Разработка и внедрение технологии строительства горизонтальных скважин на битумные отложения с выводом забоя на дневную поверхность

Студенский, Михаил Николаевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка и внедрение технологии строительства горизонтальных скважин на битумные отложения с выводом забоя на дневную поверхность
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка и внедрение технологии строительства горизонтальных скважин на битумные отложения с выводом забоя на дневную поверхность"

На правах рукописи

Студенский Михаил Николаевич

РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ СТРОИТЕЛЬСТВА ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА БИТУМНЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ С ВЫВОДОМ ЗАБОЯ НА ДНЕВНУЮ ПОВЕРХНОСТЬ

Специальность 25.00.15 -

"Технология бурения и освоение скважин"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

СЮ31Б

Москва-2008

003167575

Работа выполнена в ООО «Татнефть-Бурение»

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор С.А. Оганов

Официальные оппоненты:

доктор технических наук В.О. Белоруссов, доктор технических наук Р.В. Аветов

Ведущее предприятие:

Открытое акционерное общество «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» (ОАО «РИТЭК»)

Защита состоится (и&У> 2008 года в 11 часов на заседа-

нии диссертационного Совета Д520 027 01 при ОАО «НПО «Буровая техника» по адресу 115114, Москва, ул Летниковская, дом 7-9

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО «Буровая техника»

Автореферат разослан

Ученый секретарь Диссертационного Совета, доктор технических наук

Д.Ф. Балденко

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

Республика Татарстан обладает богатейшими запасами природных битумов, промышленное освоение которых имеет важное народно-хозяйственное значение Среди значительного числа детально разведанных месторождений на битумные отложения в республике, особое место занимает крупнейшее Ашальчинское месторождение природных битумов, залежь которых приурочена к породам уфимского яруса пермской системы Строительство скважин производится в сложных горно-геологических условиях, сопровождаемых интенсивным поглощением раствора, потерей устойчивости стенок скважины, обвалами и осложнениями пород

Бурятся две скважины, представляющие единый комплекс Расстояние между устьями на поверхности составляет 15 м, в продуктивном пласте проводятся параллельные стволы на расстоянии 5 м по вертикали В верхнюю скважину нагнетается пар, из нижней отбирается продукция пласта - жидкий битум

Ввиду необходимости интенсивного искривления ствола скважины, связанного с набором зенитного угла в 90° в продуктивном пласте на глубине всего 100-105 м по вертикали, возникают проблемы с проходимостью по стволу и доведением обсадных колонн до проектной глубины, предусмотренных в конструкции скважины, создаются аварийные ситуации с бурильной колонной, с передачей осевой нагрузки на долото

Известно, что одним из радикальных путей увеличения дебита скважины является увеличение площади фильтрации за счет увеличения длины горизонтального ствола скважины Однако, это приводит к росту сил сопротивления (трения), достигающих значений, при которых дальнейшее углубление скважины прекращается, возрастает степень риска выполнения поставленной перед скважиной задачи

Настоящая работа посвящена решению актуальных технико-технологических проблем строительства горизонтальных скважин

на битумные отложения, повышению качественных и технико-экономических показателей буровых работ и направлена на эффективное решение актуальной проблемы — скорейшее вовлечение в промышленную разработку месторождений природных битумов

Цель работы

Целью работы является обеспечение качественного, с высокими технико-экономическими показателями строительства скважин на битумные отложения путем разработки и внедрения технологии строительства "сквозных" горизонтальных скважин с выходом забоев на дневную поверхность и горизонтальных скважин с забоями в продуктивном пласте, в том числе с максимально возможной длиной горизонтального ствола

Основные задачи работы

1 Изучение горно-геологических условий строительства скважин на Ашальчинском месторождении природных битумов.

2 Аналитические исследования по проектированию параметров профиля горизонтальных скважин и взаимосвязи с параметрами конструкции скважин на битумные отложения, с целью определения максимально-возможной длины горизонтального ствола в продуктивном пласте

3 Аналитические исследования по проектированию конструкции бурильной (обсадной) колонны, работающей в условиях рез-коискривленных и горизонтальных участков ствола скважины

4 Разработка технико-технологических решений по уменьшению отрицательного влияния сил сопротивления при выполнении спуско-подъемных операций и спуске обсадных колонн в горизонтальных скважинах

5. Обоснование применения метода флотации для обеспечения условий нормального спуска обсадной колонны в горизонтальной скважине

6 Разработка рекомендаций по предупреждению аварий и осложнений при строительстве скважин на битумные отложения

Методы исследования

При решении поставленных в работе задач были использованы методы аналитической геометрии, теоретической механики и сопротивления материалов, гидравлики Экспериментальные и промысловые исследования и наблюдения за процессом бурения проводились. непосредственно в условиях строительства скважин

Научная новизна

1 Разработана методика, проектирования профиля наклонной скважины с тремя, следующими один за другим, интервалами набора кривизны с различной интенсивностью (радиусом) искривления, обеспечивающая плавное сопряжение искривленных участков и на этой основе нормальное прохождение по стволу бурильной и обсадной колонн

2 Получены аналитические решения по оценке величин нагрузки на крюке при спуске (подъеме) бурильной (обсадной) колонн для скважины со сложным профилем в зависимости от длины горизонтальной части ствола скважины в продуктивном пласте, от величины коэффициента трения, состава колонны труб в открытом стволе и внутри технической колонны, жесткости, веса погонного метра, диаметра и толщины стенок труб

3 На основе проведенных исследований определена максимально возможная длина (протяженность) горизонтального ствола в продуктивном пласте

4 Разработаны основные принципы применения метода флотации для использования выталкивающей (архимедовой) силы с целью преодоления сил трения в горизонтальном стволе скважины при спуске эксплуатационной обсадной колонны

Практическая значимость и реализация результатов работы

1 Создан комплекс научно-обоснованных технико-технологических решений, включающий разработку технологии строительства горизонтальных скважин, на основе применения современных технических средств бурения и крепления скважины, навигационных систем для управления процессом искривления, использования стандартной буровой установки при строительстве скважин на битумные отложения

2 Разработана методика проектирования профиля горизонтальной "сквозной" скважины с тремя интервалами набора кривизны и с различной интенсивностью искривления на участке ствола от глубины первоначального искривления в проектном азимуте до глубины в продуктивном пласте при зенитном угле скважины равном 90° и на участке ствола с конца горизонтальной части до выхода забоя на дневную поверхность.

3 Разработана методика расчета нагрузки на крюке при выполнении спуска и подъема бурильной колонной и спуска обсадной колонны в "сквозной" горизонтальной скважине, обеспечивающей достижение максимально-возможной протяженности горизонтального ствола в продуктивном пласте

4 Разработана методика применения режима флотации для уменьшения сил трения в горизонтальном стволе скважины при спуске эксплуатационной колонны

5 На основе разработанных аналитических и практических решений впервые в Российской Федерации в республике Татарстан успешно пробурены три пары, т е шесть горизонтальных сквозных скважин с выходом забоя на дневную поверхность и тем самым начато промышленное освоение месторождений природных битумов

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на расширенном заседании Технического Совета ОАО "Татнефть", совета директоров ОАО "Татнефть", ООО "Татнефть - Бурение", на ученых советах ОАО "ВНИИОЭНГ" и ОАО НПО "Буровая техника - ВНИИБТ"

Публикации

По материалам данной работы опубликовано 14 печатных работ, в том числе 4 статьи в журнале, рекомендованном ВАК Российской Федерации

Объем структуры работы

Работа состоит из введения, пяти разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников Изложена на 101 страницах, содержит 13 рисунков и 21 таблиц.

Автор выражает благодарность генеральному директору ОАО «Татнефть» Ш Ф Тахаутдинову и главному геологу Р С Хисамо-ву, научному руководителю - профессору С А Оганову и специалистам ООО «Татнефть - Бурение», оказавшим поддержку и помощь в работе над диссертацией

Содержание работы

Введение содержит обоснование актуальности проблемы, общую характеристику, цели и задачи, научную новизну и практическую ценность

В первом разделе приводится анализ состояния проблемы освоения месторождений природных битумов Решению этой важной проблемы посвящены исследования — Р Ш Мингареева, И И Тучкова, Р К Хабибулова, Б В. Успенского, А.М Королева, С С Эллерн, Э М Халимова, И М Акишева, П С Жабрева, А М Сад-реева и др Однако эти исследования, в основном, посвящены проблемам геологии и разработки месторождений битумов и лишь в весьма ограниченном количестве имеется техническая литература, посвященная проблеме строительства скважин

Среди исследований по бурению скважин необходимо отметить о зарубежном опыте строительства скважины, в которой впервые в мире удалось соединить в единый ствол в пласте две горизонтальные скважины, пробуренные навстречу друг другу с противоположного берега реки, при расстоянии между устьями скважин — 430 м и глубине по вертикали — 195 м

Вторая скважина была пробурена после бурения первой скважины, чтобы минимизировать время, в течение которого необса-женный ствол в первой скважине остается открытым Программа бурения скв № 2 была такой же, как скв № 1 Кондуктор 0 244,5 мм также был спущен на глубину 80 м, зенитный угол был увеличен до 21° После крепления кондуктора бурение продолжали долотом 0 222,25 мм с навигационной телесистемой MWD до зенитного угла 60°. В дальнейшем в системе MWD был смонтирован дальномерный зонд и управление бурением велось с помощью системы наведения по магнитному полю Были сделаны несколько попыток встречи стволов, которые в конечном счете увенчались успехом

Считаем необходимым подчеркнуть, что опыт строительства "сквозных" горизонтальных скважин на Ашальчинском месторождении ОАО "Татнефть" имеет ряд идентичных технологических решений с описанным выше зарубежным опытом, особенно в части использования диаметров долот и обсадных колонн, интенсивности искривления и величин зенитного угла на интервале спуска кондуктора и др Отметим также, что на стадии предпроектных работ к строительству "сквозных" скважин рассматривались предложения по бурению скважин двумя станками одновременно, с обеспечением встречи стволов в продуктивном пласте в расчетной точке Этот метод имеет преимущество перед "сквозным" стволом за счет положительного решения экологической проблемы, однако требует применения дорогостоящих высокоточных навигационных приборов, технических средств и специальной технологии

Второй раздел посвящен описанию особенностей геологического строения Ашальчинского месторождения природных битумов и геолого-техническому обоснованию строительства пары "сквозных" скважин

Показано, что в тектоническом отношении Ашальчинское ме-сторозвдение располагается в пределах Черемшано-Ямашинской зоны на западном склоне Южного купола Татарского свода Ос-8

новные скопления битумов сосредоточены в терригенных коллекторах уфимского яруса верхней Перми Осадочный комплекс в районе месторождения полностью вскрыт разведочными скважинами, пробуренными на битумную залежь Геологический разрез до глубины 270 метров сложен отложениями пермской, неогеновой и четвертичной системами.

Глубина залегания продуктивных отложений в районе месторождения изменяется от 48 до 124 м.

Песчаная пачка вскрыта всеми пробуренными на месторождении скважинами, причем бурение оценочных скважин проведено со сплошным отбором керна в продуктивной толще

По данным анализа результатов исследования кернового материала в осевой части поднятия продуктивная толща песчаной пачки сложена рыхлыми песками и слабосцементированными рассыпающимися песчаниками с высокими фильтрационно-емкостными свойствами В приконтурных частях рыхлые отложения сменяются песчаниками сцементированными, а за пределами контура битумо-носности песчаная пачка представлена песчаниками средней крепости с пониженными коллекторскими свойствами

Необходимо отметить, что керн при выносе и при проведении анализов, особенно экстрагировании, разрушается в результате слабой цементации или отсутствии ее

Сложная литология разреза скважины, характеризующаяся неустойчивыми, слабосцементированными породами явилась причиной возникших осложнений Так в интервале от 24 м до 29 м, в процессе бурения первой скважины, произошла полная потеря циркуляции, которую ликвидировали после многократных закачек цементного раствора в пласт.

Бурение интервала от 29 м до 86 м сопровождалось проработками, поглощением раствора, потерей нормальной проходимости отклоняющих компоновок через ранее пробуренные участки ствола При бурении в пределах битумного пласта наблюдались посадки инструмента, недохождения до забоя, проработки Имели место аварии — прихват и слом бурильного инструмента В результате принятия ряда организационных и технико-технологических решений последующие скважины были пробурены при резком сокращении аварий и осложнений

Третий раздел работы посвящен научному обоснованию проектирования конструкции и профиля "сквозной" скважины

Отмеченные технологические и геологические особенности бурения обуславливают жесткие требования и ограничения на параметры конструкции и профиля скважины Вследствие этого возникает необходимость применения многоколонной конструкции скважины На основании проведенного нами анализа, предложена следующая конструкция скважины: направление диаметром 426 мм спускается на глубину 10—12 м; кондуктор диаметром 323,9 мм, спускается на глубину ~ 50—55 м с целью перекрытия зон поглощения; техническая колонна диаметром 244,5 мм спускается для перекрытия интервала интенсивного искривления ствола на глубину к 90—100 м по стволу в надкровленную (или подкров-ленную) часть продуктивного пласта (ПП) Эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм перекрывает ствол скважины от устья до выхода забоя на дневную поверхность Часть эксплуатационной колонны от устья до кровли ПП и с противоположной стороны от забоя до кровли ПП, — цементируется Остальная часть эксплуатационной колонны внутри битумного пласта, в горизонтальном стволе, оборудуется фильтровыми трубами типа ФСЩ-2-168 Конструкции пароиагнетательной и добывающей скважин практически одинаковые по диаметрам обсадных колонн и отличаются глубинами их спуска

Профиль "сквозной" горизонтальной скважины, в этих условиях также проектируется многоинтервальным, с параметрами определяемыми во взаимосвязи с параметрами конструкции скважины

Следует заметить, что вопросу проектирования профиля наклонно-направленной скважины, в том числе горизонтальной, посвящено значительное количество исследований Однако эти исследования, в основном, посвящены профилям скважин, в которых отсутствуют следующие один за другим несколько интервалов набора кривизны, интервал ствола с увеличивающимся значением от а = 90° до а = 130-150° и выходом забоя скважины на дневную поверхность

Профили пароиагнетательной и добывающей скважин практически одинаковые по форме траектории ствола и отличаются величинами их параметров В связи с изложенным представляет научный и практический интерес разработка методики проектирования профиля "сквозной" горизонтальной скважины с учетом отмеченных ограничений и условий геологического и технического характера Исходными данными для расчета параметров профи-

ля на входной траектории ствола являются, глубина скважины по вертикали Нскв, отклонение ствола от вертикали Аскв/пп в точке в ПП, где а = 90° (или глубина кровли ГШ по вертикали Нщ, и величина отклонения ствола от вертикали Ащ, в точке входа скважины в кровлю ГШ), длина горизонтального ствола в ПП — /гор, на выходной части траектории ствола — радиус искривления ствола на 1 -ом интервале и конечное значение зенитного угла скважины Кроме указанных исходных данных, для расчета профиля задается глубина первоначального искривления скважины в проектном азимуте глубина точки зарезки — Н0, а также радиусы искривления или величина зенитного угла на глубинах спуска обсадных колонн В данной работе приводится методика проектирования профиля с 3-мя интервалами набора кривизны на входной части ствола и интервала набора кривизны на выходной части траектории ствола сквозной скважины, а также формулы для определения К\ и К2 для варианта профиля с 2-мя интервалами набора кривизны на входной части траектории ствола скважины

Расчет параметров профиля "сквозной" скважины производится в следующей последовательности

1 Определяются параметры профиля скважины на интервале спуска обсадной колонны 0 323,9 мм (рис 1). Это 1-ый интервал профиля, на котором с глубины точки зарезки ствола скважины Н0 зенитный угол с нуля градусов увеличивается до ои Значение а! в конце интервала выбирается наименьшей возможной величины, а наибольшей величины, чтобы обеспечить нормальный спуск колонны до требуемой глубины и перекрыть зону интенсивного поглощения бурового раствора в пласт

Значение Я\ (га 710 м - интенсивность искривления) выбирается также в зависимости от величины минимально допустимого радиуса искривления ^°пп(гатах) для обсадных колонн, спускаемых в искривленный ствол скважины Предварительные, оценочные расчеты Ятт, без учета влияния напряжения растяжения при спуске обсадной колонны 0 323,9 мм (ввиду небольшой глубины спуска колонны), показали, что принятые значения значительно меньше, чем ^""„щ Это обусловлено отмеченными выше геологическими условиями проводки скважины Аналитическим путем получены расчетные формулы для определения длины интервала по вертикали /г„ отклонения ствола от вертикали а, и длины интервала по стволу I, на всех участках профиля скважины

Рис 1 Проектный профиль и конструкция "сквозной " скважины

2 Определяются параметры профиля скважины на интервале спуска обсадной колонны 0 244,5 мм (2-ой интервал набора кривизны) по разработанным расчетным формулам для определения /г2, а2,12 Величина зенитного угла а2 в конце интервала — задается

При принятии а2, предварительно, задаваясь различными значениями Я2, в пределах 7?аопт1П для обсадных труб 0 244,5 мм определяется /г2, при котором обеспечивается условие Е (Я0 + кх + И2) < < Нскв

3 Определяются параметры профиля на 3-ем интервале набора кривизны, где зенитный угол увеличивается с а2 до а3 = агор = 90° (см рис 1) Предварительно находятся значения радиусов искривления на интервалах ствола под спуск обсадной колонны 0 244,5 мм — Я2 и на 3-ем интервале набора кривизны —

Взаимосвязь между и обеспечивает плавное сопряжение интервалов профиля и дуги искривления ствола скважин и, тем самым, минимизацию сил трения

Аналогичным образом выведены формулы для определения и Т?2 при заданных значениях Яи, Аи, щна2 = агор = 90° при проектировании профиля "сквозной" горизонтальной скважины с 2-мя интервалами набора кривизны на входной ветви траектории ствола

4 Определяются параметры профиля скважины на интервале бурения в продуктивном пласте (горизонтальный ствол)

Протяженность горизонтального ствола /гор = /4 задается.

5 Определяются параметры профиля на восходящей линии траектории ствола "сквозной" скважины. На данном интервале зенитный угол с а4 = агор = 90° увеличивается до а5 = 130-150° Разработаны соответствующие расчетные формулы для определения

Й5, «5, /5

6 Определяются результирующие параметры профиля скважины Общая длина ствола скважины 1скв

¿СКВ = /о + /1 +¡2 + ¿3 + ¿4 + /5 (1)

Глубина скважины по вертикали Яскв

Яскв = Яо + ¿1 + /?2 + /*3 (2)

Нст от устья скважины может отличаться от Нскв от забоя в зависимости от величины альтитуды земной поверхности

Общее отклонение ствол от вертикали Л,

Лкв = а\ + а2 + аъ + щ + а5 (3)

Результаты расчета параметров профиля во взаимосвязи с параметрами конструкции "сквозной" скважины представлены на рис 1

В четвертом разделе приводятся результаты аналитических исследований по оценке величин, возникающих в скважине сил сопротивления при строительстве скважин на битумные отложения

Исследованию проблем сил сопротивления в наклонно-направленной, в том числе, горизонтальной скважине, посвящено ряд работ Однако эти исследования посвящены в основном бурению глубоких скважин, в которых по существу нет ограничений на длины интервалов ствола, в результате известные решения оказываются неприемлемыми для их использования при бурении "сквозных" скважин на битумные отложения, с отмеченными выше специфическими условиями Таким образом, в данной работе разработана методика оценки сил сопротивления в скважине применительно для условий бурения сквозных и горизонтальных скважин с забоем в продуктивной толще Оценка величин сил сопротивления в скважине сводится к определению нагрузки на крюке ЕГкр при

выполнении операций по спуску ЕГ™ и подъему ЕГК£ бурильной

колонны, спуску обсадной колонны в зависимости от длины горизонтального ствола, коэффициента трения труб о стенки скважины, состава бурильного инструмента и обсадной колонны, с целью обеспечения условий безаварийного строительства скважины с заданными параметрами Величина ЕГК™, по существу, является нагрузкой на крюке, которая остается свободной после потери части веса бурильной колонны на трение о стенки ствола наклонной скважины при выполнении спуска инструмента на забой скважины

В табл 1 представлены расчетные формулы, по которым определяются поинтервальные значения усилий, прикладываемых к бурильной (обсадной) колонне при их спуске (подъеме) в горизонтальную скважину, в зависимости от типа профиля Предлагаемая методика расчета нагрузке на крюке при спуске бурильной колон-

ны в сквозную горизонтальную скважину излагается в аналитическом виде вместе с численным расчетом искомой величины ЕГкр

для удобств количественной оценки и составления программы на ЭВМ Расчет ведется по данным конструкции и профиля скважины, представленного на рис 1 Рассматривается вариант спуска в "сквозную" скважину бурильного инструмента, включающего компоновку низа бурильной колонны (КНБК) в составе — долото 0 215,9 мм, винтовой забойный двигатель для бурения горизонтальных скважин ВЗД-Г 0 176 мм с регулируемым искривленным переводником между силовой и шпиндельной частями двигателя, диамагнитную трубу 0 147 мм, телесистему М\У1) (веоЬпк) 0 172 мм, бурильную колонну состоящую из легкосплавных труб (ЛЕТ) 0 129 мм с толщиной стенки 5 = 9,0 мм, установленных в открытом стволе, утяжеленных бурильных труб (УБТ) 0 165,1 мм с 8 = 71,4 мм длиной 90 м, установленных внутри технической колонны 0 244,5 мм, спускаемой на глубину 90 м по стволу при зенитном угле а2 = 45,38°.

Задача по определению суммарной нагрузки на крюке ЦТкр, при спуске бурильного инструмента на забой на конечной глубине скважины сводится к определению текущих значений Т, нагрузки, прикладываемой к бурильной колонне в начале каждого участка профиля скважины (рис 1)

Расчет ведется методом "снизу вверх", т е от конечной глубины до устья скважины В расчете приняты общая длина КНБК 4снбк = 18 м, масса КНБК — 2000 кг, вес одного погонного метра ЛБТ 0 129x9 мм длет = 12,2 кг/м, дувт 0 165,1 мм, с 8 = 71,4 мм = = 135,4 кг/м Открытый ствол — от т С до т Р (рис 1), включает интервалы /3 = 49,52 от т С до т Б, /4 = /гор = 250 м от т Б до т Ей 15 = 214 м отЕ до т Б

В табл 2 приводятся результаты расчета ХГк°рп при спуске бурильного инструмента (включая КНБК), состоящего из легкосплавных бурильных труб 0129 мм и стальных бурильных труб 0 127 мм с УБТ 0 165,1 мм ЛБТ и СБТ установлены в открытом стволе, УБТ - внутри технической колонны 0 244,5 мм

Расчетные формулы для определения поинтервальных колонне в зависимости от типа проектного профиля

Тип профиля скважины Подъем бурильной (обсадной) колонны

Профиль с 3-мя интервалами набора * кривизны = Кор %т^гор (Созагор + Ц,8тагор) = +|а^б/Т/ГОр аГОр =90°

гр П М ~ а3 = >5П +д61тя3 (Бшаз -8та2)]е(аз_а2)ц ю°

/тпП у3 - Г4П + <?УБХД2(8та2 -Эта^"3'^]^2'^

Профиль с 2-мя интервалами набора кривизны Ггор = #б/Аор (Со8агор + ^тагор) = +(^б/Т/гор

/т>П 12 ~ ^гоР + <7УБТ*2 - йшщ

гр П - а2 = о 90

Профиль с одним интервалом набора кривизны

1) Усилие Т6, прикладываемые к бурильной колонне в т Е (рис 1) при спуске инструмента Т™ = (8та4 - 8та3) е^4,

при подъеме инструмента - _/?4 (8та4 - 8та3) ^

значений усилий, прикладываемых к бурильной (обсадной) при спуско-подъемных операциях в скважине

Спуск бурильной (обсадной) колонны

тТ = ^б/т^гор (Созагор - ц8тагор) = -|^б/х/ГОр

агор = 90°

ТТ = + з(^па3 -8та2)]-^

грсп _ У3 -

ЧубгК2 (5та2 -вт^)

грСП __ х2 ~

пСП .

3 Ло:3-а})/1

Ср = #б/Аор (С08агор " ИШц) = " М

гор

ТГ = [Ср +^2 (8та2 -БтаО]-^

тои

гсп+^8та1

2 „К-аОц

ЛИ

; а2 = 90

^гор - ^УБТ^горМ' ^^(Ср+^УБТ^та^)-^

2) Усилие Г] на вертикальном участке профиля скважины длиной Н0, для всех типов профиле Ть определяется по формуле 7\ = <з-УБТ Н0

Нагрузка на крюке при спуске бурильной колонны в "сквозную" скважину на битумные отложения

№ п/п Состав бурильной колонны Коэффициент трения, И Нагрузка на крюке при спуске Е7^п бурильной колонны, кг

Длина горизонтального ствола скважины /г0, участка ,м

250 500 750 1000

1 ЛБТ 0 129x9 мм 0,2 6560,8 6114,0 5667,2 5220,4

УБТ 0 165,1x71,4 мм 0,4 4579,5 3927,5 3275,5 2623,5

2 СБТ 0 127x9,19 мм 0,2 4371,4 3169,7 1970,5 771,6

УБТ 0 165,1x71,4 мм 0,4 2102,1 354,5 -1392,9 -3140,5

Анализ данных табл 2 показывает, что на величину £ТКрП заметное влияние оказывает состав бурильной колонны и, особенно, коэффициент трения ц Так, при одном и том же значении jj. = 0,4 при применении ЛБТ £Гксрп = 2623,5 кг обеспечивается достижение

/гор = 1000 м и более, в то время как при применении СБТ =

= -3140,5 кг, а максимальная длина горизонтального ствола /гор s 500 м

При принятии ц = 0,2 представляется возможность иметь /гор >: 1000 м, как при применении ЛБТ, так и СБТ Таким образом, одним из основных путей увеличения ЕГ™ является уменьшение величины ц Уменьшение ц достигается в основном путем введения в буровой раствор смазочных добавок Увеличение может быть достигнуто также за счет использования УБТ 0 177,8 мм с #увт = 163,7 кг/м, вместо УБТ 0 165,1 мм

Известно, что увеличение длины горизонтальной части ствола скважины в продуктивном пласте способствует увеличению дебита скважины Однако, при строительстве "сквозной" скважины увеличение /гор ограничено, в основном, по причине резкого уменьшения величины остаточной нагрузки на крюке для передачи осевой нагрузки на долото на интервале бурения обратной ветви траектории ствола (от т Едот F)

В связи с изложенным представляет практический интерес строительства горизонтальных скважин на битумные отложения как альтернативное решение строительству "сквозных" скважин В

диссертации выполнены расчеты ЕТ^ при спуске инструмента

£7^п и подъеме ЕГ^ из горизонтальной скважины при сопоставимых условиях со "сквозной" скважиной Дополнительно оценивалась эффективность применения УБТ 0 177,8x71,4 мм, устанавливаемых внутри технической колонны Выявлено, что при применении, как ЛБТ 0 129x9,0 мм, так и СБТ 0 127x9,19 мм при ц = 0,2 и 0,4 с УБТ 0 165,1 мм и 177,8 мм представляется возможность обеспечить длину горизонтального ствола скважины с /ГОр > 1 ООО м Особенно заметно влияние ц = 0,2 по сравнению с р. = 0,4 и УБТ 0 177,8 мм по сравнению с УБТ 0 165,1 мм на искомую величину — ЕГксрп Важным выводом результатов расчета ЕТ^ при подъеме

инструмента в зависимости от /гор и ц является то, что в соответствии с требованиями "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" ПБ 08-624-03 п 2 5 6 расчетная нагрузка на крюке буровой установки БУ-75 составляет £ГКр0П= 45000 кг Поэтому необходимо определить значение /гор, при которой ЕГКр < Е7^оп. Расчеты показали, что при бурении горизонтальной

скважины с использованием СБТ 0 127x9,19 мм и УБТ 0 177,8 мм максимальная длина горизонтального ствола равна /гор = 530 м, а при УБТ 0 165,1 мм /гор = 770 м, во всех остальных случаях факта-ческое ЕГ™< ЕГкдроп

При строительстве горизонтальных скважин на битумные отложения с обеспечением максимально возможной длины горизонтального ствола важной задачей является спуск эксплуатационной колонны Следует особо подчеркнуть, что в отличие от "сквозных" скважин на битумные отложения, где эксплуатационная колонна затаскивается в скважину с помощью бурильной колонны со стороны забоя скважины с противоположной от устья стороны, в горизонтальной скважине без выхода забоя на дневную поверхность условия спуска колонны значительно сложнее Это объясняется тем, что здесь практически нет возможности обеспечить создание достаточной дополнительной нагрузки на колонну, как это, напри-

мер, делается при спуске бурильной колонны в "сквозную" скважину за счет установки УБТ внутри технической колонны над бурильной колонной

В табл. 3 приводятся результаты расчета ЕГКрП при спуске в

горизонтальную скважину эксплуатационной колонны 0 168,3 и 146,1 мм в зависимости от /гор и ¡д.

Таблица 3

№ п/п Состав обсадной колонны Коэффициент трения Нагрузка на крюке при спуске эксплуатационной колонны, ТКт кг

Длина горизонтального участка ствола скважины, м

250 500 750 1000

Нормальный спуск обсадной колонны

1 0168,3x7,3 мм и 0168,3x12,1 мм 0,2 2592 1505 400 -671

0,4 1251 -340 1931 3522

2 0146,1x7,0 мм и 0168,3x12,1 мм 0,2 2780 1882 983 -84

0,4 1528 213 1100 2416

Спуск обсадной колонны 0168,3 и 146,1 мм с заполнением части колонны, установленной внутри 244,5 мм технической колонны, буровым раствором с плотностью 1500 кг/м3

3 0168,3x7,3 мм и 0168,3x12,1 мм 0,2 10641 9554 8466 7558

0,4 6749 5157 3567 1976

4 0146,1x7,0 мм и 0168,3x12,1 мм 0,2 10240 9420 8394 7500

0,4 7024 5709 4394 3079

Среди возможных методов создания дополнительной нагрузки на эксплуатационную колонну 0 168,3 мм при ее спуске в горизонтальную скважину рекомендовано использовать трубы с наименьшей толщиной стенки и веса погонного метра в открытом стволе и труб с максимально большой толщиной стенки и веса погонного метра внутри технической колонны Предложено также

использовать комбинированную по диаметру эксплуатационную колонну с установкой обсадных труб 0 146,1 мм в открытом стволе, а трубы 0 168,3 мм внутри технической колонны

Из проведенного нами расчета следует, что при использовании труб 0 146,1x7,0 мм, установленных в открытом стволе и труб 0 168,3x12,1 мм, установленных внутри технической колонны 0 244,5 мм, по сравнению с конструкцией колонны 168,3x7,3 мм и 168,3x12,1 мм представляется возможность увеличить /гор с 480 м до 530 м при ц = 0,4 и с /гор = 780 до 900 м при р. = 0,2

Эффективным методом увеличения ЕГксрп является также метод, основанный на заполнении верхней части эксплуатационной колонны буровым раствором большей плотности (рб/р например, 1500 кг/м3), чем раствор внутри фильтровой части колонны и в скважине с плотностью pg/p =1170 кг/м3 Длина столба бурового раствора с рб/р = 1500 кг/м3 составляет 90 м (часть колонны 0 168,3, находящаяся внутри колонны 0 244,5 мм) Метод позволяет спустить приведенные выше типоразмеры обсадных труб в горизонтальную скважину с /гор > 1000 м

Отметим, что при бурении паронагнетательной скважины № 233 и добывающей скважины № 232 расчетные и фактические значения нагрузки на крюке при выполнении спуско-подъемных операций бурильного инструмента показали хорошую сходимость результатов

Анализ результатов исследования проблемы спуска эксплуатационной колонны 0 168,3 мм в горизонтальную скважину показывает, что для обеспечения условий доведения колонны до заданной глубины практически при всех принятых технико-технологических параметрах скважины требуется приложение к колонне дополнительной осевой нагрузки

Для создания дополнительной нагрузки на колонну одним из предпочтительных способов следует считать метод флотации, получивший применение при бурении глубоких горизонтальных скважин за рубежом и в акватории о Сахалина Сущность метода заключается в использовании выталкивающей (архимедовой) силы РйЫТ, возникающей при спуске обсадной колонны с обратным клапаном Под действием FBm происходит подъем (отрыв) колонны от нижней стенки ствола скважины и таким образом устраняется от-

рицательное влияние силы трения Поскольку Fвыт прямо пропорционально зависит от длины незаполненной части колонны /в, то задача сводится к нахождению /в, которая обеспечит величину ^вых равную или большую величины ЕТщ, Для возникновения после спуска труб незаполненной раствором части колонны длиной /в, внутри колонны устанавливается заглушка (мостовая пробка) и далее колонна спускается с заполнением внутренней полости буровым раствором расчетной плотности В работе приводится пример использования метода флотации при спуске эксплуатационной колонны диаметром 168,3 мм в горизонтальную скважину с длиной горизонтального участка /гор = 500 м

В пятом разделе работы приводятся результаты внедрения разработанной технологии строительства "сквозных" горизонтальных скважин на битумные отложения

В разделе приводятся фактические данные по бурению пары уникальных "сквозных" скважин — паронагнетательной № 233 и добывающей № 232 Первой бурилась скважина № 233, в конструкции которой предусматривался спуск направления 0 426 мм на глубину 12 м и кондуктора 0 244,5 мм на глубину 102 м по стволу Однако, в процессе бурения интервала возникли осложнения — поглощение раствора, проработки ствола, из-за чего было принято решение перекрыть зону поглощения и кавернообразования спуском кондуктора диаметром 323,9 мм

После расширки ствола с 0 215,9 мм последовательно до 0 290 мм, 320 мм и 390 мм спустили на глубину 55 м кондуктор 0 323,9 мм и зацементировали При последующем бурении интервала ствола скважины под спуск 244,5 мм технической колонны с помощью КНБК, включающей долото 0 215,9 мм (МЗ-ГАУ), ВЗО-172 с углом изгиба отклонителя — 2°, телесистему "Геолинк", ТБПК 0127 мм увеличили зенитный угол с аКОНд=14,26° до 47,70° с интенсивностью га -1,1710м (радиус искривления К = 80,7м). На глубине 102 м по стволу произвели расширку ствола скважины с помощью КНБК РШ-190, пилотный расширитель 0 293 мм двига-тель-отклонитель ДО 240/195 с углом изгиба отклонителя — 3°, ТБПК 0 127 мм Техническую колонну 0 244,5 мм спустили в виде "хвостовика" в интервале 48-102 м При дальнейшем углублении скважины наблюдались посадки инструмента, недохождение до 22

забоя, проработки В интервале бурения от 105 до 344 м зенитный угол ствола скважины в продуктивном пласте был увеличен до 90° Типовая КНБК при этом следующая долото 0 215,9 мм, (11233) ДР-176 с углом переноса отклонителя — 2,1°, телесистема, бурильные трубы С глубины 129 м, для передачи осевой нагрузки на долото, использовали УБТ 0165,1 мм х 177,8 мм, установленные внутри обсадных колонн 244,5 мм х 323,9 мм

До глубины 436 м бурение шло нормально по восходящей траектории профиля Зенитный угол скважины составил 134,17°

С глубины 436 м и до глубины 491 м, когда долото вышло на дневную поверхность, бурение скважины велось при частичном и полном уходе раствора в пласт

После выхода долота и забойного двигателя на поверхность, со стороны забоя (устья 2) отвернули ВЗД и на конец бурильной колонны присоединили обсадную трубу Затем поочередно трубы наращивали и затягивали в скважину до выхода обсадной колонны из устья 1 скважины

Эксплуатационная колонна была составлена из обсадных труб диаметром 168,3 толщиной стенки 8,9 мм марки стали Е, профиль резьбы ОТТМ по ГОСТ 633-80 исполнения А. Колонна зацементирована со стороны устьев 1 и 2 В интервале 157-373 м внутри продуктивного пласта обсадная колонна была оснащена щелевыми фильтровыми трубами типа ФСЩ-2-168-150

Устья скважины оборудованы в соответствии с требованиями "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" ПБ 08-624-03

Добывающая скважина № 232 с учетом накопленного опыта была пробурена по программе бурения скважины № 233 более успешно Фактическая длина скважины с выходом долота на поверхность составила 543 м, из них горизонтальный ствол составил 200 м в интервале пласта 160-360 м По сравнению со скважиной № 233, коммерческая скорость бурения которой составила 184 м/стм-ц, добывающая скважина №232 была закончена строительством с коммерческой скоростью 453 м/ст м-ц По окончании строительства пара скважин была введена в эксплуатацию В настоящее время скважины работают с устойчивым дебитом «15 м3 жидкого битума в сутки

Основные выводы и рекомендации

1 Разработана технология строительства скважин на битумные отложения, включающая специальные компоновки низа бурильной колонны для интенсивного набора кривизны до 90°, ее стабилизации в продуктивном пласте и малоинтенсивного набора кривизны до 130-150° на интервале обратной ветви траектории ствола сквозной скважины с выходом забоя на дневную поверхность

2 Разработаны научно и технологически обоснованные решения в области проектирования рациональной конструкции и профиля скважины, обеспечивающие спуск обсадных колонн до проектных глубин

3 Разработаны методы оценки величин, возникающих в скважине сил сопротивления, при выполнении спуско-подъемных операций бурильной колонны и спуске обсадных колонн и метод эффективного управления основными факторами, влияющими на эти силы

4 Определены величины максимально возможной длины горизонтального ствола в продуктивном стволе с целью увеличения дебитов скважин

5 На основе разработанной технологии строительства скважин, впервые в отечественной практике буровых работ, в республике Татарстан осуществлено строительство "сквозных" скважин (паронагнетательных и добывающих) с параллельными стволами в продуктивном пласте на расстоянии пяти метров друг от друга по вертикали, с выходом забоев на дневную поверхность

6. Успешное внедрение в производство разработанной технологии бурения обеспечило начало промышленного освоения месторождений природных битумов в республике Татарстан

Основные научные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

1 3 Ф Гилязетдинов, МН Студенский, Р Р Бикбулатов, Б М Курочкин и др Повышение показателей работы долота за счет внедрения флокуляции твердой фазы бурового раствора с использованием "ПОЛИОКС'а" в Альметьевском УБР АО "Татнефть" НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше на море М ВНИИОЭНГ, № 8-9, 1998 г С 5-7

2 Б М Курочкин, Д Ф Балденко, О К Рогачев, МН Студенский Новые технологии добычи тяжелых нефтей и битумов при депрессии техногравитационными способами Нефтяное хозяйство № 6, 2007 г С 82-84

3 С А Оганов, МН Студенский Проектирование профиля "сквозной" горизонтальной скважины на битумные отложения НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море ВНИИОЭНГ, № 10,2007 г С 2-7

4 С А Оганов, МН Студенский. Оценка сил сопротивления, возникающих в скважине, при строительстве на Ашальчинском месторождении природных битумов НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море ВНИИОЭНГ, № 11, 2007 г С 5-11

5 Курочкин Б М, ЛобановаВН, Студенский МН, ВакулаАЯ, Ггшазов ИН, Муртазин МА, Максимов ВН, Луконин АМ Тампонажный состав Изобрет Бюл № 16,10 06 2000

6 Сафин В А, Вакула АЯ, Ермаков ОН, Студенский МН Пакер для цементирования обсадной колонны Изобрет Бюл № 19, 10 07 2001

7 Бикчурин ТН, Студенский МН, Вакула А Я, Антипов АН, Замалиев ТХ, Шаяхметов А Ш Способ приготовления полимерг-линистого раствора Изобрет Бюл № 18, 27 06 2004

8 Бикчурин ТН, Студенский М Н, Вакула А Я, Антипов АП, Замалиев ТХ, Шаяхмедов АШ, Гимазов ЭН Наддолотный центратор-стабилизатор для бурения забойным двигателем Изобрет Бюл № 22, 10 08 2004

9 Тахаутдинов Ш Ф, Бикчурин ТН, Студенский МН, Вакула А Я, Антипов А П Шаяхметов А Ш, Замалиев ТХ Способ приготовления полимерсолевого бурового раствора для вскрытия глинистых пород, склонных к обвалообразованию Изобрет Бюл № 2, 20 01 2005 г

10 Тахаутдинов Ш Ф, Ибрагимов НГ, Бикчурин ТН, Студенский МН, Вакула А Я, Гуськов ИВ, Замалиев ТХ, Кашпов С А Способ проходки неустойчивых глинистых пород при бурении нефтяных и газовых скважин Изобрет Бюл №20, 20 07 2005 г

11 Бикчурин ТН, Студенский МН, Вакула АЯ, Бикбула-тов Р Р, Шаяхметов А Ш, Гимазов Э.Н, Замалиев ТХ, Кашапов С А Способ вскрытия бурением катастрофически поглощающего пласта Изобрет Бюл № 24, 27 08 2005

12 Бикчурин ТН, Студенский МН, Вакула АЯ, Бикбула-тов Р Р, Замалиев ТХ, Шаяхметов А Ш, Максимов В А, Кашапов С А Способ изоляции зон катастрофических поглощений бурового раствора при бурении нефтяных и газовых скважин Изобрет Бюл № 5, 20 02 2006

13 Студенский МН, Зубарев В И, Габдуллин РГ, Зиятди-нов Р 3, Страхов Д В Устройство для цементирования хвостовика в скважине Изобрет Бюл № 2, 20 01 2006

14 Студенский МН, Гвоздь МС, Иванова ТВ, Минга-зов А И, Зиятдинов Р 3, Страхов Д В Разъединительное устройство для цементирования хвостовика в скважине Изобрет Бюл №28, 10 10.2006

Подписано в печать - март 2008 г Формат издания 60x90 (1/16) Бумага офсетная № 1 Печать офсетная Тираж 100 экз Заказ 6440 ОАО "ВНИИОЭНГ', 117420, г Москва, ул Наметкина, 14, корп Б, E-mail vnnoeng@mcn ru

Качество печати соответствует предоставленному оригинал-макету

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Студенский, Михаил Николаевич

рипластовым горением. Последний метод был апробирован в 3-х залежах Татарии (Сугумлинском, Мордовско-Кармальском, Ашальчинском).

Авторы отмечают, что большой эффект может быть получен при бурении наклонных, разветвлено-горизонтальных скважин непосредственно в пределах продуктивного пласта, обеспечивающих увеличение дренажа и как следствие увеличение дебита скважин.

В работе [6] автором A.M. Садреевым приводится классификация залежей битумов по месторождениям Татарстана, где отмечается, что в залежах пермских битумов присутствует широкий спектр продуктов превращения нефти. В скоплениях твердые битумы нередко находятся в" совместном залегании с жидкими, иногда с газообразными разностями углеводородов. Нефтебитумные залежи широко распространены в шешминских отложениях.

В работе "Продуктивные битуминозные толщи пермских отложений Меле-кесской впадины и Татарского свода" приводятся следующие интересные сведения по Ашальчинскому месторождению [7]. Залежи битумов на Ашальчинском и Северо-Ашальчинском месторождениях были изучены по материалам бурения свыше 60 скважин. Образцы пород отбирались через каждые 20 см из продуктивной части пласта, изучались также образцы пород из кровельной и подошвенной частей залежи битумов, из толщи "лингуловых глин" и из нижней части песчано-глинистой пачки. По этим месторождениям составлен ряд карт по изменению параметров коллекторских свойств пород. Установлено, что наиболее битумонасыщенными являются отложения сводовой и присводовых частей песчаниковой пачки.

Тектоническая литература. В SPE/IADC 92685 в статье "Скважина с U-образной трубой — опыт соединения горизонтальных скважин впритык - установка и строительство первой в мире скважины с U-образной трубой" [8].

Приводятся данные по двум горизонтальным скважинам, пробуренным навстречу друг другу с противоположного берега реки, при общем расстоянии между устьями — 430 м и глубине по вертикали — 195 м, стволы которых удалось соединить в единый ствол в пласте.

В конструкциях скважин были использованы кондуктор 0244,5 мм и эксплуатационная колонна 0177,8 мм. Азимуты скважин направлены строго в противоположные стороны (в скв. №1 проектный азимут равнялся — N 15°; в скважине №2 — N 195°У. В скв. №1 на глубину 80 м в ствол диаметром 311,15 мм был спущен кондуктор 0244,5 мм при зенитном угле 16°. Бурение из под башмака кондуктора продолжали долотом 0222,25 мм. Весь интервал набора кривизны был пробурен с интенсивностью искривления ia = 11-13730 м, что соответствует ia = 3,66-4,33710 м (радиус искривления R = 132,33 - 156,55 м). Длина ствола скважины на интервале набора кривизны составила 225 м. Горизонтальный ствол был пробурен до глубины 476 м. Эксплуатационная колонна была установлена на глубине 318 м, в результате часть пробуренного ствола длиной 158 м оставалась неперекрытой для удобств встречи стволов впритык с скважиной № 2. Спущенная часть обсадной колонны 0177,8 мм была зацементирована манжетным способом.

Скважина №2 была пробурена после бурения первой скважины, чтобы минимизировать время, в течение которого необсаженнйй ствол в первой скважине остается открытым. Программа бурения скв. №2 была такой же, как скв. №1. Кондуктор 0244,5 мм также был спущен на глубину 80 м, но зенитный угол был увеличен до 21°. После крепления кондуктора бурение продолжали долотом 0222,25 мм с навигационной телесистемой MWD до зенитного угла 60°. В дальнейшем в системе MWD был смонтирован дальномерный зонд и управление бурением велось с помощью системы наведения по магнитному полю. Были сделаны несколько попыток встречи стволов, которые, в конечном счете, увенчались успехом.

Считаем необходимым подчеркнуть, что опыт строительства "сквозных" горизонтальных скважин на Ашальчинском месторождении ОАО "Татнефть" имеет ряд идентичных технологических решений с описанным выше зарубежным опытом, особенно в части использования диаметров долот и обсадных колонн, интенсивности искривления и величин зенитного угла на интервале спуска кондуктора и др. Отметим также, что на стадии предпроектных работ к строительству "сквозных" скважин рассматривались предложения по бурению скважин двумя станками одновременно, с обеспечением встречи стволов в продуктивном пласте в расчетной точке. Этот метод имеет преимущество перед "сквозным" стволом за счет положительного решения экологической проблемы, а также проблемы безопасности от возможного проявления скважины за счет оборудования устьев скважин противовыбросовым оборудованием и соответствующим креплением приустьевой части скважины обсадными трубами — направлением, кондуктором.

В работе "Винтовые забойные двигатели" — справочное пособие [9] авторы Д.Ф. Балденко, Ф.Д. Балденко, А.Н. Гноевых отмечают, что практический интерес представляет опыт проводки горизонтальных скважин — туннелей под водными преградами, проводимыми канадской компанией "Zeeland Horizontal". Отмечается также, что в 1998 г. в России с использованием винтового двигателя ДГ-155 служба бурения "Ростелеком" провела туннель при строительстве кабельного перехода через р. Обь в Новосибирской области. Некоторые сведения о технологии бурения следующие: долото 0190 мм, ДГ-155, телесистема, бурильные трубы; производительность насоса QH = 6-7 л/с; давление на насосе Рн = 3,5-5,0 МПа; механическая скорость бурения VM = 8 м/час.

Общая длина ствола скважины составила — 890 м, из них 275 м составили наклонный участок под углом 12°, затем шел горизонтальный участок подъема под углом 10°.

Представляет интерес статья в журнале О. Толстового, ЗАО ИФ "Магма" "Бурение и нефть" №7-8 2005 г. [10] в котором автор описывает опыт бестраншейной прокладки нефтегазопроводов наклонно-направленным бурением. Автор отмечает, что еще в 1984 г. под руководством заслуженного изобретателя России В.И. Минаева в "Центре "Магистраль" был разработан и изготовлен уникальный проходческий комплекс наклонно-направленного бурения КПГ-1 с тяговым усилием 600 тн, не имеющий аналогов в мировой практике. В Подмосковье, на реке Клязьма были успешно проведены испытания нового способа. Было пробурено восемь скважин и проложены трубопроводы диаметрами 159, 325,720 и 1220 мм. Затем по этой технологии были проложены нефтегазопроводы под реками Москва, Нара, Истра и другими протяженными объектами в различных регионах страны. Пермский машиностроительный завод "Мотови-лиха" в содружестве с ОАО "Нефтегазмаш" (г. Уфа) разработал и изготовил новую установку наклонно-направленного бурения. НТЦ ООО "Кубаньгаз-пром" разработал и изготовил буровой станок УГБ-150 такого же класса, но по собственному оригинальному конструкторскому решению, а ИФ "Магма" и приступила к созданию ряда проходческих комплексов, под научным руководством В.И. Минаева.

Считаем необходимым подчеркнуть, что "проходческий комплекс" может получить применение при бурении горизонтальных скважин на Ашальчинском месторождении природных битумов.

Представляет практический интерес опыт строительства 2-х скважин №№ Шаг, 131вг с горизонтальным стволом в продуктивном пласте на Мордово-Кармальском месторождении природных битумов в республике Татарстан [11]. Проектная глубина кровли пласта — 86 м. толщина пласта — 10-11 м. Конструкция скважины — направление 0323,9 мм спущено на глубину 12 м, в ствол пробуренный долотом 0393,5 мм. Комбинированная по диаметру эксплуатационная колонна 0 168,3x146,1 мм спущена на глубину «240 м. Верхняя часть эксплуатационной колонны зацементирована манжетным способом, нижняя часть колонны, в горизонтальном стволе, представлена в виде фильтровых труб. Параллельно расположенные горизонтальные стволы скважин находятся на расстоянии примерно 5 м по вертикали друг от друга. Бурение скважин велось по трехинтервальному профилю с радиусом искривления 75-80 м (интенсивность искривления на 10 м проходки ствола — 7,14-7,16°). На интервале набора кривизны применяли компоновку низа бурильной колонны, включающую: долото 0215,9 мм типа МСЗ-ГАУ-К-01, укороченный винтовой двигатель ДЗ-172 с углом перекоса 0-3°, шарнирное соединение, телесистема "Радиус", бурильные трубы ТБГТВ 0127 мм. Для увеличения осевой нагрузки на долото использовали УБТ 0229 мм длиной 6 м, установленную между вертлюгом и квадратом. Бурение велось с применением полимер-глинистого бурового раствора с параметрами — плотность — 1,2 г/см3, условная вязкость — 26 сек, водоотдача — 6 см3 за 30 мин. После крепления эксплуатационной колонны, цементирования и ОЗЦ, муфту 2-х ступенчатого цементирования и цементный стакан разбурили долотом 0146 мм с винтовым двигателем Д-85 на насосно-компрессорных трубах 062,3 мм. Скважина № 131 аг была пробурена за 19 суток с коммерческой скоростью — 380,5 м/ст.м-ц, скважина №131 вг пробурена за 15 суток при коммерческой скоростью — 480 м/ст.м-ц. Опыт строительства этих скважин был использован при проектировании и строительстве "сквозных" скважин №№233, 232 на Ашальчинском месторождении природных битумов.

1.1.Обоснование разработки технологических схем добычи битумов (битуминозных тяжёлых нефтей) на глубинах более 100-200 метров.

В соответствии с новой программой освоения ресурсов тяжёлых нетей и природных битумов республики до 2020 года предусмотрено создание единого комплекса по добыче и глубокой переработки сырья.

В 2006 г. ОАО «Татнефть» получила лицензию на право пользования недрами Черемшано - Бастрикской зоны (в пределах всего чехла), а также получает лицензию на разработку относительно глубокой зоны на юго - востоке Татарстана.

Запасы природных битумов и битуминозных нефтей по разным оценкам составляют от 2 млрд. тонн до 7 млрд. тонн. К настоящему времени выявлены далеко не все месторождения. Следовательно, уже сейчас необходимо вести разработку технологии бурения скважин не только на приповерхностную часть месторождений, но и на большие глубины.

В таблице 1 приведены данные по расположению битумов только по Вол-го-Уральской провинции.

Бурение скважин на большие глубины, чем на Ашальчинском месторождении (в настоящее время до 100м), потребует создании технологических схем, которые должны учитывать проводку стволов на глубину 500-700 метров и более, и затем проводку горизонтальных стволов в породах, представленных карбонатными или плотными песчаниками.

Большие трудности предстоят при бурении горизонтальных скважин на турнейские отложения битумов в пределах юго-востока Татарстана. Отложения турнейского яруса представлены (сверху - вниз) кизеловским, чере-петским, упинским, малевским горизонтами, сложенными карбонатными породами, которые представлены известняками нескольких структурно - генетических разностей. Выделено четыре структурно - генетических разности известняков, слагающих отложения турнейского яруса: комковатые, сгу-стково - детритовые, шламово - детритовые и форамини - ферово - сгустко-вые. Первые две структурно - генетические разности, слагая продуктивную часть разреза верхнетурнейского подъяруса, определяют основной тип структуры порового пространства пород этой части разреза как преимущественно поровый с подчиненным значением микротрещин. В нижнетурней-ском подъярусе данная разность характеризуется в основном крупными размерами комков - обломков.

На 2006-2007г.г. добыча Ith природного битума обходится почти в 10 раз дороже, чем добыча Ith нефти, поэтому поставлены вопросы создания не только технологии бурения «сквозных» скважин на небольшие глубины, но и провести совершенствование технологии бурения горизонтальных скважин на глубинах 500-700м, когда придется дополнительно ко всем затратам на осложнения по бурению по битумным осложнениям прибавить затраты на ликвидацию осложнений в верхней части разреза (0-500м) и в самих битуминозных пластах в карбонатах, где встречаются зоны поглощения, прихватов, трудности в доведении нагрузки на долото в горизонтальном пласте и т.п.

В связи с вышеизложенным представляется необходимым вести работы по совершенствованию технологии бурения скважин на глубинах 500-700 метров.

Представлены следующие направления в работе.

1. Разработка перспективных направлений в совершенствовании технологии бурения скважин на природный битум и сверхвязкие нефти.

- совершенствование технологии бурения скважин на ПБ в верхней части месторождений с зонами поглощения по всему разрезу.

- обоснование применения технологии крепления обсадных колонн диаметром 324мм и 245мм тампонажным раствором с высокими тиксотропны-ми свойствами (ТИКСОТРОПИК).

- анализ существующих технологий и оценка перспективности новых направлений в технологии добычи нефтей и битумов при депрессии термогравитационными способами.

- совершенствование технологии разрушения породы на забое в ГС.

2. Экономическая эффективность применения технологии разбуривания ПБ с применением стандартной буровой установки.

1.2. Анализ технологии бурения скважин на ПБ в верхней части разреза при вскрытых зонах поглощения.

Первый опыт бурения сквозных скважин на ПБ показал нам, что необходимо наши эффективные разработки по ликвидации осложнений применять и в этих скважинах. Встала проблема выделить наши разработки, определиться и обосновать их применение. В настоящее время скважины на битум бурятся на небольшую глубину и поэтому необходимо совершенствование технологии бурения сквозных скважин в верхней части разреза при вскрытых зонах поглощения. При бурении под кондуктор в верхней части разреза зоны поглощения встречаются практически в каждой скважине.

После вскрытия зон частичного поглощения, довольно часто, в связи с особой сложностью их изоляции приходится вести бурение на воде, т.к. через несколько интервалов (5-10 м), как правило, встречаются новые зоны.

Процесс проводки скважин через проницаемые породы не может считаться совершенным, если не приняты всевозможные технологические приемы, обеспечивающие максимум снижения затрат на борьбу с осложнениями, а также непосредственно на процесс бурения. Поэтому в таких условиях планируется применять «Технологию гидравлического крепления ствола», в процессе углубления уже поглощающего открытого ствола. Она разработана и опробована совместно с ВНИИБТ. Как показала практика [12] интенсивность поглощения, при вскрытии следующих по разрезу зон поглощения, может быть снижена, а, следовательно, и улучшены возможности их изоляции, если весь шлам с забоя (при частичном поглощении и при бурении на воде) будет поступать сразу же во вновь вскрытые проницаемые пласты. Чтобы этот процесс интенсифицировать в закачиваемую промывочную жидкость на поверхности вводится флокулянт.

Эта технология разрабатывается и рассматривается нами также и на дальнейшую перспективу, когда ПБ находятся на глубинах 1000 м и более. При бурении до этой глубины придется проходить несколько зон и практически бурить с промывкой водой. Для этого направления и предназначена технология гидравлического крепления скважин в процессе бурения.

Применение флокулянтов при бурении скважин ранее имело цель высаждения шламовой взвеси из бурового раствора при бурении на технической воде. При этом достигается эффект повышения показателей отработки долот.

Применение ПОЛИОКСа для осветления бурового раствора в приемных амбарах получило довольно широкое распространение. В этом большая заслуга инженеров-технологов Альметьевского УБР.

Однако на сегодня следовало бы подойти более широко к применению фло-кулянта ПОЛИОКСа— как добавки в нагнетательную линию циркуляционной системы буровой, обеспечивающей флокуляцию дисперсной фазы непосредственно у долота и как следствие этого — создание нового технологического процесса герметизации открытого ствола, которое можно назвать «Гидравлическое крепление скважин». Суть его сводится к изоляции проницаемых пород с созданием на стенках скважины тонкого изоляционного слоя в начальный момент их вскрытия, исключая при этом их дренирование.

Сфлокулированная шламовая дисперсная фаза совместно с полимером ПОЛИОКСом является тампонирующим средством, которое при развитии этого направления должно дополняться специальными блокирующими добавками.

Если ранее флокулянты вводили только в желобную систему и приемные амбары для высаждения шлама, то по новой технологии достигается не только эта цель, но и улучшаются условия для бурения породы и закупоривания проницаемых стенок ствола.

Гидравлическое крепление проницаемого ствола за счет сфлокулирован-ного шлама, поднимающегося в восходящем потоке бурового раствора трудно отметить в натуральном виде, т. е. непосредственно в процессе бурения. Однако такой случай представился в скважине № 32181. При бурении в нижнефаменском ярусе наблюдалось кратковременное частичное поглощение интенсивностью до 5 м3/ч.

После ввода ПОЭ в процессе бурения сразу же было отмечено закупоривание поглощающих каналов - поглощение прекратилось. Эффект закупоривания мелких трещин и каналов поглощения происходит за счет сфлокулирован-ных тонких частиц шлама, связанных сложной молекулярной цепочкой ПОЭ, как мостиком от одной частицы к другой. Полимеры типа ПАА такой сложной конфигурации молекул не обладают. Подобными ПОЭ свойствами обладают зарубежные полимеры типаАккатрол, Декадрил.

В процессе бурения скважин были опробованы различные схемы ввода ПОЭ в буровой раствор непосредственно в бурильный инструмент.

Способ ввода ПОЛИОКСа в сухом виде (в виде порошка) с помощью засасывания через шланг во всасывающую линию (храпок) насоса более технологичен.

На рис. 1.1 приведены осредненные данные по изменению содержания шлама в буровом растворе на отдельном отрезке процесса бурения во время одного долбления. Показано, как изменяется концентрация шлама по мере углубления скважины. Однако сам процесс долбления (отработки долота) не протекает равномерно.

Рис. 1.1. Изменение содержания шлама в буровом растворе на отдельном этапе бурения в процессе одного долбления в мячковском горизонте с глубины 752 м о. <г

На рис. 1.2, как пример показано изменение концентрации шлама при бурении в течение 10ч с глубины 899 м. Бурение происходило с ПОЭ, введенном через бурильную колонну. Данные рис. 2 показывают, как довольно резко может меняться концентрация шлама в процессе одного долбления. Если считать, что режим бурения практически мало изменялся (нагрузка на долото, объем прокачиваемой жидкости), то содержание шлама зависело от типа встречаемой породы и как следствие — от механической скорости.

С», г/л

15-

I 2 Э 'ч 5 « 7 ~« 9 1С Т, ч

Рис.1.2. Изменение содержания шлама во время бурения с порционным вводом ПОЭ с глубины 899 м

Седиментацию шлама в отобранных пробах определяли по скорости осветления жидкости в стеклянной мензурке. На отдельных этапах исследований на буровой были сформированы в отдельные комплексы пробы с содержанием шлама 12 г/л. Пробы были взяты при бурении без ввода ПОЭ и после его ввода.

Сравнительные данные приведены в табл. 1.2.

На рис. 1.3 приведены графически сравнительные данные по осветлению бурового раствора без добавки флокулянта (ПОЭ) и с его добавкой. Пробы отбирались при бурении в одном и том же горизонте.

Таблица 1.

Время осветления, мин Объем осветленной части бурового раствора, мл

Без ПОЭ С добавкой ПОЭ

8 178

10 235 - "

Рис. 1.3. Сравнение динамики высаждения шлама из бурового раствора с концентрацией 16 г/л: 1 — без добавки флокулянта; 2 — с добавкой флокулянта ПОЭ

Лабораторные исследования характера осветления бурового раствора без добавки флокулянта и с добавкой ПОЭ показали, что данные практически полностью совпали с данными, полученными на буровой (см. рис. 1.3).

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Студенский, Михаил Николаевич

Основные выводы и рекомендации

1. Разработана технология строительства скважин на битумные отложения, включающая специальные компоновки низа бурильной колонны для интенсивного набора кривизны до 90°, ее стабилизации в продуктивном пласте и малоинтенсивного набора кривизны до 130-150° на интервале обратной ветви траектории ствола сквозной скважины с выходом забоя на дневную поверхность.

2. Разработаны научно и технологически обоснованные решения в области проектирования рациональной конструкции и профиля скважины, обеспечивающие спуск обсадных колонн до проектных глубин.

3. Разработаны методы оценки величин, возникающих в скважине сил сопротивления, при выполнении спуско-подъемных операций бурильной колонны и спуске обсадных колонн и метод эффективного управления основными факторами, влияющими на эти силы.

4. Определены величины максимально возможной длины горизонтального ствола в продуктивном стволе с целью увеличения дебитов скважин.

5. На основе разработанной технологии строительства скважин, впервые в отечественной практике буровых работ, в республике Татарстан осуществлено строительство "сквозных" скважин (паронагнетательных и добывающих) с параллельными стволами в продуктивном пласте на расстоянии пяти метров друг от друга по вертикали, с выходом забоев на дневную поверхность.

6. Успешное внедрение в производство разработанной технологии бурения обеспечило начало промышленного освоения месторождений природных битумов в республике Татарстан.

Заключение.

Последовательная добыча битума из системы стволов и одновременное бурение даст возможность при минимальной затрате средств добывать его по мере накопления в стволах за время кругового их обхода. Причем для добычи битума необходима стационарная установка для подачи теплоносителя и компоновка бурильного инструмента с электробуром. На этой основе появляется система непрерывной добычи битума с минимальными затратами теплоносителя.

Нам представляется, что при вложении достаточных инвестиций в эти проекты, предложенные способы могут найти широкое применение в нефтяной и газовой промышленности.

Совершенствованию технологии разрушения породы на забое в ГС по священы работы [19-25]. 1

Рис. 1.13. Схема бурения ярусов в ПБ из открытых стволов

Раздел 2. Геологическое строение Ашальчинского битумного месторождения

В тектоническом отношении Ашальчинское месторождение располагается в пределах Черемшано-Ямашинской зоны на западном склоне Южного купола Татарского свода. Основные скопления битумов сосредоточены в терригенных коллекторах уфимского яруса верхней Перми. Осадочный комплекс в районе месторождения полностью вскрыт разведочными скважинами, пробуренными на битумную залежь. Геологический разрез до глубины 270 метров сложен отложениями пермской, неогеновой и четвертичной системами.

Глубина залегания продуктивных отложений в районе месторождения изменяется от 48 до 124 м. Амплитуда поднятия составляет 36 м, размеры поднятия — 2,5x4,0 км. Общая толщина песчаной пачки в пределах месторождений изменяется от 5 до 38,5 метра. Эффективная нефтенасыщенная толщина на северной части залежи достигает 31,15м, южной 16,8 м и в среднем по месторождению составляет 17,7 м. Средняя пористость продуктивного коллектора составляет 0,333 доли единиц. Среднее значение проницаемости продуктивного кол

2 2 лектора составляет 0,265 мкм (горизонтальная) и 0,394 мкм (вертикальная).

Начальная весовая нефтенасыщенность продуктивного коллектора в среднем составляет 0,10 дол.ед. Нефтенасыщенность продуктивного коллектора по данным ГИС изменяется от 0,572 до 0,903 доли ед.

Особенностью строения залежи является наличие внутри залежи водонасы-щенных пропластков составляющих в среднем 3,5 %, эффективной нефтенасы-щенной толщины.

Покрышкой для залежи служат "лингуловые глины". Толщина их в присво-довых и сводовых частях составляет 4—10 метров, в пониженных участках достигают 22 м.

Характеризуя гидрогеологическую изученность Ашальчинского месторождения следует отметить, что пьезометрические уровни нижнепермских и верхнепермских горизонтов повторяют дневную поверхность. Зона пресных вод изучена недостаточно полно. Поэтому для исключения возможных перетоков нижних вод конструкции сквозных скважин должна составлять надежное перекрытие вайту-ганского и камышлинского горизонтов. Для контроля за режимом подземных вод необходимо предусмотреть пьезометрические скважины на верхние, внутрикон-турные и нижние воды.

Сводный геолого-стратиграфический разрез до глубины сакмарских отложений Ашальчинского битумного месторождения

Литологический разрез Толщина нтервала, м Интервал, м Категория пород по буримости Возможные осложения

1 2 3 4 5

Суглинки бурокоричневые 0-16 0-16 III Обвалы

Глины бурокоричневые жирные пластичные N 0-128 0-128 III Обвалы

Песчаник известковый Глина серая Рг 0-61 0-61 IV

Известняк буроватожелтый 3-5 20-25 VI

Алевролит слоистый 5-10 25-35 IV Поглощения

Песчаник серый мелкозер. 3-4 25-39 IV

Мергель серый, известняк 3-4 39-41 V

Известняк темно-серый, известковый 3-8 42-51 V

Глина серая, слоистая, известковистая 10 51-61 III

Известняк темносерый, сильно глинистый 1,3-48 61-69 XI Поглощения

Глина серая, слоистая 4-22 69-82 IV

Песчаник коричневый, мелкозернистый, битуминозный 5-39 82-109 III Осыпи

Переслаивание глин, песчаников, алевролитов, мергелей 6-78 109-140 IV-V

2.1. Геолого-технологическое обоснование строительства пары горизонтальных скважин

Отложения уфимского яруса (Р2 -и\), содержащие основные запасы природных битумов (ПБ), на площади месторождения представлены шешминским горизонтом, состоящим из двух пачек: нижней — песчано-глинистой и верхней — песчаной.

Верхняя песчаная пачка, к которой приурочена битумная залежь, представляет собой своеобразное природное образование в виде песчаного тела, вытянутого в северо-западном направлении. В пределах рассматриваемого месторождения песчаная пачка развита повсеместно, ее толщина изменяется от 5 м до 38,5 м. Сводный литолого-стратиграфический разрез представлен на рис. 2.1.

Песчаная пачка вскрыта всеми пробуренными на месторождении скважинами и бурение оценочных скважин №№227, 228, 229 проведено со сплошным отбором керна к продуктивной толще. Песчаная пачка сложена песчаниками в различной степени сцементированными: от рыхлых песков до плотных, сильно известкови-стых, практически непроницаемых песчаников. Крайне редко в разрезе песчаной пачки встречаются маломощные прослои глин и известняков. В кровельной части песчаной пачки залегают "лингуловые глины", интервал залегания которых на кривых гас обозначен повышенными значениями амплитуд кривых ПС и ГК.

Пески и песчаники в битумоносных интервалах от коричневых до черных, часть косослоистые, с включениями кристаллов пирита. Кластический материал в песчаниках представлен обломками кремния, эффузивных пород, зерен кварца, полевых шпатов, чешуйками слюды и другими породами и минералами. Форма зерен угловатая. Размер их 0,03-0,4 мм, преобладает размер зерен 0,1-0,2 мм. Цемент в песчаниках глинисто-кальцитовый, в плотных разностях — кальцитовый, базальный. По данным анализа результатов исследования кер-нового материала в осевой части поднятия продуктивная толща песчаной пачки сложена рыхлыми песками и слабосцементированными рассыпающимися песчаниками с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. В приконтурных частях рыхлые отложения сменяются песчаниками сцементированными, а за пределами контура битумоносности песчаная пачка представлена песчаниками

О го о За X jr

Sc ь s: н о S о I 0 1 о

H -О ш

О W

-е s

X. CD о s S(

-ö CD to -О CD to средней крепости с пониженными коллекторскими свойствами. По результатам бурения оценочных скважин №№ 227, 228, 229, заложенных по рекомендации ОПР, было уточнено геологическое строение залежи. В разрезе скважины № 229 выделяются плотные прослои, по кровельной части одного из которых по ГИС отбивается подошва залежи. В скважине № 228 по результатам ГИС выделен БВК. Разница в гипсометрических отметках БВК (в скв. № 228) и подошвы нефти (в скв. № 229) составляет 26 метров. По макроописанию кернового материала весь разрез песчаной пачки на участке заложения пары горизонтальных скважин, за исключением плотных глинистых прослоев в скважине № 229, битумонасыщен. Подошвой залежи по результатам анализа керна служат глины известковистые с тонкими прослоями битумонасыщенного песчаника и глин песчанистых. Необходимо отметить, что керн при выносе и при проведении анализов, особенно экстрагировании, разрушается в результате слабой цементации или отсутствии ее.

В подошвенной части песчаной пачки залегает песчаник черный с коричневым, реже с зеленоватым оттенком, мелкозернистый, плотный, крепкий, поли-миктовый, тонкослоистый.

Соответственно принятым решениям в проектном документе на опытно-промышленную разработку (ОПР) битумной залежи Ашальчинского месторождения, предусматривающей бурение парных горизонтальных скважин, расположенных одна над другой в вертикальной плоскости на расстоянии пять метров, в данном проекте на строительство таких скважин обосновывается заложение первой пары. Первые опытные проектные скважины №№ 232, 233 с учетом инфраструктуры, устьев и забоев пробуренных скважин и с целью максимального сохранения температуры закачиваемого пара, подаваемого на устье нагнетательной скважины, расположены в плане на самом возможно близком расстоянии от источника воды и природного газа. В верхнюю ГС должна осуществляться закачка пара, а из нижней — производиться отбор стекающего под силой гравитации битума. Скважины предполагается пробурить сквозные с выходом их забоев на поверхность. Выкопировка с карты эффективных битумона-сыщенных толщин песчаной пачки Р2и\ Ашальчинского месторождения природных битумов, выполненная в отделе разработки бАО "Татнефть" ТатНИПИ-нефть, представлена на рис. 2.2.

В разрезе продуктивной части траектория нижней добывающей скважины в самой своей нижней точке отстоит от подошвы песчаной пачки на 1,6 метров. Расстояние по вертикали между стволами паронагнетательной и эксплуатационной скважин равное пяти метрам было определено как оптимальное при моделировании процесса разработки залежи. Бурение сквозных скважин с выходом забоя на поверхность в Татарстане производятся впервые.

По проектной паре горизонтальных скважин: верхняя №232 — паронагнета-тельная, нижняя №233 — эксплуатационная, смещенйе от устья до точек входа в продуктивный пласт составляет соответственно 50,06 и 44,0 метра. Устья рассматриваемых скважин отстоят друг от друга на 15,0 метров. Абсолютная отметка точки входа в продуктивный пласт эксплуатационной ГС равна плюс 24,2 метра, а паронагнетательной — плюс 25,0 метра. Абсолютная отметка точки выхода из продуктивного пласта эксплуатационной ГС равна по прогнозному структурному плану плюс 39,0 метров, а паронагнетательной — плюс 38,8 метров. Альтитуда площадки равна 110 метров. Смещение от точки выхода из пласта до второго устья — забоя по каждой из скважин №№ 232 и 233 равно соответственно 53 и 42 метра. Стволы скважин в продуктивной части разреза предлагается обсадить колоннами с фильтрами, что продиктовано плохой цементацией вмещающих песчаных пород. Фильтр не цементируется.

На всем протяжении ствола сквозной горизонтальной скважины литолого-стратиграфический разрез представлен неустойчивыми глинами, слабо и почти не сцементированными песчаниками. Это ставит очень жесткие требования к промывке ствола в процессе углубления скважины. Все параметры бурового раствора, его расход, плотность, условная вязкость, пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, фильтратоотдача, РН, статическое напряжение сдвига, должны быть должны определяться исходя из требований сохранения целостности ствола скважины - не допускать разрушения стенок ствола за счёт турбулизации потока, под действием горного давления и из требования предотвращения дюнообразования. В качестве структурообразователя бурового раствора должна быть глина с крепящими свойствами.

Ориентировочные рекомендуемые параметры бурового раствора , отвечающие вышеперечисленным требованиям следующие:

- условная вязкость - 45+бОсек;

- пластическая вязкость - 0,2-Ю,ЗдПа с;

- динамическое напряжение сдвига - 100-И 20 дПа;

- плотность бурового раствора - 1180+1200кгм/м3;

- фильтратоотдача - 6+8см3/за 30 мин;

- РН - 8-9;

- статическое напряжение сдвига - 10/30; 100/250;

Расход бурового раствора должен обеспечивать скорость восходящего потока по затрубным каналам не более 2,0+2,3м/сек.

Раздел 3. Проектирование конструкции и профиля скважины

3.1. Проектирование конструкции скважин

Строительство "сквозных" скважин на битумные отложения имеют специфически особенности, заключающиеся в необходимости на небольшой глубине « 100-105 м по вертикали обеспечить искривление ствола скважины до зенитного угла в 90°, проводку горизонтального ствола внутри продуктивной толщи на заданную длину порядка 250-500 м и выход забоя скважины на дневную поверхность. Эти технологические условия, вместе со сложными горногеологическими условиями (возможные осыпи и обвалы породы, поглощение раствора) обуславливают более жесткие требования к проектированию параметров конструкции скважины. Следует отметить, что конструкции паронагне-тательных и добывающих скважин на битумные отложения практически одинаковые. С учетом опыта ранее пробуренных скважин №№ 232, 233 в данном регламенте, в качестве базовой, принята следующая конструкция скважин:

Направление 0 426 мм спускается на глубину 10 м, предназначено для укрепления устья скважины, создания циркуляции бурового раствора в скважине. Цементируется до устья.

Кондуктор 0 323,9 мм (324 мм) спускается на глубину «50-55 м по стволу, предназначена для изоляции зон поглощения раствора, разобщения пресных подземных вод. Цементируется до устья.

Техническая колонн "хвостовик" диаметром 244,5 мм (245 мм) спускается на глубину, примерно на 10-И 2 м по стволу ниже кровли продуктивного пласта, предназначена для перекрытия зон обвалов и осыпей пород в верхней части стратиграфического разреза скважины, интервалов интенсивного набора кривизны. Цементируется на всей длине колонны.

Эксплуатационная колонна 0 168,3 мм перекрывает всю длину ствола скважины от устья до забоя, на выходе скважины на дневную поверхность. Часть эксплуатационной колонны от устья до кровли продуктивного пласта цементируется, остальная часть колонны в горизонтальном стволе оборудуются фильтровыми трубами, типа ФСЩ-168 [26]. Устье скважин оборудуются в соответствии с требованиями "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" ПБ-08-624-03 [27].

Параметры конструкции скважины — диаметры колонн и глубины спуска определяются в взаимосвязи с параметрами профиля скважины (величиной зенитного угла, интенсивности (радиус К) искривления. В табл. 3.1, 3.2 (Рис. 3.1) приводятся данные по конструкции и профилю типовой скважины. В табл. 3.3, 3.4 приводятся результаты расчетов по определению допустимой интенсивности искривления скважины при спуске обсадных колонн диаметром 323,9 мм и 244,5 мм с различной толщиной стенок "8" и марок стальных труб. Минимальные значения радиуса искривления Rmin (максимальные значения допустимой интенсивности искривления iamax) без учета и с учетом действия растягивающих нагрузок на обсадные колонны 0323,9 мм и 0244,5 мм представлены в табл. 3.3. Из данных табл. 3 видно, что "5" влияет на Rmin (iamax) только в случае учета растягивающего усилия, действующего через попеперечное сечение трубы на величину напряжения растяжения. При этом, чем больше "8", тем больше Rmin и меньше ia тах. Однако ввиду небольшой глубины спуска колонны, влияние "8" незначительно. На величину Rmin (iamax) заметное влияние оказывает марка стали трубы. Так, например, если предел текучести (стг) материала трубы кондуктора 0323,9 мм с 8=8,5 мм равен 3800 кг/см (марка Д), то расчетное значение Rmin=90,5 м (iaтсо= 6,33°/10 м), в то время как при применении трубы с <тт= 5000 кг/см2 (марка К), Rimn= 68,6 м Сiamax~ 8,34710 м). Из данных табл. 3 видно также, что чем меньше диаметр обсадной трубы, тем больше iamax и меньше Rmm.

В табл. 3.4 приводятся результаты расчета параметров профиля скважины на интервале ствола под спуск кондуктора 0323,9 мм. Как видно из приведенных данных допустимые значения ia находятся в пределах от 3,5 °/10 м, несмотря на то, что расчетные значения ia, вычисленные по формуле (см. табл. 3.3) значительно превышают эти значения. Такое решение принято исходя из сложных геологических условий спуска кондуктора (интенсивное поглощение раствора, осыпи пород и т. д.). ч»

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Студенский, Михаил Николаевич, Альметьевск

1. Шельдяшова J1. В., Эллерн С.С. Анализ условий залегания верхней песчаниковой пачки Шешхинского горизонта уфимского яруса в бассейне р. Шешмы // Геология и геохимия нефтей и природных битумов. — Издаительство Казанского университета, 1985. С. 3

2. Клубов Б.А. Природные битумы Севера. Издательство "Недра", Москва, 1983.-203 с.-С. 5-6

3. Халимов Э.М., Акишев И.М., Жабрева П.С. Месторождения природных битумов и др. — М.: Недра, 1983. 190 с. - С.80

4. Скважина с U-образной трубой — опыт соединения горизонтальных скважин впритык — установка и строительство первой в мире скважины с V-образной трубой. SPE/IADC 92685. 12 с.

5. Опыт строительства 2-х скважин №№ 13lar, 131вг с горизонтальным стволом в продуктивном пласте на Мордово-Кармальском месторождении природных битумов в республике Татарстан.- Бугульма, 1987,- 75 с.

6. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М. : Недра, 1977. 295с. - С.217-224

7. Никитин Б.А., Гноевых А.И., Булатов А.И. и др. Вопросы управления формированием и работой зацементированного заколонного пространства скважин. М.: ОАО Газпром, 1999.-76 с.

8. Инструкция по применению местной промывки в роторном бурения. М., ВНИИБТ, 1969.-56 с.

9. Хисамов P.C., Гатнатуллин Н.С., Шаргородский Е.И. Подготовка к освоению битумов в Татарстане // Нефтяное хозяйство.- № 2 .- 2006. С.42

10. Захарченко Т.А., Лукьянов О.В., Матвиенко Ю.В. Определение параметров битумонасыщенных пород // Интервал .- № ОЗ.- 2006,- С.23-26

11. Курочкин Б.М., Балденко Д.Ф., Рогачев O.K., Студенский М.Н. Новыетехнологии добычи тяжелых нефтей и битумов при депрессии термограitвитационными способами// Нефтяное хозяйство.- №6.- 2007. С.82-84

12. Jack Colle, Mark Marvin. Tempress Technologies Inc. //Oil and Gas, J. -29.03.99,-p.33-37

13. Паневик A.B. Пульсирующая промывка призабойной зоны // НТЖ Газовая промышленность,- № 13.- 2000. С.24-25

14. Покровская Г.А., Савельев В.Н. Результаты промысловых испытаний модели экстремального управления режимом турбинного бурения // Э.И.Строительство нефтяных и газовых скважин.-М.:ВНИИОЭНГ.- № 1.- 1990. 102с. - С.15-21

15. Покровская Г.А., Нурыев A.M. Совершенствование бурения скважин в глинистых отложениях месторождения Советабад // Э.И. Строительство нефтяных и газовых скважин,- М.: ВНИИОЭНГ.- № 4,- 1990. 97с. - С.20-21

16. Покровская ГА, Складчиков В,Г., Соловьев В.И. Опыт применения пульсационного режима промывки при бурении скважин в вязкопластич-ных горных породах // Э.И. Строительство нефтяных и газовых скважин.- М.: ВНИИОЭНГ.- № 5,- 1990.-84с.-С. 14-18

17. Покровская Г.А. Использование волновых эффектов при бурении и эксплуатации нефтегазовых месторождений // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин,- М.: ВНИИОЭНГ.- 2,- 1995. - С. 30 - 34.

18. Муфазалов Р.Ш., Агзамов Ф.А. Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: сб. научн. тр. УфНИ,- Уфа, 1989.- С.216.

19. Иогансен К.В. Спутник буровика: справочник. — М.: Недра, 1990. 301с. -С.3-6, С. 114-116

20. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03. Москва, 2003. 273с. - С.69

21. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. Том 2,-М.: Недра, 1985. 191с. - С.36-40

22. Трубы нефтяного сортамента. Справочник й под общей редакцией Сарояна А.Е.- М.: Недра, 1977. 488с. - С.204-208

23. Оганов С.А., Перов A.B., Меденцев В.М., Оганов Г.С. Проектирования профиля наклонной скважины с горизонтальным стволом в продуктивном пласте: сб. научн. тр. НТИ,- М.:ВНИИОЭНГ,- № 4,- 1992. С. 17-21

24. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий K.M., Султанов Б.З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. — М.: Недра, 1997. 647с. - С.93-104

25. Пронин Н.Ф. Опыт строительства горизонтальной скважины на месторождении Комсомольское ОАО "Пурнефтегаз" // НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море".- М.: ВНИИОЭНГ.- № 7—8.-1999.-С.9-12I

26. Поташников В.Д. Бурение наклонно-направленных скважин с применением шарнирных компоновок. — М.: ВНИИОЭНГ, 1988. С.27

27. Поташников В.Д., Лисов С.И. и др. Бурение горизонтальных скважин шарнирными компоновками по технологии Тобус. — М., ВНИИОЭНГ, 1992. -С.17

28. Александров М.М. Силы сопротивления при движении труб в скважине. — М.: Недра, 1978. 175с. - С.98-103

29. Григулецкий В.Г. Оптимальное управление при бурении скважин. — М.: Недра, 1988. 215с.-С.129-145

30. Карден P.C. Управления, определяющие максимальйую длину горизонтального участка ствола скважины // Oil and Gas Journal, December, 26.- 1988.-С. 24-25

31. Инструкция по бурению наклонно-направленных скважин.- М.:ВНИИБТ.

32. РД-39-2-810-83.- 1983.- 151с.-С.11

33. Инструкция по составлению гидравлической программы бурения скважин. РД 39-0147009-516-86. 46с. - С. 17-20

34. Валихов P.A., Гриджук П.И. Технология крепления скважин со сверхдальними отклонениями забоев от вертикали // Бурение и нефть. ■— Март 2003. С.30-33

35. Искрицкая Н.И. Экономическая целесообразность освоения месторождений природных битумов //Нефтяная и газовая промышленность.- №1.2007.- С. 34-38

36. Инструкция по технологии изоляции водопритоков (СИВ-1) РД 392671699-013-2001.- 102 с.

37. Регламент на заканчивание скважин строительством. РД 39-147585-232-01. Бугульма, 2001.- 76 с.

38. Инструкция по бурению направленных скважин. РД 153-39-0391-05.- Бу-гульма, 2005.- 65 с.

39. Сборник инструкций, регламентов и РД по технологии крепления скважин на месторождениях ОАО "Татнефть". РД 39-0147585-201-00,- г. Бугульма, 2000,- 247 с.

40. Устройство монтажного цементирования (УМЦ) для разобщения пластов продуктивной толщи. РД 153-39-0334-04.- Бугуль.ма, 2004,- 43 с.

41. С.А. Оганов, МН. Студенский. Проектирование профиля «сквозной» горизонтальной скважины на битумные отложения // НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море".- М.: ВНИИОЭНГ,- № 10.2007.- С. 34-35

42. С.А. Оганов, М.Н. Студенский. Оценка сил сопротивления, возникающих в скважине, при строительстве на Ашальчинском месторождении природных битумов // НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море".- М.-ВНИИОЭНГ.- № 11, 2007.- С. 16-18

43. Тампонажньй состав / Курочкин Б.М., Лобанова В.Н., Студенский М.Н., Вакула А .Я. и др.- бюлл. изобрет. № 16.- 10.06.2000

44. Пат. РФ 2152507. Способ изоляции водопроявляющих пластов / Студенский М.Н., Вакула А.Я., Бикбулатов Р.Р. и др.- бюлл. изобрет. № 19.10.07.2000.- 5с.

45. Пат. РФ 2170332. Пакер для цементирования обсадной колонны / Сафин В.А., Вакула А.Я., Ермаков О.Н., Студенский М.Н.- бюлл. изобрет. № 19.10.07.2000.- 5 с.

46. Пат. РФ 2172385. Расширитель скважин / Тахаутдинов Ш.Ф., Студенский МН., Юсупов И.Г., Абдрахманов Г.С. и др. бюлл. изобрет. № 23.20.08.2001.- 3 с.

47. Пат. РФ 2190754. Способ крепления скважины и, устройство для его осуществления / Студенский М.Н., Катеев Р.И., Габдрахимов М.С. и др. -бюлл. изобрет. № 28.- 10.10.2002.-7 с.

48. Пат. 2231535. Способ приготовления полимерглинистого раствора / Бикчурин Т.Н., Студенский М.Н., Вакула А Я. и др. бюлл. изобрет. №18.-27.06.2004.-4 с.

49. Пат. РФ 2233962. Наддолотный центратор-стабилизатор для бурения забойным двигателем / Бикчурин Т.Н., Студенский М.Н., Вакула А.Я. и др. -бюлл. изобрет. № 22.- 10.08.2004.-10 с.

50. Пат. РФ 2244730. Способ приготовления полимерсолевого бурового раствора для вскрытия глинистых пород, склонных к / Тахаутдинов III.Ф., Бикчурин Т.Н., Студенский М.Н., Вакула А .Я. и др.- бюлл. изобрет. № 2.20.01 .2005.- 7 с.

51. Пат. РФ 2256762. Способ проходки неустойчивых глинистых пород при бурении нефтяных и газовых скважин обвалообразованию / Тахаутдинов Ш.Ф., Ибрагимов Н.Г., Бикчурин Т.Н., Студенский М.Н., Вакула А.Я. и др. бюлл. изобрет. №20.- 20.07.2005.-4 с.

52. Пат. РФ 2259460. Способ вскрытия бурением катастрофически поглощающего пласта / Бикчурин Т.Н., Студенский М.Н., Вакула А.Я., Бикбулатов P.P. и др.- бюлл. изобрет. №24,- 27.08.2005.- 6 с.

53. Пат. РФ 2270327. Способ изоляции зон катастрофических поглощений бурового раствора при бурении нефтяных и газовых скважин / Бикчурин• Т.Н., Студенский М.Н., Вакула А.Я., Бикбулатов,P.P. и др.- бюлл. изобрет. №5.-20.02.2006.-4 с.

54. Пат. РФ 39615. Самораспыляемый полог для гидроизоляции земляного амбара / Тахаутдинов Ш.Ф., Студенский М.Н., Катеев Р.И. и др.- бюлл. изобрет. № 22,- 10.08.2004,- 3 с.

55. Пат. РФ 46530. Устройство для очистки и промывки скважины / Студенский М.Н., Булатый А.С., Луконин AM., Страхов Д.В. и др. бюлл. изобрети 19,- 10.07.2005.-2 с.

56. Пат. РФ. 50586. Устройство для цементирования хвостовика в скважине / Студенский М.Н., Луконин A.M., Гвоздь М.С., Иванова Т.В. и др.- бюлл. изобрет. № 2, 20.01.2006.- 2 с.

57. Пат. РФ 50587. Устройство для цементирования хвостовика в скважине / Студенский М.Н., Зубарев В.И., Габдуллин Р.Г., Зиятдинов РЗ. и др.- бюлл. изобрет. № 2,- 20.01.2006.-2 с.

58. Пат. РФ 50588. Центратор обсадной колонны для наклонных и горизонтальных скважин / Студенский М.Н., Шаяхметов Ш.К., Иванова Т.В., Ну-руллин И.Р. и др. бюлл. изобрет. № 2.- 20.01.2006.-2 с.

59. Пат. РФ 50586. Устройство для цементирования хвостовика в скважине / Студенский М.Н., Иванова Т.В., Зиятдинов РЗ., Страхов Д.В. и др. бюлл. изобрет. № 7.- 10.03.2006.-2 с.

60. Пат. РФ. 52673. Устройство для ступенчатого цементирования обсадной колонны в скважине / Студенский М.Н., Старов В.А., Махмутов И.Х. -бюлл. изобрет. № 7.- 10.03.2006.- 2 с.

61. Пат. РФ. 55411. Трехшарошечное гидромониторное долото / Кашапов С.А., Бикчурин Т.Н., Студенский М.Н., Вакула А.Я.- бюлл. изобрет. № 22.10.08.2006

62. Пат. РФ 56462. Скважинный вибратор для обсадной колонны / Студенский М.Н., Гвоздь М.С., Иванова Т.В.- бюлл. изобрет.- №25.- 10.09.2006.-2 с.

63. Пат. РФ 56464. Устройство для проработки ствола перед креплением скважины / Студенский М.Н., Вакула А .Я., Катеев Т.Р., Катеева Р.И. и др.-бюлл. изобрет. №25.- 10.09.2006. 3 с.

64. Пат. РФ 57336. Разъединительное устройство для цементирования хвостовика в скважине / Студенский М.Н., Гвоздь М.С., Иванова Т.В., Мингазов А.И. и др. бюлл. изобрет. №28.- 10.10.2006.- 2 с.

Информация о работе

Студенский, Михаил Николаевич
кандидата технических наук
Альметьевск, 2007
ВАК 25.00.15

Диссертация

Разработка и внедрение технологии строительства горизонтальных скважин на битумные отложения с выводом забоя на дневную поверхность - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы