Стешин Борис Михайлович
реклама
На правах рукописи СТЕШИН Борис Михайлович РАЗРАБОТКА ЭФФЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ НА МОРСКОМ ШЕЛЬФЕ Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоение скважин АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Москва – 2007г Работа выполнена в совместном российско-вьетнамском предприятии СП “Вьетсовпетро” Научный руководитель - доктор технических наук Оганов Гарри Сергеевич Научный консультант - доктор технических наук, профессор, заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности Российской Федерации Ширин-Заде Сиявуш Али Сафтар оглы Официальные оппоненты -доктор технических наук Балденко Дмитрий Федорович -кандидат технических наук Белоконь Станислав Владимирович Ведущая организация -ОАО «Зарубежнефть» Защита состоится «06» ноября 2007г. в 11.00 часов на заседании диссертационного совета (Д 520.027.01) при ОАО НПО «БУРОВАЯ ТЕХНИКА» ВНИИБТ по адресу : 115114, г. Москва, ул. Летниковская, д. 9 Автореферат разослан «5» октября 2007г. С диссертационной работой можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО «БУРОВАЯ ТЕХНИКА» - ВНИИБТ Ученый секретарь диссертационного совета, к.т.н., доцент Чайковский Г.П. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы. Одной из основных задач нефтедобывающего предприятия является увеличение добычи нефти и газа за счет восстановления бездействующего фонда скважин, который, как правило, составляет около 10-12% от всего фонда добывающих скважин. Кроме того, в продуктивных пластах остается значительное количество нефти в застойных зонах. Доля трудноизвлекаемых запасов достигает 20%. Около 30% остаточных запасов месторождений не могут рентабельно разрабатываться традиционными технологиями. Аварийные скважины, ликвидированные на месторождениях по различным причинам, а также скважины, находящиеся в консервации, составляют значительную экономическая часть эффективность их бездействующего фонда. При этом восстановления путем проведения капитального ремонта или других стандартных технологий незначительна и кратковременна. Одним из эффективных методов восстановления бездействующего фонда скважин является бурение боковых стволов. Практика реализации этого метода свидетельствует о его технико-экономических преимуществах по сравнению с бурением новых скважин, как за счет меньшей стоимости бурения, так и возможности использования существующей на месторождении системы сбора, транспорта нефти и газа, коммуникаций. В морских условиях разработки месторождений восстановление бездействующего фонда скважин бурением боковых стволов приобретает наибольшую актуальность. Это связанно, прежде всего, с ограниченным количеством ячеек-устьев для бурения на блок-кондукторах (БК) и морских стационарных платформах (МСП). Морские гидротехнические сооружения на месторождениях совместного российско-вьетнамского предприятия СП «Вьетсовпетро» позволяют одновременно проводить строительство и эксплуатацию до 16 скважин. Ограниченная возможность морских гидротехнических сооружений не позволяет в полной мере проводить работы по извлечению остаточных запасов нефтяных залежей. Строительство же новых сооружений требует больших затрат и, как правило, является экономически нецелесообразным. Таким образом, разработка эффективных технологий бурения боковых стволов приобретает особую актуальность и экономическую целесообразность для морских месторождений. Цель работы. Повышение нефтеотдачи продуктивных пластов за счёт эффективных технологий восстановления скважин на морских месторождениях бурением боковых стволов. Основные задачи работы. Оценка состояния бездействующего фонда скважин на морских месторождениях совместного российско-вьетнамского предприятия СП «Вьетсовпетро». Выбор и обоснование эффективных технологий восстановления бездействующего фонда скважин. Обоснование технологических основных процессов бурения направлений боковых совершенствования стволов на морских месторождениях. Разработка эффективных технологий бурения и крепления боковых стволов. Выбор и обоснование параметров режима бурения боковых стволов. Исследование и прогнозирование механической скорости проходки в твёрдых и абразивных породах с применением методов анализа размерностей. Научная новизна. Разработаны основные критерии выбора скважин с целью их восстановления бурением боковых стволов. Обоснована технология бурения и крепления двух несовместимых по градиентам пластовых давлений зон. Предложены аналитические зависимости для прогнозирования показателей отработки долот в твердых и абразивных породах. Выполнено имитационное моделирование очистки ствола скважины от выбуренной породы. Разработаны синергетические принципы выбора осевой нагрузки на долото при бурении боковых стволов. Реализация работы в промышленности и практическая значимость. Разработаны оптимальные режимы бурения боковых стволов. Предложена и реализована технология по использованию морской воды в буровом растворе. Разработана и внедрена технология локального крепления в боковом стволе скважин на месторождениях Вьетнама. Предложен метод выбора времени промежуточных промывок скважины. Разработана и внедрена технология бурения боковых стволов в условиях катастрофических поглощений. Все разработки используются при бурении боковых стволов на месторождениях Вьетнама. Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на международной практической конференции «Ремонт скважин и повышение нефтеотдачи», проводимой журналом «Нефтегазовая вертикаль» (г. Москва 2005г.); научно - техническом совете СП «Вьетсовпетро» (СРВ, г. Вунг-Тау, 2006г.); техническом совещании ОАО «Зарубежнефть» (г. Москва, 2006г.); ученых советах НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ (г. Москва, 2005 – 2007г.г). Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 8 печатных работах, в том числе 2 работы в рецензируемых научно-технических журналах. Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 80 наименований и содержит 120 страниц машинописного текста, 32 рисунка, 24 таблицы, 4 приложения. Автор выражает благодарность своему научному руководителю д.т.н. Г.С.Оганову, научному консультанту д.т.н., профессору С.А.Ширин-Заде, д.т.н., профессору А.М.Гусману, д.т.н. Ч.С.Дао, д.т.н. В.Т.Лукьянову, к.т.н. В.С.Горшеневу, к.т.н.В.Ю.Бахишеву, к.т.н. А.А.Аракеляну, к.т.н. В.Г.Вершовскому, к.т.н. Ю.А.Пуле за большую помощь в обсуждении и реализации результатов работы. Содержание работы Во введении обоснована актуальность темы исследования и научнопрактическое значение проблемы восстановления скважин бурением боковых стволов в морских условиях, определены основные цели и задачи работы. В первом разделе приведен анализ методов восстановления бездействующих и малодебитных скважин на примере СП «Вьетсовпетро». Значительный вклад в решение проблем восстановления бездействующих скважин бурением боковых стволов внесли: М.Т.Абдурахманов, М.М. Александров, И.Г.Архипов, Ю.А.Аронов, Д.Ф.Балденко, П.В. Балицкий, В.В.Безумов, А.И.Булатов, А.С. Бронзов, А.Н.Гноевых, А.Н.Воевода, Г.М.Вудс, Н.А.Григорян, В.Г.Григулецкий, М.П.Гулизаде, Ю.И.Давыдов, Р.А.Иоаннесян, Е.И.Ишемгужин, А.Г.Калинин, В.Т.Лукьянов, А.М.Лубинский, О.А.Марков, А.А.Мовсумов, Б.А.Никитин, А.С.Оганов, Г.С.Оганов, А.С.Повалихин, В.В.Прохоренко, М.П.Сафиуллин, К.М.Солодкий, Б.З.Султанов, С.П.Тимошенко, А.Ф.Фёдоров, В.А. Фёдорычев, А.А.Цыбин. Технико-экономическая эффективность методов восстановления скважин СП «Вьетсовпетро» за период 2002 – 2006г.г. представлена в таблице: Таблица 1. Методы Количество восстановления операций скважин N С1 С2 Эффективность С 2/ С 1 ГКР 75 30 290 9,7 НКЭ (ГКР) 105 95 920 9,7 МКАВ 5 335 - - АВ 10 115 - - ГРП 10 850 1420 1,7 ББС 5 1770 22905 12,9 Обозначения: ГКР - глино-кислотный раствор; НКЭ (ГКР) – нефтекислотная эмульсия (на основе ГКР); МКАВ- малогабаритный комплексный аппарат воздействия; АВ - акустическое воздействие; ГРП - гидроразрыв пласта; ББС – бурение боковых стволов; С1 - стоимость одной скважино- операции, (тыс.USD); С2 - прибыль от дополнительно реализованной нефти за одну скважино-операцию, (тыс.USD). Высокая эффективность достигается от применения обработок призабойных зон (ОПЗ) глино-кислотными растворами и нефте-кислотными эмульсиями. Мероприятия с применением гидроразрыва пласта оказались низкоэффективными. Более того, внедрение малогабаритного комплексного аппарата воздействия, а также акустическое воздействие оказались убыточными. В то же время, эффективность от технологии бурения боковых стволов С2 / С1 значительно превосходит остальные методы вос- становления скважин, подтверждая её преимущество и экономическую целесообразность. При бурении боковыми стволами для целей восстановления скважин на шельфе Вьетнама используются такие методы как: 1. Использование стационарно отклоняющего устройства – клина отклонения, закрепленного в обсадной колонне, в которой вырезается «окно» с помощью системы райберов. 2. Вырезание или удаление части колонны труб длиной 8-11м. Из вырезанного участка обсадной колонны осуществляется проводка бокового ствола скважин. По первому методу зарезка ствола осуществляется безориентированно или с ориентированного в проектном азимуте уипстока. Данный метод позволяет вырезать «окно» и обеспечивает возможность выхода в открытый ствол через несколько технических колонн. Отмечая относительную дешевизну этого технологического процесса, необходимо отметить существенные его недостатки. К ним относятся осложнения, возникающие при спуско-подъемных операциях, геофизических работах и перемещении другого оборудования в зоне вырезанного окна обсадной колонны. Кроме того, самопроизвольное страгивание и проворот уипстока может привести к перекрытию площади вырезанного «окна» и значительным дополнительным затратам на его восстановление, а возможно к ликвидации пробуренного ствола. Второй метод позволяет из вырезанного участка обсадной скважины осуществить бурение бокового ствола. При необходимости с этого же участка обсадной колонны можно пробурить еще один или несколько дополнительных стволов для вскрытия других продуктивных пластов. Данный метод, как наиболее надежный и эффективный, опробован и внедрен на морских месторождениях СП «Вьетсовпетро» при восстановлении скважин с диаметром обсадных колонн Ø 140 ÷ 194 мм. Применение этого метода позволяет более точно удовлетворять требованиям ориентированной проводки боковых стволов, особенно на начальном этапе. На месторождениях шельфа Вьетнама опробованы также такие методы как бурение боковых стволов после извлечения незацементированной части обсадной колонны, а также углубление скважины из-под башмака существующей эксплуатационной колонны. В конечном итоге для выбора того или иного метода и эффективного его использования рекомендуется провести тщательную геолого- техническую и экономическую оценку этих работ исходя из планируемых извлекаемых запасов и предельно-начального дебита нефти, технического состояния скважин и др. Проведенный анализ показал, что существующие в настоящее время как у нас в стране, так и за рубежом, методы восстановления скважин бурением боковых стволов остаются недостаточно изученными. В диссертационной работе рассматриваются научные и практические аспекты решения этой задачи на примере месторождений совместного российско-вьетнамского предприятия СП «Вьетсовпетро» на шельфе Вьетнама. Во втором разделе проанализированы особенности технологии строительства и восстановления морских скважин бурением боковых стволов на шельфе Вьетнама, возможные осложнения и обоснованы пути их предотвращения. На месторождениях СП «Вьетсовпетро» фонд скважин, в основном, создавался в 1980 – 2005 г.г. В связи с истощением продуктивных пластов, максимальным использованием ограниченных возможностей вторичных методов разработки, ежегодно увеличивается число отработанных нерентабельных скважин. Так, на 1 января 2007 года бездействующий фонд составляет более 20% и таким образом около 60-ти скважин могут быть рассмотрены с целью их восстановления бурением боковыми стволами. Ограниченная мощность МСП позволяет разместить до 16 скважин и БК до 9 скважин. Расстояние между скважинами при этом составляет от 2,4 до 3-х метров. Это создает дополнительные сложности и требует особого подхода по недопущению возможной встречи боковых стволов скважин. С этой целью автором работы предложены способы и внедрены мероприятия, направленные на усиление контроля за траекторией наклоннонаправленных скважин на начальной стадии в интервале 0-1500 м, что позволило избежать ряда серьезных аварий, по причине возможного пересечения стволов. Для обеспечения безаварийного ведения работ определен перечень наиболее характерных для данного региона осложнений, разработаны регламенты по их предотвращению. Одним из самых распространенных осложнений, требующих значительных дополнительных затрат при бурении скважин на шельфе Вьетнама является поглощение буровых растворов. На его ликвидацию затрачивается от 3 до 6% календарного времени. Сложность борьбы с поглощениями бурового раствора в фундаменте усугубляется аномально-низким пластовым давлением и тем, что проникновение бурового раствора и его наполнителей в пласт приводит к снижению естественных фильтрационных свойств коллекторов. Этот вид осложнений до настоящего времени ликвидировался закачкой в поглощающие пласты тампонов и бурением интервалов поглощений с содержанием наполнителей в буровом растворе. Нами разработана и апробирована на производстве новая технология бурения поглощающих интервалов с применением морской воды. Данная технология включает последовательность выполнения следующих основных технологических операций: очистка бурового раствора от наполнителя с целью недопущения его контакта с морской водой, при этом предотвращается появление плотных пробок в стволе скважины; в процессе бурения изменяется режим промывки ствола скважины. В 1,5 раза увеличивается нормативная производительность морской водой в трубное пространство и производится постоянный долив морской водой в затрубное пространство, при этом достигается эффект задавливания выбуренного шлама в поглощающий интервал скважины; – при производится свободного дальнейшем углублении многократная скважины проработка перед пробуренного наращиванием интервала до движения инструмента с последующей закачкой на забой в интервал открытого ствола вязкого глинистого раствора; – при увеличении давления на 1-1,5 МПа, что свидетельствует о наличии шлама в скважине, бурение приостанавливается, производится промывка скважины и задавливание оставшегося шлама в поглощающий пласт; – при увеличении крутящего момента в морскую воду добавляют смазывающие добавки. Предложенная технология позволила значительно сократить время бурения, затраты на химические реагенты и материалы для установки тампонов. Исследования подтвердили сохранение фильтрационных характеристик продуктивных пластов не только пробуренных, но и близко расположенных забоев скважин, сохраняя их первоначальные дебиты. В третьем разделе приведён анализ технического состояния бездействующих скважин, критерии подбора скважин и эффективные технологии для их восстановления. Исходя из назначения скважины, сформированы основные требования к ее подбору, связанные с геологическим обоснованием по извлечению остаточных запасов нефти, техническим состоянием с целью возможного восстановления и эксплуатации, экономической целесообразностью. К настоящему времени геологическая характеристика нефтяных месторождений «Белый тигр» и «Дракон» остается сложной и далеко не полностью изученной. С целью наиболее обоснованного подхода к выбору скважин-кандидатов на восстановление их боковыми стволами после интерпретации сейсмики 3-Д проведена обработка имеющегося геологического материала и данных по эксплуатации скважин с использованием трехмерного компьютерного моделирования. На таких структурных моделях выделяются наиболее благоприятные зоны, уточняются наименее истощенные участки месторождений с наибольшими остаточными запасами, которые и определяют месторасположение скважин-кандидатов с указанием траекторий их восстановления вторым стволом. При разработке комплекса технологических мероприятий предложен индивидуальный подход к каждой скважине по ее восстановлению. На примере бездействующей скважины № 1-Хб, в работе представлены эффективные технологии бурения боковых стволов. Геологическое задание по этой скважине предусматривает вскрытие нижнего олигоцена и фундамента по соблюдению двух кругов допуска со смещением: - 1400 м – по кровле нижнего олигоцена; - 1680 м – по фундаменту. Разработана оптимальная конструкция и профиль восстанавливаемой скважины. Для бурения бокового ствола скважины с учетом поддержания проектного профиля представлены соответствующие компоновки низа бурильной колонны (КНБК), включающие ВЗД. При бурении скважин в СП »Вьетсовпетро» применяются буровые растворы (БР) на основе пресной технической воды (ПТВ). В связи с износом опреснительных установок на объектах, а также снижением дебита водных скважин, ситуация с водообеспечением МСП ухудшилась. Доставка ПТВ осуществляется морским транспортом с берега на расстояние более 120 км. Это значительно осложнило работу грузовых транспортных судов, а в штормовые периоды приводило к простою буровых комплексов. В работе представлена технология замены ПТВ на морскую, которая опробована и успешно реализуется на производстве. В этих целях проведены лабораторные исследования по определению минерализации морской воды Южно-Китайского моря. Установлено, что общее содержание солей составило 33-38 г/литр. Это соответствует повышенному солевому составу Мирового океана. В наибольшей степени это агрессивные ионы Са++; Мg ++ ; Cl-; которые ухудшают свойства буровых растворов. Приготовление суспензии на чисто морской воде не дало результатов, т.к. даже небольшое количество соли ингибирует глину до такой степени, что она теряет свойства гидратации и самодиспергирования. Неоднократные попытки прямого ввода сухого бентонита в морскую воду даже с добавками до 2% кальцинированной соды (Na2CO3) успеха не имели, т.к. она нейтрализует только ионы Са++ и Мg натрия, который блокирует , но не удаляет из системы хлорид ++ кристаллическую решетку глины и предотвращает ее набухание. Поэтому на основании проведенных исследований для приготовления буровых растворов на морской воде готовится вначале глинистая суспензия на технической воде 10-12 %-ной концентрации с выдержкой до 6 часов с последующим добавлением в морскую воду, обработанную кальцинированной содой до 2%. В результате внедрения этой технологии до 70% технической воды заменяется на морскую. Данные промышленных испытаний использования морской воды представлены в табл. 2. Дальнейшее внедрение минерализованных буровых растворов на основе морской воды в условиях шельфа Вьетнама позволило увеличить срок автономного бурения, исключить простои буровых бригад, резко снизить объем поставок на морские буровые объекты ПТВ и значительно уменьшить стоимость затрат на её транспортировку морским транспортом. Таблица 2. 1 307 ДР RP – 3 Интервал бурения с использованием морской воды, м 1242…3036 2 310 ДР RP - 3 1230…2451 200 50 № п/п Номер скважины Общий объем добавленной морской воды, м3 518 Максимальное содержание морской воды в буровом растворе, % 70 3 309 ДР RP - 3 265…1180 150 20 4 1120БТ (МСП-11) 1470…1960 50 30 5 92 БТ (МСП – 4) 1260…3210 60 15 3724…3860 250 25 2450…3050 60 20 6 5001БТ СПБУ«КыуЛонг» Итого 1288 Экономия ПТВ в 2006 году составила более 250 тыс. долларов, без учета значительных потерь при простое буровых комплексов. На основе предложенной модели выполнен математический эксперимент, имитирующий процесс очистки бокового ствола от выбуренной породы. Целью эксперимента явилась определение времени (t), по истечении которого в буровом растворе достигается заданная концентрация твёрдой фазы. Для определения концентрации твёрдой фазы в буровом растворе в % использована зависимость: Vмех. S2 (1 -e – k q ( t - S1 х / α q)), αq где: Vмех. – механическая скорость проходки; S1 – площадь поперечного с (x, t)= сечения затрубного пространства скважины; S2 – площадь забоя скважины; q – подача насоса; α – коэффициент выноса шлама из забоя; k – коэффициент пропорциональности, зависящий от скорости потока бурового раствора; t – время. Выполнены многовариантные расчёты при следующих исходных данных: Vмех.=3,25; 3,50; …4,50м/ч; Dдол.=0,2159м; Dбт=0,127м; q=2030л/с; с(х=0)=0,005%. Коэффициенты α, k - определяются исходя из фактических данных, с учётом значений Vмех. и q. Показано, что расчётная величина твёрдой фазы в буровом растворе с(х=0)=0,005% в зависимости от значений Vмех. и q, достигается через 810ч. после начала бурения. При этом значении с(x,t) следует приостановить бурение и возобновить его после интенсивной промывки скважины. Этим можно значительно улучшить показатели отработки долота и предотвратить прихват бурильного инструмента. На основе промысловых исследований и обобщения материалов по применению в СП «Вьетсовпетро» различных технологий вызова притока представлены технические процессы двух наиболее эффективных методов: вытеснение жидкости пенными системами и газлифтный способ. На основе проведения стендовых испытаний в работе построены и представлены номограммы распределения гидростатического давления столба пены по стволу скважины в зависимости от степени аэрации (а) и устьевого давления на скважине. Данные номограммы нашли широкое практическое применение при освоении скважин в СП «Вьетсовпетро». В четвертом разделе приведены результаты определения эффективных режимов бурения боковых стволов. Для обоснованного выбора режимов бурения нами предложена нелинейная модель передачи осевой нагрузки на долото и методы численных расчётов имитационного моделирования промывки скважины и механической скорости проходки. Расчёты выполнены с использованием пакета программ Mathcad 12. Учитывая профили бокового ствола скважин, предполагается, что осевая нагрузка на долото (G) не полностью передаётся на забой, т.к. часть нагрузки по мере углубления скважины затрачивается на преодоление сил сопротивления. Для интенсивности изменения осевой нагрузки на долото, по глубине скважины, принята нелинейная модель ограниченного роста Ферхюльста: dG / dх = α·G-b·G2 где: а и b соответственно коэффициенты роста и потери осевой нагрузки, которые определяются по данным станции геолого-технического контроля процесса бурения скважины. Приведённую формулу для анализа можно представить в безразмерных величинах в виде разностного уравнения: G* (n+1)=rG*(n)(1- G*(n)), где: G*=bG/1+a, r=1+a. Здесь r является диагностирующим параметром. При значении r<1 осевая нагрузка не доводится до долота, при 1<r<3 обеспечивается устойчивая работа долота, при значении r>3 могут возникнуть технологические осложнения (потеря устойчивости бурильной колонны, заклинивание долота и т.д.). В работе приводятся результаты численных расчётов. Обработкой показателей бурения скважины № 12001 БТ с СПБУ «Кыу Лонг» в интервале 4600-4625м получены значения: а=0,52553; b=0,0292. Показано, что величина G до 18т, в интервале 4626-4700м и при фактических параметрах профиля скважины, обеспечивают устойчивость динамического процесса бурения и высокие показатели отработки долота. Более высокие нагрузки на долото в этом интервале к повышению показателей бурения не приводят. Предложенная методика позволяет оперативно, по данным станции геолого-технического контроля, уточнять значения коэффициентов а и b и таким образом определять оптимальную величину осевой нагрузки на долото по мере углубления бокового ствола. В этом же разделе диссертации рассмотрено влияние параметров режима бурения на механическую скорость проходки Vмех. в абразивных и твёрдых породах. Постановка исследований вызвана следующими обстоятельствами. Строительство скважин на месторождении «Белый Тигр» на шельфе Вьетнама осуществляется на кристаллический фундамент, характеризуемый: большой глубиной залегания (по абсолютной отметке -32003500м); высокой твёрдостью и абразивностью пород (соответственно: 7-10 группа по шкале твёрдости пород и 5 класс абразивности); пространственным расположением трещин и разломов в массиве фундамента. Эти факторы, а также продольные и поперечные колебания бурильной колонны, возникающие вследствие перекатывания шарошек долота по твёрдому и абразивному забою, являются причиной низких показателей Vмех. и требуют исследования. Нами использован подход, изложенный в работах Williams, Moon, Spenсer к анализу размерностей величин и увеличению числа основных единиц (длина, масса, время) за счёт представления длины по трём взаимноперпендикулярным направлениям в виде [Lx] [Ly] [Lz]. При этом, три основные единицы заменяются пятью и размерность показателей становится более информативной. Так, в этом случае для формулы давления будем иметь Lx Ly-1 Lz-1 МТ2, вращающего момента Lx LyМТ2, или перестановки индексов LyLzМТ ; LzLxМТ для вязкости ŋх= Lx Ly Lz 2 2 -1 - путём -1 МТ-1 и т.д. В результате, с использованием системы единиц LМТ и LFТ (F-сила), для механической скорости проходки получены следующие зависимости: Vмех. =Vα (G/E)0,5n (1) Vмех.=Vβ (Gn2/A)1/3 (2) Vмех. =Vγ (n2Q)1/3 (3) Vмех. =Vδ G/M (nQ ) 2 1/3 (4) Vмех. =Vθ G (nVист. / EM)1/2 (5) Vмех. =Vψ G2n / EM (6) Значения коэффициентов определяются из фактических данных по отработке долот и результатов лабораторных исследований. Здесь: G – осевая нагрузка на долото [Н]; n – частота вращения [ч-1]; Q – подача насоса [м3/ч]; М – момент на долоте [Нм]; Vист. – скорость истечения бурового раствора из насадок долота [м/ч]; Е – модуль упругости или прочность породы [Нм2]; А – абразивность породы [Нм3ч]. Эти зависимости позволяют прогнозировать величину Vмех. при бурении фундамента и используются при разработке проектов на строительство скважин в СП « Вьетсовпетро». В пятом разделе предложен технико-технологический комплекс мер по совершенствованию конструкций скважин и их цементированию. Автором, совместно с институтом «НИПИморнефтегаз» разработан регламент на крепление скважин на месторождениях СП «Вьетсовпетро». В регламенте обобщён современный опыт крепления нефтяных и газовых скважин на различных месторождениях ведущих нефтегазовых районов мира, результаты экспериментальных работ лаборатории по креплению и заканчиванию скважин, накопленный опыт крепления месторождении СП «Вьетсовпетро» и содержит основные скважин на требования, направленные на повышение качества крепления скважин. Одной из проблем восстановления скважин боковым стволом является проблема вскрытия двух несовместимых по градиентам пластовых давлений зон миоцена и олигоцена с коэффициентом аномальности Ка=1,1 и Ка=1,5. Ранее эта задача решалась перекрытием зоны миоцена обсадной колонной-193,7мм. Таким образом, происходила потеря одного диаметра. В работе предлагается усовершенствованная технология с применением локального крепления экспандируемыми, с возможностью расширения (развальцовывания) по диаметру, трубами, которая позволяет сохранить конструкцию бокового ствола скважины на участке миоценолигоцен без потери диаметра. Известно, что основа технологии разработана ОАО «Татнефть». Данная технология предусматривает установку локального перекрывателя в вертикальном стволе. В боковом стволе с зенитным углом 30 град. и более, в процессе расширения с целью его подготовки к спуску профильных труб, возникают такие сложности, как наработка желоба, высокая кавернозность, обвалы стенок скважины. Поэтому была поставлена и выполнена задача разработки специальных технологических мероприятий по подготовке бокового ствола скважины к спуску экспандируемых труб. Предложенные мероприятия включают: применением кальматационного переводника для укрепления стенок расширенного бокового ствола и его эффективной очистки; изменение режима работы расширителей, увеличение давления в штуцерной направленного на камере и усиление прижимающей силы шарошек к стенкам бокового ствола для калибровки кавернозных зон; применение режима контрольных спуско-подъемов с раскрытым расширителем в боковом стволе. На практике в большинстве случаев к основным сложностям крепления боковых стволов относится необходимость ведения тампонажных работ в условиях малых кольцевых зазоров, вызванная потерей диаметра скважины на один типоразмер. В рассматриваемом случае, вследствие применения локального перекрывателя, диаметр скважины сохраняется, однако увеличивается интервал спуска и цементирования 193,7 мм колонны – хвостовика. Крепление эксплуатационной колонны также должно исключить перетоки флюидов в процессе эксплуатации, а сам процесс спуска и цементирования обсадной колонны осложняется низкими значениями давлений поглощения в интервале залегания пород фундамента. Предложенные технологии, направленные на повышение герметичности цементного кольца затрубного пространства, включают: применение дополнительных жестких центраторов 210 мм в интервале подвесок, в интервале вырезанного участка, в интервале верхней части и башмака локального перекрывателя; цементирование хвостовика 2-мя порциями цемента; опрессовку открытого ствола перед креплением. В работе представлена технология крепления обсадных колонн диаметром Ø 193,7 мм и Ø139,7мм. Заключение В настоящее время, в морских условиях разработки месторождений СП «Вьетсовпетро», решать проблему сохранения уровня или замедления темпов падения добычи нефти и газа становится весьма сложной задачей. Применение разработанных эффективных технологий бурения боковых стволов позволило успешно проводить работы по восстановлению фонда скважин и таким образом, увеличить продуктивность месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации. Кроме этого: сокращён объем работ на сборку и разборку морских сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования, а также транспортные расходы; снизились простои буровых бригад и увеличилась оборачиваемость буровых установок; значительно сокращен объём капитальных вложений на строительство морских оснований, приэстакадных площадок, дамб, оснований под буровые. Все это способствует достижению значительной экономии средств и времени, ускорению восстановления и ввода скважин в эксплуатацию, улучшению их обслуживания. Основные выводы 1. Разработана и внедрена технология по использованию морской воды в качестве основы для приготовления минерализованных буровых растворов. 2. Разработана и внедрена технология бурения на морской воде в условиях катастрофических поглощений. 3. Использование математической модели, имитирующей процесс очистки бокового ствола от выбуренной породы, позволило определить значения времени промежуточных промывок, улучшить показатели отработки долот и предотвратить прихват бурильного инструмента. 4. Разработана нелинейная модель передачи осевой нагрузки на долото, использование которой позволило обеспечить устойчивую динамику процесса бурения и увеличить показатели отработки долот. 5. На основе методов теории размерностей получены аналитические зависимости механической скорости проходки от параметров режима бурения и прочностных характеристик фундамента, которые используются при разработке проектов на строительство скважин в СП «Вьетсовпетро». 6. С целью эффективного крепления скважин предложен и внедрен комплекс технологических мероприятий, направленных на повышение герметичности затрубного пространства. 7. Предложена и внедрена технология локального крепления в боковом стволе, что позволило осуществить бурение двух несовместимых по градиентам давлений зон с сохранением диаметра скважины. 8. Разработанные технологии и регламенты реализованы при восстановлении бездействующих скважин бурением боковых стволов на месторождении «Белый Тигр». Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах: 1. Горшенёв В.С. (ОАО «Зарубежнефть»), Лукьянов В.Т., Стешин Б.М. и др. (СП «Вьетсовпетро»). Современное состояние работ по строительству скважин на шельфе Южного Вьетнама. НТиПЖ «Нефтяное хозяйство», М.№ 9 -2006-С.102-103. 2. Стешин Б.М., Апполонов М.Г. Предупреждение и ликвидация аварий при бурении и капитальном ремонте скважин на месторождениях СП «Вьетсовпетро», «Вестник Ассоциации буровых подрядчиков», М.-№32006 – C. 6-9. 3. Стешин Б.М., Ты Н.В., Аникеенко Г.И., Овчаренко А.В. Буровые растворы на основе морской воды для бурения скважин на шельфе Вьетнама. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». М.-ВНИИОЭНГ-№11-2006-С.25-28. 4. Стешин Б.М. Основные задачи по повышению эффективности разработки месторождений СП «Вьетсовпетро» на шельфе юга Вьетнама путём бурения скважин вторыми стволами. Материалы Второй Международной практической конференции «Ремонт скважин и повышение нефтеоотдачи», проводимой журналом «Нефтегазовая вертикаль», М.-21 апреля 2005. 5. Миненков В.М., Стешин Б.М., Аникеенко Г.И. и др. Предупреждение поглощений бурового раствора при бурении продуктивной толщи фундамента (на английском языке). Труды Международной научной конференции «Нефтяные залежи в трещиновато-кавернозных породах фундамента», посвящённой 25-летию со дня создания СП «Вьетсовпетро» 15-19 ноября. – Вьетнам, г. Вунг-Тау- 2006-С.81-82. 6. Оганов Г.С., Обухов С.А., Стешин Б.М. и др. Комплексное решение задачи выбора профиля ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали на стадии проектирования. Труды ВНИИБТ – вып.№1 (69). М.-2006-С.28-43. 7. Левина А.Б., Гусман А.М., Стешин Б.М. Система математического планирования и обработки результатов экспериментальных исследований и испытаний новой буровой техники. Труды ВНИИБТ – вып.№1 (69). М.2006-С.79-96. 8. Оганов Г.С., Ширин-Заде С.С., Стешин Б.М., Тенячкин И.С., Бурение скважин на месторождениях южного Вьетнама в условиях поглощения. Труды ВНИИБТ – вып. №1 (69).- М.-2006-С.236-242.
