Эцп в бурении что это такое

Обновлено: 04.07.2024

Расчёт гидравлики скважины при бурении под кондуктор в компьютерной программе GEOFPRO Fluid.

Цель статьи.

В данной статье рассмотрен расчёт гидравлики скважины при бурении под кондуктор, анализ транспортной эффективности восходящего потока бурового раствора, предложены варианты мер, предотвращающие зашламование скважины.

Исходные данные для расчёта.

Проекция профиля на вертикальную плоскость (глубина скважины по инструменту 1373 м. Проекция профиля на вертикальную плоскость (глубина скважины по инструменту 1373 м.

Набор зенитного угла скважины с глубины 300 м.

Состав бурильной колонны:

Площадь кольцевого сечения скважины между открытым стволом и ЛБТН ПВ 147-13 - 0,0537 кв. м

Площадь кольцевого сечения скважины между открытым стволом и СБТ 127-9,19 - 0,0580 кв. м, внутри СБТ 127-9,19 - 0,0092 кв. м.

Реологические характеристики бурового раствора:

Породы, залегающие в интервале бурения под кондуктор представлены песками, супесями, суглинками, ниже переслаиванием пачек глин, песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Возможные геологические осложнения:

1) неустойчивость ствола скважины,

2) осыпание и обвалы горных пород,

3) поглощение бурового раствора,

Результаты расчёта.

Анализ диаграммы изменения избыточного давления:

Максимальная потеря давления на участках движения жидкости 3,9 МПа

Давление в подводящей магистрали 158,9 атм (16,099 МПа).

Потери давления на трение в буровом растворе в затрубном пространстве 1,135 МПа

Подача насосов: 70 л/с

Время подъёма раствора в кольцевом пространстве, мин 22,42

Время полного цикла промывки скважины, мин 25,90

Объём раствора в скважине, куб м 115,594

Объём раствора в инструменте, куб м 14,603

Объём раствора в кольцевом пространстве, куб м 94,180

Объём вытесняемый инструментом, куб м 6,812

Распределение потерь давления по интервалам скважины Распределение потерь давления по интервалам скважины

На диаграмме видно, что основные потери давления происходят внутри бурового инструмента и в колонне бурильных труб, выше в тексте указано:

потери в инструменте 16,099 МПа,

за инструментом 1,135 МПа.

Давление и эквивалентная циркуляционная плотность (ЭЦП):

При потери давления на трение в буровом растворе в кольцевом пространстве 1,135 МПа получаем соответственно не высокие значения давления на забое при циркуляции и значение эквивалентной циркуляционной плотности.

Анализ очистки ствола скважины от выбуренной породы.

Критическое значение индекса очистки ствола скважины 0,25-0,3.

На диаграмме мы видим, что в интервале 624 - 1373 м индекс очистки ствола скважины близок к критическому значению, соответственно возможно сделать вывод о возможности зашламования скважины в данном интервале.

Низкое значение индекса очистки возможно объяснить набором зенитного угла скважины и относительно не высоким значением скорости восходящего потока промывочной жидкости (следствие большой площади поперечного сечения восходящего потока).

Из расчёта условий очистки ствола скважины получаем следующие значения:

1) Процентное отношение допустимого объёма выбуренной породы в кольцевом пространстве скважины к объёму промывочной жидкости в кольцевом пространстве скважины: 2,5 %.

2) Объём выбуренной породы находящийся в кольцевом пространстве скважины: 2,355 куб. м.

3) Плотность жидкости в восходящем потоке: 1274 кг/куб. м.

4) Критический размер шлама, оседает при прекращении циркуляции 3,88 мм.

5) Минимально допустимая скорость восходящего потока: 0,973 м/с

6) Минимально допустимая подача буровых насосов: 64,78 л/с

Варианты решения.

1) Увеличение подачи буровых насосов до 90 л/с.

Давление в подводящей магистрали 226,9 атм.

Скорость восходящего потока за СБТ-127 мм изменилась с 1,207 м/с до 1,551 м/с.

Потеря давления для ламинарного течения (Р. „), МПа:

Потеря давления для турбулентного течения (Р„._п), МПа:

Определите эквивалентную циркуляционную плотность (р_1Кв), кг/м 3 :

Пример: Эквивалентная циркуляционная плотность (р_жв), кг/м 3 . Данные:

Плотность раствора = 1498 кг/м 3 ;

Пластическая вязкость = 24 сПз;

Предельное напряжение сдвига = 5,76 Па;

Скорость циркуляции = 25,2 л/с;

Диаметр скважины = 216 мм;

Наружный диаметр бурильных труб = 127мм;

Длина колонны бурильных труб = 3444 м;

Наружный диаметр УБТ = 165 мм;

Длина колонны УБТ = 213 м;

Глубина по вертикали = 3658 м.

ПРИМЕЧАНИЕ: Если показании вискозиметра на 600 об/мин (0_Лоо) и на 300 об/мин (//то) неизвестны, их можно получить из пластической вязкости и предельного напряжения сдвига следующим образом:

24 + 5,76/0,48 = 36 Таким образом, показание 0зоо = 36;
36 + 24 = 60 Таким образом, показание От = 60.

Определите К:

Определите п:

Определите скорость жидкости в кольцевом пространстве (v), м/с, вокруг бурильных труб:

Определите скорость жидкости в кольцевом пространстве (v), м/с, вокруг УБТ:

4а. Определите критическую скорость (У_кр), м/с, вокруг бурильных труб:

4Ь. Определите критическую скорость (У_кр), м/с, вокруг УБТ:

Бурильные трубы: 1,05 m/c(v) меньше, чем ,3(V_Kp), следовательно, используйте уравнение для определения потерь давления при ламинарном режиме течения.

УБТ: 1,65 м/с (v) больше, чем 1,57 м/с (У_кр), следовательно, используйте уравнение для определения потерь давления при турбулентном режиме течения.

Потеря давления напротив колонны бурильных труб:

Потеря давления напротив колоны УБТ:

Суммарные потери давления в кольцевом пространстве = 1,12 + 0,24 = 1,36 МПа.

Определите эквивалентную циркуляционную плотность (р._жв), кг/м 3 :

30 Июня 2016 С.В. Лукин, С.В. Есипов, В.В. Жуков, Ю.В. Овчаренко, А.Ю. Хомутов, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Т.Н. Шевчук, И.В. Сусляков (ООО «Газпромнефть-Ангара»)

Бурение скважин в сложных горно-геологических условиях часто сопровождается осложнениями, связанными с поглощением раствора без выхода циркуляции либо с обрушениями стенок скважины. Модель механических свойств (ММС) позволяет сформировать представление о геомеханическом состоянии горных пород вдоль ствола скважин. На ее основе выполняется расчет устойчивости ствола скважины для выработки рекомендаций по снижению рисков геологических осложнений при бурении.

В настоящее время накоплен значительный опыт проведения буровых работ на месторождниях Западной Сибири. Однако выход на новые месторождения, переход к строительству горизонтальных скважин требуют не только развития существующих технологий бурения, но и разработки новых подходов. Геомеханическая модель предоставляет возможность переноса опыта и технологии бурения на новые объекты. Моделирование и анализ реакции горной породы на бурение (техногенные трещины, вывалы кусков породы) позволяют прогнозировать процесс бурения и степень отклика пласта на механическое воздействие.

Вопросам исследования устойчивости ствола скважин посвящено большое число работ. Например, в работах [1, 2] приведено математическое обоснование расчета геомеханических характеристик и устойчивости ствола скважины. Процесс построения геомеханической модели для решения задач бурения описан в работе [3], российская практика геомеханического сопровождения строительства двух скважин с большим отходом от вертикали — в работе [4]. В результате обновления геомеханической модели в режиме реального времени были уточнены параметры «окна веса бурового раствора» и своевременно принято решение об увеличении его плотности [4]. Комбинированный геолого-геомеханический подход, представленный в работе [5], дал возможность успешно пробурить скважины с высокой коммерческой скоростью. Таким образом, расчет устойчивости ствола скважины позволяет существенно уточнить рекомендации при строительстве скважин, которые включают:

1) определение безопасного «окна веса бурового раствора»;

2) подбор оптимальной плотности бурового раствора;

3) оптимизацию траектории и конструкции скважины;

4) оценку возможных рисков, связанных с нестабильностью ствола скважины и выработку предложений по параметрам бурения.

Целью данной работы является разработка алгоритма построения ММС и применение его для построения предбуровой модели устойчивости ствола скважины с горизонтальным отходом.

Геомеханическая модель

Модель механических свойств включает данные о геомеханических, петрофизических и геологических свойствах по всему интервалу бурения. Исходной геофизической информацией для моделирования являются результаты плотностного каротажа, скорости распространения продольной и поперечной акустических волн. Алгоритм построения одномерной геомеханической модели для расчета устойчивости следующий.

1. Аудит данных для построения ММС.

2. Выделение механических фаций в разрезе и расчет упруго-прочностных свойств горных пород.

3. Определение действующих в массиве горных пород напряжений (вертикальное, поровое давления, минимальное и максимальное горизонтальные напряжения), а также направлений их действия.

4. Выбор критерия разрушения породы и предварительная оценка анизотропии напряжений на основе калибровки расчета устойчивости ствола опорной скважины по данным бурения (проявления при бурении) и кавернометрии.

5. Расчет устойчивости ствола для опорной скважины. Определение интервалов поглощений бурового раствора и обрушений стенок ствола скважины.

Рассмотрим применение алгоритма при построении геомеханической модели для проектной скважины с горизонтальным стволом в Северо-Восточной части Пальяновской площади Красноленинского месторождения. Месторождение, расположенное на Красноленинском своде Западно-Сибирского бассейна в Ханты-Мансийском автономном округе, было открыто в 1982 г., разработка ведется с 1992 г. В для изучения залежей бажено-абалакского комплекса Пальяновской площади пробурены семь наклонно направленных скважин, в которых проведен гидроразрыв пласта (ГРП). Поглощения бурового раствора зафиксированы в отложениях викуловской и абалакской свит. Затяжки, посадки, увеличение диаметра ствола по данным кавернометрии отмечались в интервалах фроловской, ханты-мансийской и кошайской свит. Указанные осложнения приводили к увеличению сроков строительства скважин, невозможности достижения проектной глубины, осложнениям при спуске обсадных колонн. На рис. 1 показаны скважины (номера скважин условные), которые использовались для геомеханического моделирования.

Рис. 1. Структурная карта с расположением скважин (стрелками показано направление максимального горизонтального напряжения)

Аудит данных по скважинам Пальяновского месторождения позволил сделать следующие выводы.

1. В интервале юрских и палеозойских отложений представлен полный комплекс исследований (плотностной каротаж, данные продольной и поперечной акустических волн).

2. По данным анализа керна в интервале юрских отложений геомеханические параметры (статический модуль Юнга, статический коэффициент Пуассона, прочность на сжатие и растяжение, угол внутреннего трения) изменяются в широком диапазоне.

3. Средний градиент пластового давления в интервале юрских отложений составляет 1,16 г/см 3 (11,6 кН/м).

4. Магнитуда градиента минимального горизонтального напряжения, определенная по результатам мини-ГРП, равна

5. По данным имиджей («вывалы» стенок и техногенные трещины), кроссдипольного акустического каротажа (азимут поляризации быстрой поперечной волны),

мониторинга ГРП направление максимального горизонтального напряжения находится в диапазоне

6. Данные бурения, включая механику, суточные рапорты по раствору, рапорты станций геолого-технической информации, конструкции скважин предоставлены в полном объеме.

Таким образом, основными неопределенностями при построении геомеханической модели являются отсутствие данных акустического каротажа (по поперечной волне) в интервалах выше целевого пласта, искажение данных каротажа в интервалах каверн и возможное влияние разломов на напряженно-деформированное состояние породы. Для построения профилей геомеханических свойств в интервале выше юрских отложений использованы данные по скв. 9 (наибольшее покрытие разреза по глубине для времени пробега продольной волны). Плотность восстановлена по соотношению Гарднера [2] и откалибрована на данные плотностного каротажа в скв. 10. Для восстановления скоростей поперечной волны применялись корреляционные зависимости. В интервале юрских и палеозойских отложений использовались данные по скв. 3, ближайшей к проектной скв. 11.

Исследования керна позволяют получить зависимости для расчета статических упругих модулей и прочностных характеристик. Керновый материал для проведения тестирования отобран из скв. 2, 3, 4 и 6. Анализ лабораторных исследований позволил выделить две фации: глинистую и песчаную. Выше юрских отложений геомеханические характеристики рассчитывались исходя из стандартных корреляционных зависимостей. В интервале юрских отложений получены следующие зависимости:

— статический модуль Юнга, ГПа

E_sts=4·10 -10 ·υ_p 2,9813 , (1)

где υ_p — скорость поперечной волны, м/с;

— прочность на сжатие, МПа

UCS=18,43+2,169 E_dyn, (2)

где E_dyn — динамический модуль Юнга, ГПа;

— прочность на разрыв, МПа

— угол внутреннего трения, градус

FANG=0,2539·E_sts+35,458, (4)

где E_sts в ГПа.

Вертикальное (литостатическое) горное давление определяется интегрированием плотности по глубине. Для вышележащих пластов характерно распределение давления, близкое к гидростатическому. При переходе к объекту исследований резко повышается поровое давление, что характеризует наличие зоны аномально высокого пластового давления (коэффициент аномальности 1,16). Для оценки порового давления использован модифицированный метод Итона [6]. Расчет профиля минимального горизонтального напряжения основан на модели упругих поровых сред. Значение минимальных горизонтальных напряжений калибруется на данные ГРП. К методам оценки анизотропии горизонтальных напряжений можно отнести:

— азимутальные акустические исследования с выделением быстрой и медленной поперечных волн, степени акустической анизотропии и оценки анизотропии напряжений;

— анализ разрушения ствола по данным имиджеров и направленных многорычажных каверномеров в разнонаправленных и разнонаклонных скважинах, позволяющий оценить соотношение напряжений (Q-фактор);

— исследования палеонапряжений (напряжений, при которых образовались разломы, определяемые по данным сейсморазведки) в предположении, что соотношение напряжений сохранилось до настоящего времени.

В данной работе для расчета максимального горизонтального напряжения коэффициент анизотропии напряжений принят равным 5 %.

Данные исследований вывалов породы, техногенных трещин на стенках скважин, кроссдипольного акустического каротажа (определение азимута поляризации быстрой поперечной волны), мониторинга ГРП позволили установить, что направление максимальных горизонтальных напряжений в интервале юрских и палеозойских отложений составляет 150°. Параметры геомеханической модели для проектной скв. 11 приведены на рис. 2. Расчеты показывают, что по всему разрезу на породу действуют нормальные напряжения.

Рис. 2. Параметры геомеханической модели для проектной скв. 11

На основе ММС построена модель устойчивости ствола проектной скв. 11 (рис. 3). На рис. 3 представлены рекомендуемые конструкция скважины, а также плотность бурового раствора исходя из модели устойчивости ствола. Конструкция позволяет перекрыть неустойчивую ханты-мансийскую свиту.

Рис. 3. Модель устойчивости ствола проектной скв. 11 (ступенчатая линия — рекомендованная плотность бурового раствора)

Траектория скважины оптимизирована с целью получения максимально безопасного «окна веса бурового раствора», снижения временного фактора, связанного с интервалами набора параметров кривизны. Для анализа рисков по нагрузкам, возникающим при бурении, спуске обсадных колонн и хвостовика, выполнены расчеты. Градиент начала обрушения достигает максимальных значений в подошве фроловской свиты (до 1,57 г/см 3 ), в интервале юрских отложений снижается до Минимальный градиент начала поглощений отмечается в викуловской свите и равен 1,24 г/см 3 . Поглощения раствора при эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) выше градиента поглощения возможны при наличии естественной трещиноватости либо созданных в результате ГРП трещин. Для оценки рисков поглощений бурового раствора в процессе бурения и спускоподъемных операций (СПО) выполнены гидравлические расчеты. Определены максимальные расчетные ЭЦП с учетом режимов бурения. Проведена оценка допустимых скоростей СПО с целью предотвращения дополнительных гидравлических воздействий на породу при условии непревышения давления ГРП. Для минимизации временного фактора выбраны глубины для СПО до башмака предыдущей колонны.

На основе анализа данных по пробуренным скважинам и работы [7] выбрана рецептура бурового раствора, которая отвечает требованиям безопасного бурения.

Таким образом, в результате проведенных исследований разработана и апробирована методика расчета устойчивости ствола скважины. Расчеты позволили выделить следующие рекомендации.

1. Для минимизации риска поглощения и неустойчивости пород рекомендуется предусмотреть перекрытие обсадной колонной интервалов викуловской и кошайской свит.

2. С целью минимизации временного фактора после вскрытия фроловской свиты, улучшения очистки ствола, снижения микронтенсивности следует использовать роторно-управляемые системы.

3. Альтернативой перекрытия викуловской свиты может стать применение кольматантов и наполнителей с целью снижения риска поглощения бурового раствора.

4. Перед началом бурения необходимо выполнять гидравлические расчеты для оценки ЭЦП при бурении и СПО.

5. Необходимо анализировать графики веса и крутящего момента, ЭЦП (при наличии датчика затрубного давления) для определения отклонений от расчетных значений.

6. Необходимо контролировать объем и форму обломков выносимого шлама.

7. Для уточнения геомеханической модели должны быть проведены комплексные исследования по микросейсмическому мониторингу многостадийного ГРП пласта с использованием поверхностной и скважинной систем наблюдений.

При помощи геомеханической модели были оптимизированы: траектория, конструкция скважин, КНБК, системы раствора и режимы бурения. Выбор качественных буровых подрядчиков и полученная геомехническая модель позволили сократить сроки строительства скважин с 70 до 41 сут. Была успешно подобрана программа по кольматации и буровому раствору. Полученные ММС будут использованы при разработке стратегии ГРП для баженовских отложений Красноленинского месторждения.

Нерешенными вопросами, требующими дальнейшего изучения, являются:

— уточнение максимального горизонтального напряжения;

— оценка структурной анизотропии пород баженовской свиты для построения единого алгоритма выбора условий и параметров ГРП.

Максимальная результативность геомеханического моделирования в бурении для каждой компании — недропользователя достигается в процессе сопровождения бурения скважины в режиме реального времени (24/7) (с использованием данных систем LWD, анализа шлама и буровой механики).

Список литературы

1. Zoback M.D. Reservoir Geomechanics. — UK, Cambridge: Cambridge University Press, 2007. — 505 p.

2. Petroleum Related Rock Mechanics, 2nd edition/E. Fjaer, R.M. Holt, P. Horsrud, R. Risnes. — The Netherlands, Amsterdam: Elsevier, 2008.

3. The Mechanical Earth Model Concept and its Application to High-Risk Well Construction Projects/R.A. Plumb, S. Edwards, G. Pidcock, D. Lee//SPE 59128. — 2000.

4. Поисково-оценочная скважина с большим отходом от вертикали, успешно пробуренная на структуре D-41 шельфа Балтийского моря (на территории РФ)/В. Андрианов [и др.]//SPE 166918. — 2013.

5. Строительство рекордных скважин с большим отходом от вертикали в Ямальском регионе/Е. Глебов [и др.]//SPE 171328. — 2014.

6. Eaton B. Graphical method predicting pressure Worldwide//World Oil. — 1972. — № 185. — Р.

7. Стратегия борьбы с поглощением при бурении скважины со сложным профилем на Салымской группе месторождений/А. Харитонов, С. Погорелова, М.А. Бакичи [и др.]//SPE 176512. — 2015.

19 Октября 2016 С.В. Лукин, С.В. Есипов, В.В. Жуков, Ю.В. Овчаренко, А.Ю. Хомутов, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Т.Н. Шевчук, И.В. Сусляков (ООО «Газпромнефть-Ангара»)

1) определение безопасного «окна веса бурового раствора»;

2) подбор оптимальной плотности бурового раствора;

3) оптимизацию траектории и конструкции скважины;

Геомеханическая модель

1. Аудит данных для построения ММС.

2. Выделение механических фаций в разрезе и расчет упруго-прочностных свойств горных пород.

Аудит данных по скважинам Пальяновского месторождения позволил сделать следующие выводы.

3. Средний градиент пластового давления в интервале юрских отложений составляет 1,16 г/см3 (11,6 кН/м).

4. Магнитуда градиента минимального горизонтального напряжения, определенная по результатам мини-ГРП, равна

5. По данным имиджей («вывалы» стенок и техногенные трещины), кроссдипольного акустического каротажа (азимут поляризации быстрой поперечной волны), мониторинга ГРП направление максимального горизонтального напряжения находится в диапазоне 130—170.

— статический модуль Юнга, ГПа

где V_p — скорость поперечной волны, м/с;

— прочность на сжатие, МПа

где E_dyn — динамический модуль Юнга,

— прочность на разрыв, МПа

— угол внутреннего трения, градус

тическому. При переходе к объекту исследований резко повышается поровое давление, что характеризует наличие зоны аномально высокого пластового давления (коэффициент аномальности 1,16). Для оценки порового давления использован модифицированный метод Итона [6]. Расчет профиля минимального горизонтального напряжения основан на модели упругих поровых сред. Значение минимальных горизонтальных напряжений калибруется на данные ГРП. К методам оценки анизотропии горизонтальных напряжений можно отнести:

Данные исследований вывалов породы, техногенных трещин на стенках скважин, кроссдипольного акустического каротажа (определение азимута поляризации быстрой поперечной волны), мониторинга ГРП позволили установить, что направление максимальных горизонтальных напряжений в интервале юрских и палеозойских отложений составляет 150. Параметры геомеханической модели для проектной скв. 11 приведены на рис. 2. Расчеты показывают, что по всему разрезу на породу действуют нормальные напряжения.

Рис. 2. Параметры геомеханической модели для проектной скв. 11

Траектория скважины оптимизирована с целью получения максимально безопасного «окна веса бурового раствора», снижения временного фактора, связанного с интервалами набора параметров кривизны. Для анализа рисков по нагрузкам, возникающим при бурении, спуске обсадных колонн и хвостовика, выполнены расчеты. Градиент начала обрушения достигает максимальных значений в подошве фроловской свиты (до 1,57 г/см3), в интервале юрских отложений снижается до Минимальный градиент начала поглощений отмечается в викуловской свите и равен 1,24 г/см3. Поглощения раствора при эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) выше градиента поглощения возможны при наличии естественной трещиноватости либо созданных в результате ГРП трещин. Для оценки рисков поглощений бурового раствора в процессе бурения и спускоподъемных операций (СПО) выполнены гидравлические расчеты. Определены максимальные расчетные ЭЦП с учетом режимов бурения. Проведена оценка допустимых скоростей СПО с целью предотвращения дополнительных гидравлических воздействий на породу при условии непревышения давления ГРП. Для минимизации временного фактора выбраны глубины для СПО до башмака предыдущей колонны.

2. С целью минимизации временного фактора после вскрытия фроловской свиты, улучшения очистки ствола, снижения микро-интенсивности следует использовать роторно-управляемые системы.

4. Перед началом бурения необходимо выполнять гидравлические расчеты для оценки ЭЦП при бурении и СПО.

6. Необходимо контролировать объем и форму обломков выносимого шлама.

Нерешенными вопросами, требующими дальнейшего изучения, являются:

— уточнение максимального горизонтального напряжения;

Список литературы

1. Zoback M.D. Reservoir Geomechanics. — UK, Cambridge: Cambridge University Press, 2007. — 505 p.

2. Petroleum Related Rock Mechanics, 2nd edition/E. Fjaer, R.M. Holt, P. Horsrud, R. Risnes. — The Netherlands, Amsterdam: Elsevier, 2008.

3. The Mechanical Earth Model Concept and its Application to High-Risk Well Construction Projects/R.A. Plumb, S. Edwards, G. Pidcock, D. Lee//SPE 59128. — 2000.

6. Eaton B. Graphical method predicting pressure Worldwide//World Oil. — 1972. — № 185. — Р.

Читайте также: