Тема 10. Особенности заканчивания горизонтальных и многоствольных скважин. Количество лекционных часов - 2 Литература: 1. Калинин А. Г. , Никитин Б. А. , Солодкий К. М. , Султанов Б. З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник; Под ред. А. Г. Калинина. - М. : Недра, 1997 2. . Крылов В. И, Оганов А. С. Проектирование строительства дополнительного наклонно направленного и горизонтального ствола из эксплуатационной колонны бездействующей скважины. Учебное пособие. М. : РГУНГ, 2002. 3. Крылов В. И. Проектирование профилей горизонтальных скважин. Учебнометодическое пособие. М. , ГАНГ 1996. -35 с.
От вертикальных к многоствольным скважинам Увеличение продуктивности за счёт протяженности ствола в продуктивной зоне (до 40 раз)
Основоположник бурения горизонтальных скважин Александр Михайлович Григорян Скв. № 66/45 Карташевского м-ния Ишимбайнефть (1953 г. ) Вертикальная глубина – 600 м Протяженность стволов по продуктивному пласту – 1993 м 10 боковых стволов - Увеличение дебита – 17 раз Профиль скважины Горизонтальная проекция скважины
Технологические особенности заканчивания наклонных и горизонтальных стволов 1 2 4 3 5
Системный подход при строительстве горизонтального ствола 1 5 2 Успешный результат 4 3
Выбор технологии бурения и заканчивания бокового ствола определяется темпом набора угла и радиусом профиля Заканчивание
Гидродинамика в горизонтальном стволе В скважинах с большим отходом ЭЦП намного выше, чем в вертикальном стволе, но в тоже время прочность пород ниже. • Крутящий момент и ЭЦП имеют важнейшее значение при оценке зашламлённости горизонтального ствола Эквивалентная плотность раствора при циркуляции -ЭЦП
Пример зависимости начальных и установившихся дебитов от длины горизонтального ствола скважин (месторождение Арыскум горизонт М-II) Гидродинамическому давлению в скважине при углублении противостоит пластовое давление, которое увеличивается с глубиной. При вскрытии бурением продуктивного пласта горизонтальным стволом уровень пластового давления практически не изменяется с увеличением длины ствола, в то время как, гидродинамическое давление в скважине растёт пропорционально длине ствола и, в результате, репрессия на пласт увеличивается, что способствует упрочнению фильтрационных барьеров в ОЗ вокруг горизонтального ствола.
Фильтрационные барьеры в горизонтальных стволах • Разница между дебитом, установившимся в процессе стабилизации притока в скважину, и начальным дебитом, полученным при вызове притока, растёт с увеличением длины ствола. Причиной такой закономерности являются фильтрационные барьеры, которые формируются в околоскважинных зонах (ОЗ) в результате более продолжительного контакта призабойной зоны ствола с буровыми растворами в процессе заканчивания, а также за счёт гидродинамических особенностей промывки горизонтальных стволов. • При бурении вертикального скважины репрессия на пласт практически не изменяется по длине ствола, т. к. росту гидродинамического давления в скважине при углублении противостоит пластовое давление, которое увеличивается с глубиной. • При вскрытии бурением продуктивного пласта горизонтальным стволом уровень пластового давления практически не изменяется с увеличением длины ствола, в то время как, гидродинамическое давление в скважине растёт пропорционально длине ствола и, в результате, репрессия на пласт увеличивается, что способствует упрочнению фильтрационных барьеров в ОЗ вокруг горизонтального ствола.
Области применения горизонтальных скважин Низкопроницаемые коллекторы при бурении ствола горизонтально по сравнению с его вертикальным бурением имеют большую площадь фильтрации и, как следствие, дебиты Трещиноватые коллекторы в вертикальной скважине меньше шансов пересечься с трещиноватой системой, чем у вертикальной скважины.
Особенности эксплуатации горизонтальных скважин • Удлиненный ствол увеличивает площадь фильтрации ствола скважины в продуктивной толще и даёт возможность иметь высокий дебит при пониженной депрессии , что, в свою очередь, замедляет обводнённость призабойной зоны пласта. (Газовый и водяной конус в вертикальных и треугольная призма в горизонтальных стволах). Горизонтальные скважины Газ Вертикальные скважины Нефть Вода Газовый конус Водяной конус
Перепад давления, перпендикулярный к оси горизонтального ствола скважины, приводит к подъему воды в виде треугольной призмы, а не конуса. Для образования такой призмы необходимо вытеснить гораздо больше нефти, чем для образования конуса, то есть отдача призабойной зоны пласта скважины увеличивается. Образование конуса воды Образование конуса и прорыв воды в скважину в условиях, когда интервал перфорации находится вблизи водонефтяного контакта. Уменьшение дебита снижает депрессию на пласт и интенсивность конусообразования. Образование призматического гребня воды Для получения одного и того же дебита в горизонтальном стволе необходима гораздо меньшая депрессия, чем в вертикальном.
Горизонтальный ствол альтернатива гидравлическому разрыву пласта На основе теоретических исследований (С. Д. Джоши, SPE 17580) установлено, что горизонтальная скважина не может конкурировать со скважиной, на которой проведен гидроразрыв при проницаемости пород меньше 1, 0 мд. По мере увеличения проницаемости, преимущества горизонтальной скважины становятся более заметными. На практике трещины гидроразрыва часто отклоняются от запроектированных размеров и направлений. Более того, гидроразрыв в залежах с естественной трещиноватостью может и не получиться. Трещины, образующиеся при гидроразрыве, имеют тенденцию идти параллельно естественным трещинам.
Области применения горизонтальных скважин Извлечение тяжелых нефтей , битума
Области применения горизонтальных скважин Многоствольное бурение Технологические преимущества • Увеличивается площадь вскрытия пласта • Улучшение сообщаемости с пластом, что уменьшает образование водяного или газового конуса и поступление песка • Более эффективная эксплуатация сложных месторождений Экономические преимущества • Отсутствие дополнительных затрат на обустройство главного ствола и наземных объектов • Сокращение буровых окон на морской платформе • Меньшая по габаритам платформа, благодаря меньшему количеству оборудования на поверхности • Увеличение извлекаемых запасов Технологические недостатки • Затруднение работ в скважине • Мониторинг состояния месторождения более сложен • Рост рисков при бурении • Возрастание проблем управления скважиной при создании дополнительных ответвлений Экономические недостатки • Более высокий риск потери главного ствола и нижних ответвлений • Более высокие операционные затраты (функционирование «интеллектуальных» скважин)
Горизонтальные скважины • Горизонтальными скважинами извлекается больше нефти по сравнению с вертикальными при тех же параметрах залежи и при тех же условиях притока (за счёт увеличения площади фильтрации в продуктивной толще). • Горизонтальный ствол является серьёзной альтернативой гидроразрыву пластов в вертикальных скважинах (за счёт возможности добиться более высокого гидродинамического совершенства забоя). • Разработка месторождения или пласта горизонтальными скважинами осуществляется с меньшим числом скважин. • При разработке месторождений на шельфе требуется меньше эксплуатационных платформ. Ограничения применению • Искривленный участок забуривается из вертикального ствола, радиус искривления, профиль и длина горизонтального ствола зависят от горно-геологических условий, метода разработки месторождения, технической оснащённости и технологических возможностей бурения. • Дебиты скважин должны оправдывать дополнительные затраты на бурение и заканчивание горизонтальных скважин. • Потенциальные области применения горизонтального бурения связаны с местоположением объекта, характеристиками залежи, а также с природой и свойствами пластовых флюидов При строительстве направленных стволов определяющим является возможность реализации пространственного профиля с заданной точностью. Уровень решения этой задачи зависит от эффективности используемой техники и технологии.
Профиль в коридоре допусков Положение ствола скважины в пространстве определяется: - зенитным углом; азимутальным направлением Наклонно-направленная или горизонтальная скважины характеризуется: - длиной ствола; -вертикальной проекцией ствола (глубина скважины); - горизонтальной проекцией ствола (смещение забоя относительно проекции устья) –зенитный угол Азимутальное направление
Допустимые отклонения бокового горизонтального ствола (коридор допусков) а) по зенитному углу б) по азимутальному углу
Современные технологии геонавигации Оптимальное размещение ствола достигается с помощью использования каротажа в режиме реального времени (LWD), а также измерений в процессе бурения (MWD). С учётом классификации SPE можно выделить три уровня геонавигации 1 уровень – «Пассивный» - Регистрирует пространственного положения ствола. Возможность коррекции в режиме реального времени отсутствует. Используются датчики LWD для корреляции разреза и подтверждения профиля. 2 уровень- «Активный» - Корректирующий положение ствола в режиме реального времени с учётом пробуренного участка. Используются датчики с малой глубиной проникновения для подтверждения геологического профиля и коррекции траектории на основе информации по пробуренному участку. 3 уровень – «Активный с опережением» - Корректирующий положение ствола в режиме реального времени с учётом опережающего зондирования участка подлежащего долблению. Используются комбинации датчиков с малой и большой глубиной проникновения, что позволяет коррекции траектории с учётом информации по участку, который предстоит пробурить.
П е р в ы й т и п— и Н а и б о л е е р а Р е к о м в— т оч ре от йы р ие нх ти ен рт ве ар лв а нл аь бн оы рй а к рв ик вл ию зч
Геонавигация это размещение ствола скважины с использованием геолого-геофизических критериев, получаемых непосредственно от забойного инструмента Принципы геонавигации • Опознавание залежи • Определение местоположения в пространстве • Недопущение выхода за границы объекта • Экономический анализ Опознавание залежи • Геологические и геофизические исследования • Корреляция с соседними скважинами • Исследование резервуара Оценка продуктивности и идентификация пласта • • • Удельное сопротивление (нефтенасыщенность, проницаемость) Гамма-излучение (глинистые сланцы) Плотность потока нейтронов (пористость) Акустический каротаж (предсказание порового давления) Данные кавернометра Размещение горизонтальных стволов не возможно без современной геонавигации
Истинная глубина по вертикали Примеры геонавигации
Eco. Scope – Улучшенная оценка свойств пласта Нейтронная пористость (TNPH, BPHI), Сигма пласта, Спектроскопия (литология), Нейтронная гамма плотность Сопротивления по затуханию Сопротивления по сдвигу фаз Азимутальная плотность и Фотоэлектронный индекс Плотностной каверномер Ультразвуковой каверномер Азимутальный ГК Параметры бурения, Инклинометрия, Затрубное давление
Современная геонавигация • Регистрация и передача на поверхность скважинных данных (данные доступны практически в момент их регистрации без задержки на время, необходимое для движения бурового раствора от забоя до устья) в том числе непрерывное считывание угла отклонения и азимута, удельного сопротивление, гамма-излучения, температуры в кольцевом пространстве, нагрузки и момента на долото в забое, электропроводности пласта и др. • Для передачи на поверхность скважинных данных используется несколько методов – Метод с использованием кабеля. К кабелю подсоединены компьютеры, осуществляющие регистрацию, предварительное формирование и обработку данных – Метод измерения импульсов давления в столбе бурового раствора – на поверхность периодически (каждые 10 -60 с) посылаются импульсы давления бурового раствора. Преимущество этого метода состоит в том, что устраняются проблемы, связанные с присутствием кабеля внутри бурильной колонны. При промывке газообразными и эмульсионными агентами используются электромагнитный или сейсмический канал связи.
Г К • Гидравлический • Кабельный канал связи; С П Р О В О Д Н О Й . Т и
Гидравлический канал связи Недостатки: • недостаточная информативность из-за низкой скорости передачи информации (2 -6 бит/с) и времени прохождения гидравлических импульсов на поверхность (около 1240 м/с); • низкая помехоустойчивость; • большие затраты времени из-за последовательности передачи информации каждого измеряемого параметра; • необходимость в забойном источнике электрической энергии; • дополнительные затраты гидравлической энергии для привода электротурбогенератора; • ограничение по виду промывочного агента (невозможно использовать при промывке скважины газообразным агентом или пеной; • при бурении скважины на «равновесии» гидравлические импульсы могут привести к негативным последствиям в результате их воздействия на пласт; • низкая надежность из-за наличия в телеметрической системе сложных устройств (турбоэлектрогенератор, гидравлический пульсатор); • высокая стоимость системы. Преимущества: • не усложняется технологический процесс за счет отсутствия дополнительных работ с кабелем при проводной линии связи.
Электромагнитный канал связи Имеет следующие недостатки: • недостаточная информативность из-за низкой скорости передачи информации (3 -8 бит/с); • дальность связи зависит от литологического состава горных пород и в настоящее время ограничена при благоприятных условиях глубиной 3500 м; • низкая помехоустойчивость; • ограниченность применения в морских условиях и в случае использования бурового раствора с высокой электропроводимостью. Электропроводной канал связи Обладает максимальной информативностью (до 1 млн. бит/с), быстродействием, многоканальностью, помехоустойчивостью. Кроме того этот канал связи не требует затрат гидравлической энергии, отбираемой от забойного двигателя и долота, и может быть использован при работе с продувкой воздухом и с использованием аэрированной промывочной жидкости. Телеметрические системы с проводной линией связи обладают повышенной надежностью, так как в них отсутствует источник электрической энергии и передатчик. Следует отметить, что турбоэлектрогенератор в основном и определяет время отказа телесистемы.
Способ спуска забойного модуля телесистемы на неразрезном геофизическом кабеле через вертлюг Недостатки. • При наращивании инструмента необходимо извлекать забойный модуль телеметрической системы из инструмента или поднимать верхний отрезок кабеля в ведущую трубу, а после наращивания каждой трубы повторно спускать забойный модуль или отрезок кабеля до стыковки (эти операции требуют дополнительных затрат времени). • Вращение инструмента возможно только при нахождении верхнего отрезка кабеля в ведущей трубе, а это значит, что информации с забоя отсутствует. (чтобы получить информацию, необходимо повторить операции по спуску кабеля или забойного модуля до стыковки). • Затраты времени на операции с кабелем, особенно при бурении горизонтальных скважин, могут привести к дополнительным осложнениям процесса углубления.
Конструкция забоя горизонтальной скважины Условия успешной реализации горизонтального бурения б а г д в е а-открытый ствол; б-хвостовик с фильтром; в-хвостовик с щелевым фильтром; г-хвостовик с заколонными пакерами; д- обсаженный ствол; е-гравийный фильтр с хвостовиком. Конструкция забоя предопределяет уровень гидродинамического совершенства
Особенности горизонтального ствола Пятка Репрессия При увеличении горизонтального ствола возрастают потери давления и снижается депрессия на пласт, а следовательно интенсивность притока Носок Таким образом необходимо: 1. Особое внимание сохранению ПЗП на начальных участках горизонтальног о ствола. 2. Оптимизировать профиль притока. Скважинному давлению противостоит пластовое давление, которые увеличиваются с глубиной. При вскрытии бурением продуктивного пласта горизонтальным стволом уровень пластового давления практически не изменяется с увеличением длины ствола, в то время как, гидродинамическое давление в скважине растёт пропорционально длине ствола и, в результате, репрессия на пласт увеличивается, что способствует упрочнению фильтрационных барьеров в ОЗ по длине горизонтального ствола.
Моделирование разработки пласта
Пример заканчивания скважины системой ICD (ICD – устройство контроля притока ) Использование ICD позволяет выровнять профиль притока
Забойное оборудование :
Свойства эластомеров – три класса резины Нефтяное разбухание • Диффузионные (абсорбционные) процессы • Время и объем разбухания обуславливается температурой и составом нефти • Возможность разбухания в газовом конденсате • Возможность регулирования скорости разбухания Разбухания происходит быстрее при более высоких температурах и в более лёгких углеводородах Гибридное разбухание Водяное разбухание • Гибридные эластомеры могут разбухать как в нефти так и в растворах на водной основе • Время и объем разбухания обуславливается • Скорость разбухания задается для разных жидкостей (независимый контроль разбухания) минерализации воды • Возможность разбухания в водяном паре • Возможность регулирования скорости разбухания • Полимерный раствор для контроля разбухания Разбухание происходит быстрее при более высоких температурах и низкой минерализации воды • Элемент состоит из цельного куска резины (без секций) Комбинированно е разбухание температурой и 35
Заколонные пакеры, набухающие при контакте с флюидами (TAM INTERNATIONAL)
Многозональный гидроразрыв
Устройства для проведения МГРП • С растворяющимися шарами. Процесс распада шара основан на электрохимической реакции на наноскопическом уровне. Скорость самораспада шара зависит от температуры и минирализации жидкости заканчивания. • Система активных портов. Активируется гидравлическим сдвижним инструментом спускаемый на гибкой НКТ (ГНКТ) • Система разрывных портов. Применение муфт обсадных колонн с предварительно фрезерованными и загерметизированными отверстиями. При начале закачки жидкости ГРП манжетный пакер, спущенный на НКТ, принимает рабочее положение – происходит рост давления и активация (разрыв портов) муфт.
Комплекс КРР-146 обеспечивает проведение следующей совокупности технологических операций: -манжетное цементирование скважины; -разобщение горизонтального участка скважины на отдельные зоны с помощью заколонных гидравлических проходных пакеров, заполняемых твердеющими полимерными материалами; - размещение между пакерами механически управляемых колонных фильтров и клапанов; - проведение операций пакеровки скважины и регулирования колонных фильтров и клапанов с помощью многофункционального внутриколонного управляющего инструмента, спускаемого на НКТ и приводимого в действие гидравлическими и механическими операциями.
Фильтр скважинный управляемый типа КРР. 146. 02 Конструкция фильтра включает следующие основные элементы: корпус 1 с циркуляционными отверстиями 2, на котором установлен фильтрующий элемент, включающий продольные стрингеры 3 на наружной поверхности которых размещена проволочная продольная навивка 4, жестко установленный и закрепляющий торцевую поверхность фильтрующего элемента бандаж 5, переводник 6 и кожух 7, образованную корпусом, кожухом и переводником кольцевую камеру 8, размещенную в кольцевой камере втулку 9 с упорными элементами 10, верхняя часть которых установлена в радиальных отверстиях втулки 9, а нижняя – в циркуляционных отверстиях 2, перекрываемых втулкой. Втулка 9 жестко закреплена относительно кожуха 7 срезными элементами 12. Между витками проволочной навивки 4 имеются щелевые зазоры 13, сообщающиеся с продольными. Многофункциональный управляющий инструмент – привод типа КРР. 146. 050 предназначен для автоматического приведения в заданное рабочее положение (открытие и закрытие) фильтров типа КРР. 146. 02 и клапанов типа КРР. 146. 03 в скважинных условиях.
• Скважинный управляемый клапан типа КРР. 146. 03 предназначен для проведения специальных технологических операций по обработке затрубного пространства скважины в интервале установки скважинных управляемых фильтров типа КРР 146. 02. В интервале установки фильтра КРР 146. 02, как правило, устанавливается два клапана КРР 146. 03. Один клапан КРР 146. 03 устанавливается выше фильтра КРР 146. 02, а другой ниже фильтра. При заиливании затрубного пространства в интервале установки фильтра КРР 146. 02 открывают оба клапана, и проводят промывку этого интервала, предварительно установив между ними пакер на колонне НКТ. По такой же технологии может быть проведено цементирование этого интервала или его селективная химическая обработка.
Места соединения дополнительных стволов с основным стволом являются особо важными элементами конструкции многоствольных горизонтальных скважин. В процессе эксплуатации они могут повреждаться под воздействием пластовых давлений, сил, связанных с изменениями температуры, и перепадов давлений. Успешность функционирования горизонтальных скважин определяется длительностью срока службы сочленения, его универсальностью и доступностью к дополнительным стволам. Сочленения разделяются на две группы: • сочленения, не обеспечивающие своей герметичности (уровни 1, 2, 3 и 4); • сочленения, безусловно обеспечивающие герметичность (уровни 5 и 6).
Уровни сложности сочленения многоствольных скважин
Уровень 1 -основной ствол и боковые ответвления не имеют крепления обсадными трубами (боковой ствол может иметь фильтрхвостовик). Уровень 2 -основной ствол обсажен зацементированной колонной, а боковой ствол имеет открытый забой или оснащен хвостовиком (фильтром). Преимущества Низкие затраты Стабильны в твердых породах Улучшает дренирование пласта Сцементированные пласты Радиус от малого до среднего Недостатки Нестабильны в рыхлых породах Нет 100% уверенности захода в боковые стволы (1 уровень) Ограниченные возможности ремонта Перетоки и обводнение Преимущества 2 уровня Низкие затраты на заканчивание Репер глубины Более двух стволов Контролируемый доступ в боковые стволы
Уровень 3 -основной ствол обсажен зацементированной колонной, а боковой ствол обсажен без цементирования (возможно крепление у точки разветвления без цементирования). Особенности • Жесткое сопряжение стволов (Точка соединения находится в материнской обсадной колонне. Высокопрочная конструкция). • Сцементированные пласты • Боковой хвостовик крепится к главному стволу с помощью подвески хвостовика • Подвеска хвостовика не зацементирована • Доступ к главному и к боковому стволам • Низкие затраты на заканчивание Недостатки • Возможные перетоки • Ограниченные возможности ремонта Сочленение Уровня 3 состоит из надставки хвостовика и механического соединения с основной обсадной колонной и позволяет осуществлять избирательный доступ к боковым отводам и повторный ввод инструмента в них.
Место сочленения Соединительный. Зажим Частичное соединение Полное соединение
Уровень 6 - основной ствол и боковой ствол обсажены и зацементированы, герметичность стыка достигается без дополнительного оборудования для заканчивания скважин, размещённого внутри основного ствола. Преимущества • Заход во все стволы • Крепление и изоляция стволов • Для всех пластов • Неограниченные возможности заканчивания Недостатки • Ограниченные перепады давления • Скважины большого диаметра Сочленения Уровня 6 образуют единое целое с колоннами обсадных труб и обеспечивают герметичность и доступ в боковые скважины.
Выбор глубины и метода забуривания дополнительного ствола Для бурящихся скважин учитывается: — устойчивость стенок скважины, минимальная твердость горных пород в интервале забуривания; — максимальный зенитный угол и интенсивность искривления оси скважины в зоне выше интервала забуривания; – наименьшая вероятность выбросов нефти и газа при забуривании. Для забуривания дополнительного ответвления или ствола — создание «щелевидного окна» или удаление участка обсадной колонны обуславливается следующим: – скважина в интервале забуривания закреплена одной или несколькими обсадными колоннами; — наличие или отсутствие цементного кольца за обсадной колонной; — необходимость и возможность затрубного цементирования; — — возможность реализации проектного профиля восстанавливаемой скважины; —
Условия успешной реализации Гидравлическая программа, тип и реологические свойства промывочной жидкости - Основными факторами при выборе очистка горизонтального ствола от шлама; - предупреждение гидроэррозии стенки ствола; - обеспечение устойчивости стенки ствола; - минимальное загрязнение продуктивного пласта; - возможность регулирования количества твердой фазы; - смазывающая способность.
Устойчивость ствола скважины зависит от состава и плотности бурового раствора Выбор плотности бурового раствора для бурения горизонтального ствола Диапазон допустимой плотности бурового раствора сужается при увеличении угла наклона скважины, что повышает вероятность затруднений при очистке скважины Эквивалентная плотность бурового раствора Градиент давления разрыва пород Допустимый интервал плотности бурового раствора Поровое давление 0 o Угол наклона скважины 90 o
Подъем (удаление) шлама зависит от : - зенитного угола; - скорости восходящего потока (средняя и местная); -реологии; -плотности жидкости; -вращения КНБК; -объемной скорости формирования шлама у долота (диаметр долота, скорость проходки); -длины интервалов профиля; -эксцентриситета в размещении КНБК в стволе скважины; -размера частиц шлама (эквивалентный диаметр); -формы частиц шлама (диск, сфера); -эквивалентной плотности частиц шлама; -распределения шлама в затрубном пространстве; -наличия или отсутствия тенденции к агломерированию частиц шлама.
Промывка наклонных и горизонтальных стволов, связана со специфическими проблемами · · · • Условия успешной реализации горизонтального бурения Наличие наслоения шлама на нижней стенке ствола. Сползание шлама вниз по стволу. Возрастание сил трения инструмента по стволу. В наклонных скважинах вращение бурильной колонны способствует улучшению выноса шлама. Чем выше частота вращения, тем лучше вынос шлама. Мероприятия по уменьшения сил трения • Протекторы бурильной трубы (как правило, один через каждое соединение) – Снижение крутящего момента ~ 25% • Смазочные добавки в буровые растворы или растворы на нефтяной основе. - Снижение крутящего момента ~ 15% • Применние вибраторов, вибродемпферов, осцилляторов - снижение коэф. трения за счет низкочастотных колебаний инструмента
Скапливание и уплотнение шлама при статическом режиме (а) и при СПО- без очистки скважины (б) а) Осаждение взвешенного шлама б) Скопление и уплотнение шлама Одной из наиболее частых причин накопления шлама вокруг бурильной трубы являются СПО без предварительной очистки скважины
Очистка горизонтального ствола 1. Выбор режимов при бурении горизонтальных скважин является особо важным (формирование – удаление шлама). Контроль параметров бурения. 2. Не жалеть времени на проработка ствола, промывку и очистку скважин. 3. При очистке скважины не прекращать вращение бурильной колонны. 4. Потеря устойчивости ствола скважины зависит от эквивалентной плотности бурового раствора, физико-химической активности фильтрата и гидродинамики циркуляции.
Контроль очистки ствола (контроль параметров и тенденции их изменения): • Крутящий момент и вертикальные нагрузки • Шлам – регулярно исследовать объем, размер и форму. • Параметры промывки - (давление во время бурения не является основным для контроля очистки ствола). Способы очистки ствола* 1. Оптимизированные параметры бурения. 2. Оптимизация скорости проходки, момента и нагрузок. 3. Периодические промывки скважины целью очистки горизонтальных участков. (варианты - прокачка тяжёлых или с наполнителем пачек бурового раствора, проработка снизу-вверх или шаблонировка ствола).
Ключевые параметры промывки горизонтального ствола : • Расход промывочной жидкости ~ Максимальный расход ограничен только размерами втулок и уменьшаться к конечной глубине ствола из-за ограничений по давлению. • Скорость вращения (об/мин)- с учётом вибрации. • Параметры бурового раствора - минимально возможные плотность и вязкость раствора. • Скорость проходки - Оптимизировать на основе выхода шлама.
Основные требования к промывочным растворам при горизонтальном бурении 1. 2. 3. 4. 5. Выносящая и удерживающая способность бурового раствора. Снижение эквивалентной плотности. Предупреждение набухания и диспергирования пород в разрезе. Снижение крутящего момента и трения. Ограничение проникновения фильтрата и твердой фазы в пласт. С увеличением концентрации биополимера в буровом растворе увеличивается вязкость при низких скоростях сдвига (ВНСС) и модуль упругости (G), что способствует улучшению выносящей и удерживающей способностям промывочной жидкости З а в
РЕКОМЕНДАЦИИ. ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ОЧИСТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ОТ ВЫБУРЕННОЙ ПОРОДЫ • • Для выноса шлама из горизонтального участка диаметром 216 мм обычно достаточно иметь производительность насосов в пределах 2030 л/с. Реологические свойства бурового раствора должны допускать возможность турбулентного режима течения. Чтобы создать турбулентный режим течения, максимальное значение динамического напряжения бурового раствора должно быть около 5 Па. Эквивалентная плотность бурового раствора при бурении горизонтального участка увеличивается, а градиент давления гидроразрыва остается постоянным. Следует принять меры к тому, чтобы при бурении горизонтального ствола не произошел гидроразрыв пласта. Нужно выбирать забойный двигатель и систему измерений в процессе бурения таким образом, чтобы не проходилось ограничивать производительность насосов. При выборе долотных насадок нужно иметь в виду, что при использовании некоторых забойных двигателей приходится ограничивать перепад давления в долоте. По возможности следует выбирать такой профиль скважины, который не требует бурения длинных участков с зенитными углами более 50°. Нужно внимательно учитывать возможности буровых насосов.
Скачать презентацию Тема 10 Особенности заканчивания горизонтальных и многоствольных
Lek_10_Goriz_skv_13_09_09.pptx