № 997 тый СаСО 3 150 мкм 19000 СаСО 3 600 мкм 11000 Южно- Известковый Компак 60/ н/св н/св Прихват 1210 4 14 17 1 19200 Орловское, № 31 мкм 10000 Мрамор Глинисто Петрухновское, 1000 известковый Прихват КФ-5ц 1160 5,5 16 14 0,5 8 3, № 100 К Компак 22000 Западно фракционный 15 13 0, Коммуннарское, Известковый н/св н/св Прихват 1140 6, 12000 № 4П Компак 100 мкм Продолжение таблицы 4. Фильтрационная вязкость, мПас Фильтрация за Динамическое Твердая фаза, Пластическая Тип раствора напряжение 30 мин., см Наличие, кг сдвига, Па Смазка, % Расход, кг корка, мм Кольматант Месторождение кг/м по программе Инцидент % скважина промывки Кольматант 3200 оргн. (мелкий) Ново Полимер- Кольматант Ключевское, н/св Прихват 1180 6 19 67 1,0 400 0 глинистый оргн. (средний) № Кольматант 0 оргн. (крупный) Утевское, № 234 Соленая вода Прихват 1120 - - - - - - - - Полимер- СаСО Утевское, № 234 Прихват 1180 3.7 19 16 1,0 15000 8000 13 карбонатный СаСО 3 5 мкм 9000 СаСО 3 60 мкм Кулешевское, Полимер- 1000 Прихват 1210 4 13 13 1,0 8 1, № 1123 карбонатный СаСО 3 160 мкм 0 СаСО 3 400 мкм 0 СаСО 3 5 мкм 2000 Полимер- СаСО 3 50 мкм Кулешевское, 4000 0 Прихват глинистый н/св 1100 3,6 12 22 0,5 № 1126 СаСО 3 150 мкм 3000 СаСО 3 600 мкм 3000 Продолжение таблицы 4. Фильтрационная вязкость, мПас Фильтрация за Динамическое Твердая фаза, Пластическая Тип раствора напряжение 30 мин., см Наличие, кг сдвига, Па Смазка, % Расход, кг корка, мм Кольматант, кг/м Месторождение по программе Инцидент % скважина промывки СаСО 3 5 мкм 2000 Полимер- СаСО 3 50 мкм Кулешевское, 4000 глинистый н/св нефть Прихват 1150 3,5 16 28 0, № 1126 СаСО 3 150 мкм 3000 СаСО 3 600 мкм 3000 Полимер- СаСО Утевское, № 278 Прихват 1180 4 24 16 0,5 35000 0 10 карбонатный Гипсо Южно известковый нефть Прихват 1240 4 17 120 0,6 - - - Орловское, № SB ALK СаСО 3 5 мкм 3000 Полимер- СаСО 3 60 мкм Кулешевское, 1000 карбонатный Прихват 1100 4 15 15 0,3 8 2, № 1123 СаСО 3 160 мкм 0 СаСО 3 400 мкм 22000 Михаловско Полимер СаСО 3 150 мкм Коханское, Прихват 1240 4 20 24 0,5 21000 0 6 карбонатный № Продолжение таблицы 4. Фильтрационная вязкость, мПас Фильтрация за Динамическое Твердая фаза, Пластическая Тип раствора напряжение 30 мин., см Наличие, кг сдвига, Па Смазка, % Расход, кг корка, мм Кольматант, кг/м Месторождение по программе Инцидент % скважина промывки Валкарб 600 2000 Валкарб 60 23100 Валкарб 25 2000 СаСО 3 600 мкм 8000 CALCIUM Полимер- 20000 Грековское, № 116 Прихват 1140 3,6 20 19 0,5 11 CARBONATE глинистый CALCIUM 26000 CARBON FINE CALCIUM CARBONATE 6000 COARSE Бариновско Полимер Лебяжинское, Мрамор н/св Прихват 1200 6 21 17 0,6 12000 0 карбонатный № К- Михайловско- 0 Глинистый н/св Прихват Коханское, н/с К- 1220 4 18 25 1160 № 562 Валкарб Валкарб Валкарб Полимер- 11000 Грековское, №117 Прихват 1160 4 15 23 0,5 12 глинистый Валкарб 25 9771 Продолжение таблицы 4. Фильтрационная вязкость, мПас Фильтрация за Динамическое Твердая фаза, Пластическая Тип раствора напряжение 30 мин., см Наличие, кг сдвига, Па Смазка, % Расход, кг корка, мм Кольматант, кг/м Месторождение по программе Инцидент % скважина промывки Компк Семеновское, 5000 фракционный Известковый н/св Прихват 1200 4,2 15 16 0,5 № Компак 160 мкм 13000 СаСО 3 150 мкм 6000 Михайловско- Полимер- СаСО 3 600 мкм 12000 Коханское, глинистый Прихват 1260 4 20 20 0,5 CALCIUM 11, № 556 раствор CARBONATE 5000 COARSE Мрамор Миайловско- 12000 Коханское, Глинистый К-1 н/св Прихват 1220 4 7 21 1,0 600 600 № 562 К-5 1620 Мрамор 8000 Миайловско К-1 0 Коханское, Глинистый н/св Прихват 1220 4 16 22 0,2 2, К-5 0 № Барит 3000 Анализ значений плотности бурового раствора и ЭПЦ при бурении Таблица 4. ЭПЦ Превышение MIN MAX, кг/м3, кг/м Месторождение, Геол. Забой, (факт) ЭПЦ ЭПЦ ЭПЦ над Инцидент (проект) (факт) скважина разрез м кг/м3 кг/м3 кг/м3 MIN ЭПЦ, % Кулешевское, № 997 С3 Прихват 1090 1240 1240 1274 1240 1302 2, s Южно-Орловское, № 31 Прихват С1 1355 1200 1210 1300 1200 1260 8, vr Петрухновское, № 1 Прихват C2 1548 1160 1160 1250 1160 1218 7, Западно-Коммуннарское, vr Прихват 1577 1160 1140 1284 1160 1218 10, C № 4П b Ново-Ключевское, № 632 С2 Прихват 1687 1150 1180 1518 1150 1207 b Утевское, № 234 С Прихват 1814 1120 1130 1130 1120 1176 0, b С Прихват 1896 1120 1180 1276 1120 1176 Утевское, № 234 b Кулешевское, № 1123 С2 Прихват 1906 1190 1210 1260 1190 1250 5, b Кулешевское, № 1126 С2 Прихват 1908 1190 1100 1209 1190 1250 1, b Кулешевское, № 1126 С2 Прихват 1909 1190 1150 1284 1190 1250 7, b Утевскаое, № 278 С2 Прихват 1969 1180 1180 1272 1180 1239 7, f Южно-Орловское, № 40 Прихват 2038 1220 1240 1321 1220 1281 8, D vr Кулешевское, № 1123 Прихват 2080 1100 1100 1170 1190 1250 6, C Бариновско- ок С1 Прихват 2348 1180 1200 1260 1180 1239 6, Лебяжинское, № Продолжение таблицы 4. ЭПЦ Превышение, кг/м3, кг/м Месторождение, Геол. Забой, MIN ЭПЦ MAX ЭПЦ (факт) ЭПЦ над Инцидент (проект) (факт) кг/м3 кг/м скважина разрез м кг/м3 MIN ЭПЦ, % Михаловско- bb С1 Прихват 2364 1180 1240 1300 1180 1239 10, Коханское, № ок Грековское, № 116 С1 Прихват 2382 1150 1140 1196 1150 1208 4, Михайловско- bb С1 Прихват 2409 1180 1220 1350 1180 1239 14, Коханское, № ок Грековское, № 117 С1 Прихват 2601 1170 1160 1245 1170 1228 6, f Семеновское, № 55 Прихват 2782 1140 1200 1310 1140 1197 14, D Михайловско- f Прихват 2911 1180 1260 1310 1180 1239 D Коханское, № Миайловско D 3р Прихват 3080 1180 1220 1291 1180 1239 9, Коханское, № Миайловско Прихват D vb 3188 1180 1220 1306 1180 1239 10, Коханское, № 562 Анализ параметров гидродинамических давлений и репрессии на проницаемые пласты при бурении Таблица 4. Превышение MIN MAX РДИН, РДИН, Геол. РДИН над РДИН, РДИН, Месторождение, скважина Забой, м Инцидент разрез МПа МПа MIN РДИН, % МПа МПа Кулешевское, № 997 С3 Прихват 1090 13,6 11,5 13 2,1 18, s Южно-Орловское, № 31 Прихват С 1355 17,8 16,2 17,7 1,6 9, Прихват vr Петрухновское, № 1 1548 19,1 16,7 18,7 2,4 14, C Прихват vr Западно-Коммуннарское, № 4П 1577 19,6 16,9 18,8 2,7 15, C Прихват b Ново-Ключевское, № 632 С2 1687 25,1 16,8 18,7 8,3 49, Прихват b С2 1814 20,2 18,4 20,2 1,8 9, Утевское, № Прихват b С2 1896 23,7 18,4 20,4 5,3 28, Утевское, № Прихват b Кулешевское, № 1123 С2 1906 23,6 15 17 8,6 57, Прихват b Кулешевское, № 1126 С2 1908 22,6 16,3 18,3 6,3 38, Прихват b Кулешевское, № 1126 С2 1909 24 16,3 18,3 7,7 47, Прихват b Утевское, № 278 С2 1969 24,5 18,4 20,4 6,1 33, Прихват f Южно-Орловское, № 40 2038 26,4 21,7 23,7 4,7 21, D Прихват vr Кулешевское, № 1123 2080 23,6 18,6 20,6 5,3 26, C Прихват ок Бариновско-Лебяжинское, № 81 С1 2348 29,1 23,6 26,6 5,5 23, Продолжение таблицы 4. Превышение MIN MAX РДИН, РДИН, Геол. РДИН над РДИН, РДИН, Месторождение, скважина Забой, м Инцидент разрез МПа МПа MIN РДИН, % МПа МПа bb Михаловско-Коханское, № 556 С Прихват 2364 30,2 25,9 28,9 4,3 16, ок Грековское, № 116 С1 Прихват 2382 27,9 24,8 27,8 3,1 12, bb Михайловско-Коханское, № 562 С Прихват 2409 31,9 25,9 28,9 5,7 23, ок Грековское, № 117 С Прихват 2601 31,7 15,9 18,9 15,8 99, f Семеновское, № 55 Прихват 2782 36 26,3 30,3 9,7 36, D f Михайловско-Коханское, № 556 Прихват D 2911 37,5 28,3 32,3 9,2 32, р Миайловско-Коханское, № 562 Прихват D 3080 39 32 36 7 21, Миайловско-Коханское, № 562 Прихват vb D 3188 40,8 33,2 37,2 7,6 22, В таблице 4.26 представлено максимальное значение ЭПЦ для предупреждения дифференциальных прихватов в интервалах карбонатно терригенных пластов перми, карбона и девона. Данное значение получено в результате анализа значений плотности бурового раствора и ЭПЦ при бурении скважин, указанных в таблице 4.24.

Таблица 4. Геологический разрез Глубина скважины, м MAX ЭПЦ до не более 5% от проектной 1400 - Карбонатно-терригенный плотности бурового 2100 - раствора 2600 - В таблице 4.27 представлены максимальные и минимальные величины репрессии, оказываемой гидродинамическим давлением при бурении на проницаемые пласты перми, карбона и девона. Значения гидродинамической репрессии получены на основе анализа результатов бурения 22 скважин, где имели место дифференциальные прихваты (таблица 4.25), а также скважины на 10 месторождениях Самарской области, пробуренных без инцидентов (таблицы 4.13, 4.15, 4.17, 4.19).

Таблица 4. Глубина MIN РДИН, МПа MAX РДИН, МПа Геологический разрез скважины, м до 1400 1 1, 1400 - 2100 1,5 Карбонатно-терригенный 2100 - 2600 2 2600 - 3200 3 В таблице 4.28 представлены параметры эмпирического коэффициента позволяющего оперативно рассчитывать максимальные величины a, гидродинамического давления в зависимости от глубины скважины для предупреждения дифференциального прихвата бурильного инструмента.

Таблица 4. Эмпирический Геологический разрез Глубина скважины, м коэффициент a до 1400 1, 1400 - 2100 1, Карбонатно-терригенный 2100 - 2600 1, 2600 - 3100 1, На основе указанных в таблице 4.28 эмпирических коэффициентов построен график зависимости гидродинамического давления в кольцевом пространстве от глубины скважины для предупреждения дифференциальных прихватов в интервалах карбонатно-терригенных пластов перми, карбона и девона. Данный график представлен на рисунке 4.28.

На основе графика зависимости гидродинамического давления от глубины скважин, построена номограмма с аппроксимацией экстремумов гидродинамического давления при бурении для предупреждения дифференциальных прихватов. Данная номограмма представлена на рисунке 4.29.

Таким образом, путем динамического моделирования, анализа и обобщения полученных результатов установлено, что величина гидродинамического давления в кольцевом пространстве на стенки скважины не должна превышать 10 - 11% от проектного пластового давления для предупреждения дифференциального прихвата бурильного инструмента в интервалах карбонатно-терригенных пластов перми, карбона и девона на месторождениях Самарской области.

МПа прихват прихват прихват затяжки 34 прихват МАХ Рдин, МПа прихват затяжки прихват затяжки, 28 поглощение прихват Рдин, МПа факт затяжки MIN Рдин, МПа затяжки глубина, м Рисунок 4.28 - График зависимости гидродинамического давления в процессе бурения от глубины скважин в интервалах карбонатно-терригенных пластов в отложениях перми, карбона и девона МПа репрессия не более 3-4 МПа 40 в инт. 2600-3200 м.

репрессия не более 2-3 МПа в инт. 2100-2600 м.

репрессия не более 1,5-2 МПа МАХ Рдин, МПа в инт. 1400-2100 м.

репрессия не более 1-1,5 МПа для скважин до 1400 м.

MIN Рдин, МПа 20 Полиномиальная (МАХ Рдин, МПа ) Полиномиальная (MIN Рдин, МПа) глубина, м Рисунок 4.29 - Номограмма с аппроксимацией экстремумов гидродинамического давления для предупреждения дифференциальных прихватов в интервалах карбонатно-терригенных пластов перми, карбона и девона 4.4. Выводы Установлено, что в скважине № 4П Западно-Коммунарского 1.

месторождения причиной возникновения дифференциального прихвата в терригенно-карбонатном разрезе верейского горизонта является репрессия в 2, МПа, создаваемая гидродинамическим давлением 19,6 МПа при бурении в интервале пласта А 3, сложенного проницаемыми известняками.

Установлено, что превышение значений ЭПЦ над проектной 2.

плотностью бурового раствора не должно составлять более 5% для пласта А верейского горизонта Западно-Коммунарского месторождения.

Установлено, что для пласта А 3 верейского горизонта Западно 3.

Коммунарского месторождения превышение параметров гидродинамического давления на стенки скважины не должно составлять более 11% от проектного пластового давления.

Разработана оптимальная компоновка бурильного инструмента и 4.

рассчитаны проектные технологические параметры для безаварийного бурения скважин на Западно-Коммунарском месторождении.

Обосновано, что эквивалентная плотность бурового раствора при 5.

циркуляции является критерием оптимальности, а гидродинамическое давление целевой функцией для предупреждения дифференциального прихвата бурильного инструмента при вскрытии проницаемых водо- и нефтенасыщенных пластов в карбонатно-терригенных разрезах на месторождениях Самарской области.

Рекомендовано не допускать превышения значений эквивалентной 6.

плотности бурового раствора при циркуляции над проектной плотностью бурового раствора на величину более 5% при бурении скважин в условиях чередования непроницаемых и проницаемых карбонатно-терригенных пластов в отложениях перми, карбона и девона.

Установлено, что репрессия, создаваемая гидродинамическим 7.

давлением на стенки скважины, не должна превышать значения 1-1,5 МПа для скважин глубиной до 1400 м., 1,5-2 МПа для скважин 1400-2100 м., 2-3 МПа для скважин 2100-2600 м. и 3-4 МПа для скважин 2600-3200 м. в условиях чередования непроницаемых и проницаемых карбонатно-терригенных пластов.

Установлено, что величина гидродинамического давления в 8.

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.

Установлено, что основными взаимосвязанными факторами, 9.

влияющими на образование дифференциальных прихватов, являются геологические особенности разреза, гидродинамические параметры промывки, технико-технологические режимы бурения и физико-химические свойства бурового раствора и его фильтрационных корок.

Обоснована необходимость динамического моделирования геолого 10.

технологической системы «проницаемый пласт – скважина - бурильная колонна»

для анализа, прогнозирования и предупреждения образования дифференциального прихвата бурильного инструмента в условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов.

Разработана динамическая модель системы «проницаемый пласт – 11.

скважина бурильная колонна» для предупреждения образования дифференциальных прихватов бурильного инструмента в условиях чередования проницаемых и непроницаемых пластов.

Обосновано, что динамическая модель системы «проницаемый пласт 12.

– скважина - бурильная колонна» позволяет по мере поступления новой геолого технологической информации прогнозировать образование дифференциальных прихватов бурильного инструмента в условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов.

ГЛАВА 5. МЕТОДИКА ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ ПРИХВАТОВ Методика оптимизации процесса бурения для предупреждения образования дифференциальных прихватов основана на динамическом восприятии технологических процессов и междисциплинарном подходе к решению проблем.

Основной акцент в методике делается не на объяснение прежних, уже случившихся отклонений от проектных параметров, а на прогнозирование развития технологических процессов, предупреждение нештатных ситуаций, выдачу оперативных рекомендаций по оптимизации буровых работ.

Главная цель методики оптимизации процесса бурения для предупреждения образования дифференциальных прихватов – создание геолого-технологической основы для поиска и выбора оптимальных технологических параметров процесса бурения на месторождениях Самарской области.

Основная задача методики оптимизации процесса бурения – обеспечить оперативный выбор оптимального инженерно-технологического решения из всего возможного множества решений по установленному критерию оптимальности (ЭПЦ) и экстремумам целевой функции ( РДИН ) для предупреждения образования дифференциальных прихватов, повышения качества и эффективности буровых работ [82].

Методика оптимизации процесса бурения для предупреждения образования дифференциальных прихватов позволяет решить следующие задачи:

- выполнить анализ геолого-технологических параметров процесса бурения;

спрогнозировать геолого-технологические условия образования дифференциальных прихватов;

- обеспечить выбор бурового оборудования, КНБК и бурильного инструмента, типа бурового раствора с необходимыми физико-химическими свойствами;

- обеспечить выбор оптимальных технологических параметров процесса бурения.

5.1. Разработка методики оптимизации процесса бурения Разработка методики оптимизации процесса бурения для предупреждения образования дифференциальных прихватов состоит из трех этапов.

Построение базовой модели технологического процесса бурения.

1.

Динамическое моделирование технологического процесса бурения.

2.

Мониторинг бурения скважины и выдача оперативных рекомендаций 3.

по оптимизации технологического процесса.

В ходе первого этапа методики выполняется анализ геологического разреза проектируемой скважины:

- изучение литологических характеристик горных пород;

- идентификация водо- и нефтенасыщенных пластов по всему разрезу;

- уточнение пластового (порового) давления;

- уточнение глубины залегания водо- и нефтенасыщенных пластов по стволу.

Результат анализа геологического разреза – включение в разделы проектной и рабочей документации интервалов проницаемых пластов-коллекторов в отложениях перми, карбона и девона как прихватоопасных зон из-за перепада давлений.

Далее анализируется буровое оборудование, КНБК и бурильный инструмент проектируемой скважины:

- выбор типов долот, ВЗД, УБТ, ТБТ, бурильного инструмента;

- выбор типов телеметрических систем;

- расчет внешних и внутренних диаметров бурильного инструмента;

- расчет внешних и внутренних диаметров замковых соединений;

- расчет длины секции бурильного инструмента;

- расчет механических скоростей;

- расчет давлений на манифольде;

- расчет расхода бурового раствора на манифольде;

- выбор способа бурения (слайд, ротор).

Результат анализа бурового оборудования, КНБК и бурильного инструмента - включение в разделы проектной и рабочей документации базового бурового оборудования, гаммы долот, КНБК и бурильного инструмента.

В ходе анализа физико-химических свойств буровых растворов выполняется:

- расчет плотностей бурового раствора;

- выбор типа бурового раствора;

- выбор типа кольматирующих реагентов и размера их фракций;

- определение фильтрации бурового раствора;

- определение условной вязкости;

- расчет пластической вязкости;

- расчет динамического напряжения сдвига;

- определение толщины фильтрационной корки;

- определение физико-химических свойств фильтрационной корки.



Pages:     | 1 || 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.