Разработка методов и технических средств контроля технологических процессов проводки скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и равновесного бурения

Аветов, Рафаэль Владимирович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка методов и технических средств контроля технологических процессов проводки скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и равновесного бурения
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов и технических средств контроля технологических процессов проводки скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и равновесного бурения"

На правах рукописи Аветов Рафаэль Владимирович

Разработка методов и технических средств контроля технологических процессов проводки скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и равновесного бурения

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат

I диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

гз-367

На правах рукописи

Аветов Рафаэль Владимирович

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

1ШМ6

Работа выполнена в Открытом Акционерном Обществе «Научно-Производственное Объединение «Буровая техника» -ВНИИБТ и в Обществе с Ограниченной Ответственностью «Научно - исследовательском институте природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ»

Научный консультатнт- доктор технических наук, профессор

Ясашин Анатолий Михайлович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор,

Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности России Ширин-Заде Сиявуш Али Сафтар оглы доктор технических наук Долгов Сергей Викторович доктор технических наук Плотников Валерий Матвеевич

Ведущее предприятие: Общество с ограниченной ответственно-

стью «Буровая компания Открытого акционерного общества «Газпром» (ООО «Бургаз»)

Защита состоится 07 февраля 2006 года в 11 часов на заседании диссертационного Совета Д 520.027.01 при ОАО НПО «Буровая техника»

Адрес: 115114 г. Москва, ул. Летниковская, 9

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

Автореферат разослан ..... декабря 2005 г.

Г.П. Чайковский

Ученый секретарь диссертационного совета.

кандидат те

БИБЛИОТЕКА С-П'

•э

Общая характеристика работы

Актуальность темы. Перспективы увеличения объемов добычи нефти и газа в ближайшем будущем в значительной степени связывают с освоением новых месторождений Западной Сибири, районов Крайнего Севера (Ямальский регион), Прикаспийской впадины и др., где по мнению специалистов, сосредоточены весьма крупные ресурсы углеводородов.

Для улучшения технико-экономических показателей буровых работ большим резервом является предупреждение аварий и осложнений, а также сокращение сроков их ликвидации.

На устранение аварий и осложнений тратится значительное количество рабочего времени.

Вместе с тем, при разведке и разбуривании нефтяных и газовых залежей, расположенных в новых районах, зачастую приходится сталкиваться с существенными трудностями, обусловленными, главным образом, возможностью возникновения осложнений, вероятность которых в этих условиях возрастают. Особую опасность из всех видов осложнений при бурении скважин представляют непрогнозируемые и неконтролируемые нефтегазопроявления.

Внезапность выбросов, которая часто отмечается на практике, обусловлена несовершенством контроля за состоянием скважины, и особенно, его циркуляционной системой при применяемых методических средствах борьбы с проявлениями, а также слабой подготовкой бурового персонала.

Кроме того, анализ нефтегазопроявлений, возникающих при спуско-подьемных операциях (СПО) показал, что чаще всего поступление пластового флюида в ствол скважины начинается при подъеме бурильных труб. Объем таких поступлений бывает небольшим, и обнаружить их при существующей практике контроля не удается.

В отечественной буровой практике, как правило, применяется, по существу только один метод предупреждения нефтегазопроявлений и борьба с ними -утяжеление бурового раствора. Причем, при бурении разведочных скважин в условиях АВПД, в т.ч. при вскрытии продуктивных пластов, с целью предупреждения осложнений, связанных с нефтегазопроявлениями применяют буровые растворы с неоправданно высокими плотностями, что осложняет условия

проводки скважин, резко увеличивает стоимость метра проходки, снижает скорость бурения, а также способствует снижению последующего дебита скважин и требует дополнительного времени для проведения специальных технологических работ в скважине и т.д.

Бурение на сбалансированном дифференциальном давлении в настоящее время приходит на смену бурению с заведомо большими превышениями забойного давления над пластовым. Такое бурение характеризуется применением легких и минимально утяжеленных промывочных жидкостей, гидростатическое давление которых равно или близко к давлению флюидов в разбуриваемых пластах.

При сбалансированном дифференциальном давлении улучшаются все основные показатели бурения.

Вместе с тем, бурение в условиях равновесия или при превышении пластового давления над забойным, создает предпосылки для проявления пласта и выбросов.

Таким образом, единственный путь повышения эффективности и безопасности бурового процесса - соответствующий контроль, который должен иметь место при проводке скважин, особенно в зонах возможных нефтегазо-проявлений. Угроза выброса должна быть обнаружена на самых ранних стадиях его развития, так как борьба с ним в этот период наиболее эффективна, а затраты минимальны.

Оперативный контроль притока углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и спуско-подъемных операций, в т.ч. при вскрытии продуктивных пластов на минимально допустимой репрессии, является актуальной проблемой до сих пор нерешенной на уровне требований, выдвигаемых практикой современного бурения.

Отмеченные выше проблемы и необходимость их решения при бурении скважин в условиях АВПД и при вскрытии продуктивных пластов, предопределили актуальность темы диссертационной работы.

пластов на основе разработки научно обоснованных методов и технико-технологических решений, обеспечивающих эффективное разбуривание нефтегазовых месторождений с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи.

Основные задачи исследований

1. Исследование гидравлического канала связи применительно к передаче оперативной информации о поступлении углеводородов в скважину в процессе бурения и проведения спуско-подъемных операций (СПО).

2. Исследование процесса возникновения неустойчивого равновесия в скважине при движении различных пачек газожидкостной смеси в зависимости от репрессии, плотности бурового раствора, концентрации газа в смеси и глубины скважины.

3. Разработка новых технико-технологических решений по оперативному контролю притока углеводорода в скважину на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и проведения СПО с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи.

4. Теоретические и экспериментальные исследования процесса обнаружения газовых включений в зависимости от диаметра и глубины скважины, плотности бурового раствора, высоты столба газожидкостной смеси и концентрации газа в ней при движении смеси от забоя к устью скважины.

5. Разработка метода оперативного контроля притока углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения в процессе бурения, и проведения СПО.

6. Разработка технических требований и устройства - сигнализатора газопроявлений СГП для оперативного контроля притока углеводородов в процессе бурения и СПО.

7. Разработка технико-технологических решений по вскрытию пластов на минимально допустимой репрессии в системе «скважина - пласт» с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи.

скважин, в том числе, наклонных и горизонтальных участков стволов с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи.

9. Опытно-промышленное апробование и внедрение разработанных технико-технологических решений.

Методы исследований

Методической основой выполненных исследований является комплексный подход к решению основных задач работы. Работы проводились на базе специально разработанных методик и экспериментальных установок, обеспечивающих целенаправленное исследование процесса обнаружения газовых включений в скважине, промысловых испытаний новых технико-технологических решений при бурении и СПО, с использованием информации поступающей по гидравлическому каналу связи.

Методологической основой представленной работы служат основные положения техники и технологии бурения скважин, гидравлики промывочных жидкостей, механики жидкости и газа, математической статистики, а также анализ и обобщение опубликованных работ. Достоверность и значимость научных положений были подтверждены результатами промысловых испытаний и отработки разработанных технико-технологических решений при бурении скважин в различных горно-геологических условиях в т.ч. с АВПД и при вскрытии продуктивных пластов.

Научная новизна

1. Разработаны основные принципы оперативного контроля притока углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и проведения спуско-подъемных операций с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи.

2. Впервые разработано устройство - сигнализатор газонефтепроявлений СГП для оперативного контроля за притоком углеводородов в скважину в процессе бурения и СПО и выданы рекомендации на разработку системы контроля.

личном расположении бурильной колонны по отношению к забою скважины на скорость распространения импульсов давления в скважине и в пачке газированного бурового раствора.

4. Научно обоснована и разработана методология оперативного контроля за притоком углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и СПО, позволяющий обнаружить углеводороды на ранней стадии их возникновения в призабойной зоне, а также в любом интервале затрубного пространства скважины, как в процессе бурения, так и при спуске, подъеме, вынужденных простоях, промывках и т.д. при любом расстоянии бурильного инструменты от забоя скважины с ликвидацией вероятности нефтяных и газовых выбросов.

5. Впервые получены количественные и качественные зависимости влияния репрессии, плотности бурового раствора, высоты пачки газожидкостной смеси и концентрация газа в ней, диаметра, глубины и конструкции скважины на скорость распространения импульсов давления при движении различных газированных пачек от забоя к устью до момента возникновения неустойчивого равновесия в скважине.

6. Разработаны новые научно обоснованные технико - технологические решения контроля вскрытия пластов на равновесии (минимальной репрессии) с использованием информации поступающей по гидравлическому каналу связи.

7. На основе проведенных теоретических и экспериментальных исследований созданы новые технико-технологические решения для оперативного контроля передачи нагрузки на долото в процессе бурения скважин, в т.ч. наклонных и горизонтальных участков стволов с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи.

Основные защищаемые положения

¡.Концепция выбора беспроводного канала связи «забой-устье» с целью передачи информации о притоке углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и СПО.

различном расположении бурильной колонны по отношению к забою скважины на величину скорости распространения импульсов давления.

3. Физические основы оперативного контроля притока углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и СПО, основанные на результатах исследования моделей взаимодействия скорости распространения импульсов давления от факторов, влияющих на неустойчивое равновесие в скважине.

4. Методология вскрытия продуктивных пластов на минимально допустимой репрессии с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи.

5. Алгоритм оперативного контроля передачи нагрузки на долото в процессе бурения глубоких и сверхглубоких скважин, в т.ч. наклонных и горизонтальных участков стволов, с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи.

Практическая значимость работы

1. Обоснован выбор канала связи «забой-устье», позволяющий провести исследования скорости распространения импульсов давления в жидкости и в газожидкостной смеси различных параметров, результаты которых легли в основу разработки устройства для контроля за газонефтепроявлением, на основе которого создан метод оперативного контроля за притоком углеводородов в скважину на ранней стадии их появления в процессе бурения и СПО и способ вскрытия пластов на минимальной репрессии.

2. Разработан и внедрен метод оперативного контроля за притоком углеводородов (нефти, газа) в скважину на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и СПО с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи, что позволяет повысить качественные и технико-экономические показатели строительства скважин, обеспечить надежность и безопасность технологических процессов при бурении в сложных горногеологических условиях с АВПД и при вскрытии продуктивных пластов на минимальной репрессии. (Патент № 1793047 с приоритетом от 15.08.1989г.).

3. Разработано и внедрено устройство - сигнализатор газонефтепроявле-ний СГП для определения наличия углеводородов в скважине, обеспечивающее

оперативный контроль притока углеводородов в скважину в процессе бурения и СПО с использованием гидравлического канала связи. (Патент № 2107160 с приоритетом от 06.05.1997 г.).

4. Разработан и внедрен способ вскрытия пластов, позволяющий повысить качество, обеспечить эффективность и безопасность вскрытия пластов на минимальной репрессии (равновесии) за счет контроля притока углеводородов в скважину и поддержании его на уровне, не приводящем к неустойчивому

* равновесию в системе скважина-пласт. (Патент № 2081993 с приоритетом от

22.07.1993 г.).

5. Разработаны технико-технологические решения оперативного контроля передачи нагрузки на долото с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи, которые позволяют повысить технико-экономические показатели бурения глубоких скважин, за счет создания эффективной нагрузки на долото и увеличения времени контакта долота с забоем скважины (авт. свид. № 1265295 с приоритетом от 09.01.1985 г., авт. свид. № 1343924 с приоритетом от 07.02.1986 г.).

6. Разработанное «Методическое руководство по применению метода обнаружения нефтегазопроявлений на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и спуско-подъемных операций» утверждено Госгортехнадзором России в 1995 г.

Разработанное «Методическое руководство по применению способа и технических средств для оперативного контроля передачи нагрузки на долото в процессе бурения скважин, в том числе, наклонных и горизонтальных участков стволов» утверждено ОАО «Газпром» в 1995 г. к Реализация работы. Разработанные методы, технологии и технические

средства успешно реализованы при бурении скважин глубиной до 5000 м и более в различных горно-геологических условиях на площадях ПО «Мангыш-лакнефть», ПО «Азнефть» ПО «Полтаванефтегазгеология», ГП «Укрбургаз», ПО «Туркменнефть», ПО «Кубаньгазпром», ПО «Сахалинморнефтегаз», ТПП «ЛУКойл-Урайнефтегаз», АГКМ ПБР «Астраханьбургаз» и на скважине учебно- тренировочного центра (УТЦ) «Досанг» Астраханской ВЧ ООО «Газобезопасность» и др.

Основные технико-технологические и практические решения, разработанные в диссертационной работе, включены в раздел к коррективам проекта разработки сеноманской залежи Ямбургского месторождения, 2001 год; раздел проекта по разработке сеноман - аптских залежей Харасавэйского ГКМ, 2003 год; раздел к коррективам проекта разработки сеноман-аптских залежей Бова-ненковского НГКМ, 2004 год.

Апробация работы

Результаты работы, составляющие содержание диссертации докладыва- «

лись:

- на научно-техническом совещании специалистов в ПО «Азнефть», г. Баку, 1983 г.; *

- на заседаниях ученого совета Всесоюзного научно-исследовательского института буровой техники (ВНИИБТ), г. Москва, 1983г., 1989г., 1998 г.;

- на научно-техническом совещании по намерению о сотрудничестве ШРЕБ при Китайской национальной Нефтегазовой Корпорации с ВНИИБТ, г. Пекин, 1993 г.;

- на научно-техническом совещании специалистов Южноморской Западной Компании Китайской Национальной Корпорации морской нефти, г. Чжан-Цзян, КНР, 1994 г.;

- на техническом совещании в Департаменте геофизических работ ТП «Роснефть», г. Москва, 1995 г.;

- на техническом совещании специалистов Астраханской ВЧ фирмы «Газобезопасность» ОАО «Газпром», п. Аксарайск, 1995 г., 1999 г., 2000 г.;

- на техническом совещании специалистов Управления по бурению газовых и газоконденсатных скважин ОАО «Газпром», г. Москва, 1997 г.;

- на техническом совещании специалистов ООО «Газобезопасность» (фир- < ма по организации безопасности ведения работ на объектах газовой промышленности) ОАО «Газпром», г. Москва, 1996 г.;

- на научно- техническом совещании специалистов фирмы «Газобезопасность», Астраханской ВЧ, ГАНГ им. Губкина, ВНИИБТ, г. Москва, 1996 г.;

- на техническом совещании специалистов АО «РИТЕК», г. Москва, 1999 г.;

- на заседаниях секции ученого Совета ООО «ВНИИГАЗ», г. Москва, п. Развилка, 2001-2004 гг.

Публикации

Основное содержание диссертации опубликовано в 46 научных трудах, включая 7 авторских свидетельств и патентов РФ.

Объем и структура работы

Содержание работы изложено на 451 странице машинописного текста, содержит 80 рисунков, 25 таблиц.

Диссертация состоит из введения, 7 разделов, основных выводов, списка ? литературы из 153 наименований, и приложений.

Автор выражает благодарность д.т.н., профессору С.А. Оганову, д.т.н.,

профессору А.Г. Потапову, д.т.н., профессору A.M. Гусману, д.т.н., профессору В.Н. Рукавицыну, д.т.н., профессору H.H. Соловьеву за большую помощь в обсуждении, анализе и реализации результатов работы.

Автор считает своим долгом почтить светлую память своего научного руководителя д.т.н., профессора A.M. Ясашина, который оказал значительное влияние на его становление и выбор основных направлений исследований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность и научно-практическое значение проблемы бурения скважин в условиях с аномально высокими пластовыми дав-ниями (АВПД).

Определены цель и задачи диссертационной работы, представлены основные защищаемые положения и результаты реализации работы.

В первом разделе на основе анализа современного состояния, опыта бурения скважин с АВПД, а также методов прогнозирования АВПД и сущест-> вующих методов и средств контроля за газонефтепроявлением в Российской

Федерации и за рубежом выделены основные направления повышения эффективности и безопасности технологических процессов при бурении скважин с АВПД для рационального разбуривания нефтегазовых месторождений.

Значительный вклад в развитие и прогресс науки и практики в области строительства глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях с АВПД внесли ученые и специалисты: К.А. Аникиев, Е.В. Бабаян, Д.Ф. Бал-денко, В.О. Белоруссов, А.И. Булатов, Ю.В. Вадецкий, Я.А. Гельфгат, А.Н.

Гноевых, М.Т. Гусман, A.M. Гусман, В.И. Игревский, P.A. Иоаннесян, Ю.Р. Ио-аннесян, А.Г. Калинин, А.Т. Кошелев, В.И. Крылов, А.К. Куксов, М.Р. Мавлю-тов, В.Д. Малеванский, А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Мурадян, Б.А. Никитин, С.А. Оганов, A.C. Оганов, А.Т. Озеренко, А.Г. Потапов, М.К. Сеид-Рза, A.A. Цыбин, Г.П. Чайковский, В.Д. Шевцов, H.M. Шерстнев, С.А. Ширин-Заде, A.M. Ясашин и др.

У зарубежных авторов в этой области можно отметить работы И. Адамса, Г. Андерсона, П. Беллоти, У. Гоинса, Д. Гиасса, Д. Кишела, Кишо, Р. Мак-Клендона, У. Моора, У. Метхьюза, Р. Месера, А. Мюррей, Д. Тенгайя, Р. Шеффилда У. X. Фертля и др.

Анализ открытых фонтанов и прорывов газа позволил сделать принципиальный вывод, заключающийся в том, что процесс фонтанирования скважин в своем развитии проходит две основные стадии:

- возникновение и усиление газонефтепроявлений;

- переход газонефтепроявлений в открытый фонтан.

Основную роль в процессах развития проявлений играют технические, технологические и организационные факторы.

Воздействуя на них, можно или не допустить возникновение проявления, или, в противном случае ограничить его так, чтобы оно могло быть ликвидировано в данных условиях с наименьшими трудностями.

В связи с этим технология бурения глубоких скважин с АВПД должна включать комплекс технических средств и противовыбросовых мероприятий, позволяющих своевременно определить и ликвидировать развивающийся выброс на стадии газонефтепроявлений с минимальными затратами.

Как установлено многочисленными исследованиями отечественных и зарубежных ученых, одна из серьезных причин возникновения выбросов - снижение давления на забой скважины во время подъема колонны бурильных труб. По мнению разных авторов, следует, что с подъемом бурового инструмента связано от 50 до 70 % выбросов.

Определению величины колебаний гидродинамического давления в скважинах в процессе проведения спуско-подъемных операций посвящено много теоретических и экспериментальных работ.

Существенное развитие вопрос об изменениях гидродинамического давления получил в работах H.A. Гукасова, Б.И. Есьмана, В.И. Крылова, А.Х. Мирзаджанзаде, A.A. Мовсумова, Р.И. Щищенко и др.

Проведенные исследования позволили выяснить общую картину изменения давления, получить математическое описание процесса при определенных условиях схематизации явления и установить влияние отдельных факторов на изучаемый процесс.

Однако, несмотря на достигнутые успехи, в этом направлении, по мнению специалистов, в течение нескольких десятилетий газонефтепроявления в бурящихся скважинах, возникающие при СПО не снижаются, а растут и нередко переходят в открытые фонтаны.

Мировой опыт за последние годы по мере увеличения средней глубины скважин на месторождениях с АВПД свидетельствует, что существующая практика подавления высоконапорных пластов сильно утяжеленными буровыми растворами имеет два крупных недостатка: во-первых, значительное снижение механической скорости бурения с глубиной и, во-вторых, хронические осложнения - прихваты бурильного инструмента и обсадных колонн, катастрофические поглощения бурового раствора, аварийные выбросы и фонтаны.

При надлежащем контроле процесса бурения, который должен иметь место при проводке скважин, особенно в зонах газонефтепроявлений, выброс должен быть обнаружен и пресечен на самых ранних стадиях его развития.

В связи с этим большое значение приобретают методы прогнозирования и оперативного обнаружения проявлений.

В настоящее время, как в Российской Федерации, так и за рубежом нашли применение различные методы прогнозирования зон повышенного пластового давления. Наиболее успешны попытки прогнозирования до начала бурения глубины залегания зон АВПД и коэффициента аномальности давления с помощью геофизических методов, основанных на изменении скорости распространения сейсмических волн.

Сейсморазведка является в настоящее время единственным методом разведочной геофизики, с помощью которого практически можно прогнозировать

глубины залегания кровли зоны АВПД и ориентировочно предсказать значение пластового давления. Необходимо отметить, что использование сейсморазве-дочных данных связано с рядом возможных ограничений, к которым относятся: наличие крутопадающих пластов, ошибки при внесении кинематических поправок, наличие сбросов, многократные отражения, погрешности при внесении статических поправок, ошибки за счет искривления траектории сейсмической волны, анизотропность среды, погрешности при интерпретации.

Указанные ограничения делают еще более актуальной необходимость прогноза и распознавания зон АВПД во время самого процесса бурения.

Из литературы известно, что увеличение скорости бурения на 200 % и более является надежным признаком наличия породы с аномально высоким поро-вым давлением. Однако на практике такое простое правило не всегда применимо, поскольку, помимо временной задержки информации, для обеспечения ее представительности необходимо соблюдать такую технологию, при которой величина осевой нагрузки на долото и частота его вращения оставались бы неизменными.

Следует также отметить, что износ долота может замаскировать изменение скорости бурения за счет повышенных пластовых давлений. Механическая скорость изменяется и в случаях, когда колеблется величина момента вращения и воздействие долота на забой скважины становится непостоянным.

Наряду с основными параметрами определенное значение имеют такие факторы, как реологические свойства промывочной жидкости, работа очистных агрегатов и наземного оборудования, наличие шлама на забое скважины и в затрубном пространстве и ряд других, учет которых в анализе текущей механической скорости является крайне затруднительным.

Выявление притоков пластовых флюидов и связанной с этим угрозы возникновения выброса объемным методом основано на контроле за объемом циркулирующего бурового раствора. Такой контроль осуществляют в приемных емкостях с помощью специальных устройств-уровнемеров.

Недостаток метода также состоит в задержке информации и большой погрешности измерений из-за низкой чувствительности устройств к малым изменениям уровня в емкостях.

Наряду с объемным методом прогнозирования угрозы выброса применяют метод, основанный на сравнении закачиваемого и выходящего бурового раствора. Сигналом о притоке пластовых флюидов в ствол скважины в этом случае служит устойчивое увеличение количества бурового раствора, выходящего из скважины при постоянном расходе на насосах.

Перечисленными выше признаками не всегда удается обнаружить неф-тегазопроявления в процессе бурения, поскольку, например, приток в скважину может маскироваться поглощениями в соседних пластах. Более того, само измерение расхода бурового раствора с необходимой точностью как на входе в скважину, так и на выходе из нее представляют собой довольно сложную задачу, так как контролируемый объект характеризуется большим числом нестабильных во времени показателей и параметров. К тому же ряд показателей бурового раствора: коррозийная активность, зашламленность, абразивность, склонность к образованию адгезионных пленок и т.д. - исключает возможность применения стандартных методов измерения расхода.

Проведенный анализ показал, что существующие в настоящее время как у нас в стране, так и за рубежом методы и технические средства не дают своевременной информации о процессе возникновения газонефтепроявлений и не соответствуют требованиям выдвигаемых практикой современного бурения.

На основании проведенных исследований можно отметить, что главное направление в предупреждении аварийных выбросов заключается в создании систем, с помощью которых может быть осуществлено распознавание на начальной стадии развития газонефтепроявлений в процессе бурения скважин.

Эти и другие актуальные научные и практические проблемы положены в основу задач исследований диссертационной работы.

Во втором разделе представлены аналитические исследования процесса оперативного контроля притока углеводородов в промывочную жидкость.

Исследования условий возникновения газовых фонтанов при бурении скважин показывает, что одной из причин снижения давления столба бурового раствора является образование на забое (против продуктивного горизонта) пачки газированного раствора высотой £см. При промывке скважины эта пачка поднимаясь по кольцевому пространству, увеличивается в объеме. При дости-

жении определенной глубины выбрасывается столб бурового раствора Ь, находящийся над газированной пачкой.

Известно, что выброс газожидкостной смеси возможен только при вполне определенном сочетании высоты газированной смеси (£см), концентрации смеси Я« и высоты бурового раствора, находящегося над смесью (Ькр), т.е. выброс возможен тогда, когда наступает момент неустойчивого равновесия системы, когда £см = и Ь = Ь^, где Л0 = — - газовое число; (<3Г - объемный рас-

6/7

ход воздуха при нормальных условиях, <ЭР - расход бурового раствора).

При ограниченных объемах смеси в скважине, например, при движении пачек газированного бурового раствора выброс может не произойти вообще, если имеющаяся концентрация газа в растворе и высота пачки не соответствуют условиям его возникновения.

Величина безопасной концентрации газа в буровом растворе в каждом случае имеет вполне определенное значение и зависит от сочетания инженерно-геологических условий проводки скважин, условий формирования и движения газожидкостной смеси, а также представлений, положенных в основу при оценке опасности выброса (проявления).

По исследованиям В.Д. Малеванского при величине < 1 положение неустойчивого равновесия системы возникнуть не может.

На рис. 1,2 и в табл. 1 представлены результаты исследований процесса возникновения неустойчивого равновесия в скважине при движении 8 от забоя к устью минимальных высот газированных пачек £см при которых возможен выброс Ькр при разных репрессиях на пласт \|/, плотности бурового раствора р, глубины скважины Н и величины газового числа Ио (в - путь, пройденный пачкой газожидкостной смеси от забоя до нижней границы пачки).

На рис. 1 представлены условия возникновения выброса при движении пачки газожидкостной смеси по стволу скважины при глубинах 4000-5000 м при различной и Ко = 32,3, что соответствует концентрации газожидкостной смеси к = 97 %, при плотности бурового раствора р = 1600 кг/м3.

Икр, 160 -140 120 100 ■ 80 60 4020 0-

О 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 400в'м

Ькр, н б

100

120 80

О 500 1000 1900 2000 2500 3000 3600 4000 4900 9000

Рис. I. - Условие возникновения выброса при движении газожидкостной смеси по стволу скважины глубиной 4000 (а) и 5000 (б) м

(а) I - Ч/ = 5 %, 1„ - 46,6 м. 2-ч»=Ю%, 1„- 143,12м. 3 - V - 15%, 1„ - 274,5 м. 4 - V = 20 %, 1С11 - 448,56 м.

(б) 1 - = 5 %, и-бв.Ом. 2-ч/= 10%, Ц- -211,0 ы. 3-у=15%,и-423,3м. 4-ч/ = 20%,и = 763,1 м.

Из рис. 1 видно, что с увеличением репрессии на пласт и глубины скважины увеличивается Ькр и минимальная высота газожидкостной смеси ?см, при которой может возникнуть выброс. Кроме того, при увеличении репрессии неустойчивое равновесие в скважине возникает раньше, чем при меньших репрессиях, при прочих равных условиях. В табл. 1 представлено влияние плотности бурового раствора на условие возникновения неустойчивого равновесия в системе при движении по стволу скважины минимальных пачек газожидкостной смеси с глубины 4000 м при величине газового числа Яо= 49 и репрессии у = 5,10,15,20%. Из табл. 1 отметим, что при у = 5 %, плотности бурового раствора 1300 кг/м3 и прочих равных условиях неустойчивое равновесие в скважине возникает при минимальной высоте газожидкостной смеси на забое £см = 28 м. Выброс произойдет, когда пачка газожидкостной смеси пройдет путь в = 3797 м и ее высота станет равной £см = £кр = 125 м, при этом выбрасывается столб бурового раствора над газожидкостной смесью Ь,ф = 79 м.

у а

О-Ь Ь 2

¡\

--- --- Г--- -1-р 1

"1" 1 I ;

1 1 1 1 |

- 1 1 I

Таблица 1

Влияние плотности бурового раствора на условие возникновения неустойчивого равновесия при движении пачки газожидкостной смеси в скважине

*|/ % р кг/м3 Цм, ы в 1кр,М

5 1300 28 3797 125 79

2000 38 3798 129 73

10 1300 88 3616 253 131

2000 118 3614 273 113

15 1300 166 3447 386 167

2000 220 3436 425 139

20 1300 254 3287 519 194

2000 341 3256 587 157

При плотности бурового раствора 2000 кг/м3 и у = 5 % неустойчивое равновесие в скважине возникает при минимальной высоте газожидкостной смеси на забое €см = 38 м. Выброс произойдет при Б = 3798 м, £см = £кр = 129 м, при этом Ь,ф = 73 м. Результаты исследований при репрессиях у = 10, 15 и 20% приведены в таблице 1. Из табл. 1 видно, что увеличение плотности бурового раствора, но при одних и тех же у, приводит к увеличению минимальной высоты £см, при которой может возникнуть выброс и к уменьшению Ькр.

На рис. 2 представлено влияние газового числа Яо на условие возникновения выброса при движении минимальной высоты газожидкостной смеси в скважине глубиной 4000 м при плотности бурового раствора 1600 кг/м3 и у = 5, 10,15,20 %. Максимальное значение Ко на рис. 2 равно 99.

240 200 160

80 40 0

20 40 60 80 К,

Рис. 2,- Влияние газового числа Ко на условие возникновения неустойчивого равновесия при движении пачки газожидкостной смеси в скважине 1. ху=5%, 2. \|/=10%, 3. \|/=15% 4. (]/=20%

Из рис. 2 можно отметить, что с увеличением у минимальное значение Ио и 1см, при котором может возникнуть неустойчивое равновесие в скважине, будет возрастать. Так при \|/ = 5,10,15,20% минимальное значения Ло и 1см соответственно будут равны: ^ = 4,91, 1см=3976 м, ^ = 9,3, 1сМ=3949м, Яо = 13,3, 1см=3925м, Ио = 17, 1см=3902 м, при этом неустойчивое равновесие в скважине возникнет при 8 = 0. Увеличение ^ приводит к уменьшению 1см , так при Я0 =99, минимальные высоты газожидкостной смеси будут равны 1см=18м, 1см=59м, !см=113м, 1см=174м. Выброс произойдет соответственно при в = 3810 м, 3625 м, 3464 м, 3315 м.

На основании проведенных исследований необходимо подчеркнуть, что если в скважине образовалась пачка газожидкостной смеси с определенными параметрами высоты и концентрации способных создать неустойчивое равновесие, то выброс произойдет при движении смеси к устью до выхода на поверхность. Такие случаи могут наблюдаться как при бурении, так и при СПО. Объем таких поступлений бывает небольшим, и обнаружить их при существующей практике не удается.

Проведенными исследованиями установлено, что обнаружение газопроявлений в бурящейся скважине на ранней стадии их возникновения возможно в том случае, если в скважине будет передан на поверхность необходимый сигнал.

После опробования различных способов передачи информации в реальном масштабе времени с учетом особенностей существующих технологий, в частности, экономических аспектов, в настоящее время передача данных по беспроводному гидравлическому каналу связи оказалась наиболее перспективной.

При передаче информации по гидравлическому каналу связи используются упругие и инерционные свойства жидкости.

Впервые вопросы о возможном изменении давления в обсадных трубах и затрубном пространстве в результате гидравлического удара, возникающего при схождении верхней цементированной пробки с упорным кольцом, были рассмотрены Р. И. Щищенко. Повышение давления Р^ в трубах и понижение его в затрубном пространстве Р.И. Щищенко рекомендует определять по из-

вестной формуле И.Е. Жуковского

Руь =Р ^-Р-ЛЖ-С., - (1)

где р- плотность жидкости, кг ' сек ; Wo и соответственно начальная и

м *

конечная скорость течения жидкости, м/с; сЬс - длина зоны сжатия, м; <М -время распространения зоны сжатия, с.

Скорость ударной волны Се зависит от геометрических размеров труб, плотности жидкости, упругости труб и жидкости, т. е. от приведенного модуля упругости гидравлической системы.

В таблице 2 приведена скорость распространения ударной волны С, по жидкости в бурильных трубах, при разных диаметрах бурильных труб и плотности бурового раствора.

Таблица 2

Скорость распространения ударной волны по жидкости в бурильных трубах

р, кг/м3 <1бт, м С|, м/с р, кг/м3 ¿бт, М Сьм/с р,кг/м3 С), м/с

0,089 1424 0,089 1163 0,089 1007

1000 0,114 1404 1500 0,114 1146 2000 0,114 993

0,127 1394 0,127 1138 0,127 986

0,140 1384 0,140 ИЗО 0,140 978

Нами было предложено для этой цели использовать импульсы давления, проходящие по буровому раствору, заполняющему внутреннюю полость бурильных труб и затрубное пространство.

Принцип работы такой схемы контроля заключается в следующем.

В процессе бурения с поверхности, например, изменением (увеличением или снижением) расхода бурового раствора периодически возбуждают импульс давления величиной, достаточной для распространения по потоку бурового раствора до забоя скважины, отражения от него и прихода его на поверхность (устье скважины).

Фиксируют момент прихода импульса давления к началу бурильного инструмента 1о и время прихода его от забоя к устью скважины 11.

Определяют суммарное время распространения импульса давления в ис-

ходном буровом растворе (при отсутствии притока углеводородов) ^ = ^ - ^

В процессе бурения периодически возбуждают импульсы давления и определяют каждый раз время распространения импульса давления по потоку контролируемого бурового раствора от поверхности до забоя скважины и от забоя до устья 1К= 1|— 1о.

Если внутри бурильных труб и в затрубном пространстве циркулирующая жидкость одна и та же, то 1ИСХ = ^ Если в затрубном пространстве буровой раствор насыщен газом или определенный интервал заполнен газом, то скорость распространения сигнала по затрубному пространству уменьшается, следовательно суммарное время распространения импульса давления в скважине от устья до забоя по буровому раствору в бурильных трубах и от забоя до устья по буровому раствору в затрубном пространстве будет увеличиваться. Следовательно ^ > 1ИСХ, а Д1 > 0.

Времена и регистрируются на дневной поверхности.

Были проведены исследования возможности передачи сигнала с устья скважины по гидравлическому каналу связи, процесса распространения импульса давления в жидкости и газожидкостной среде.

Прежде всего было установлено, что передача надежной информации о газопроявлении возможна при верхней граничной частоте не более 0,2 Гц. Нижняя частота при этом не ограничивается.

Проведенные исследования позволили установить, что в условиях нормального бурения без газопроявлений скорость распространения импульсов давления по жидкости в бурильных трубах и затрубном пространстве отличается незначительно.

Теоретический анализ показал, что при наличии газа в жидкости скорость распространения импульса давления в данной среде резко снижается.

Для наших условий скорость распространения звука в газожидкостной среде можно определить по известной формуле Вуда:

1 к2 | (I-*)2 | *(1 -К)ря

С2 СI Сгж Р

где С - скорость звука в газожидкостной среде, м/с; к - объемная концентрация газа;

у.-к; _

Сг - скорость звука в газе, м/с; 1 -к - объемная концентрация жидкости; Сж - скорость звука в жидкости, м/с; рж - плотность жидкости, кг/м3; Р - давление на газожидкостную смесь, Па.

На практике можно пользоваться следующей приближенной формулой для скорости звука в газожидкостной смеси

Сг=„Рл , где 0<к<1 - (3)

Так, например, при объемной концентрации воздуха в воде к = 0,3 и давлении 0,1 МПа, скорость распространения импульсов давления равна 22 м/с, что в 15 раз меньше чем скорость звука в воздухе (340 м/с) и примерно в 68 раз меньше скорости звука в воде (1500 м/с).

Исследования распространения импульса давления по буровому раствору и газожидкостной смеси позволили разработать технические требования к устройству для оперативного контроля газонефтепроявлений в процессе бурения и проведения спуско-подъемных операций, которые были заложены в его разработку.

В третьем разделе приведены результаты экспериментальных исследований метода оперативного контроля газонефтепроявлений в процессе бурения и проведения СПО.

Разработка основных элементов технологического процесса включала теоретические и экспериментальные исследования формирования (создания) исходного одиночного импульса давления посылаемого в скважину, выделение его на фоне помех, регистрация в трубном и затрубном пространстве и его интерпретация, позволяющая судить о притоке углеводородов в скважину. Исследования были проведены как при неподвижном бурильном инструменте, так и в процессе бурения скважин в различных горно-геологических условиях при разной плотности бурового раствора, глубине, конструкции скважины и способов бурения.

Исследованиями установлено, что для получения на устье скважины минимальной, но достаточной амплитуды ДР отраженного от забоя гидравличе-

ского импульса давления в затрубном пространстве, необходимой для надежной работы системы контроля при различном расстоянии бурильной колонны от забоя скважины, требуемый диапазон исходного импульса ДР„СХ составляет 10-40 % от величины рабочего давления (давления на стояке).

Было установлено, что чем больше расстояние конца бурильной колонны от забоя скважины, тем больше требуется ДРИСХ, (т.е. приближается к верхнему пределу), и наоборот.

Для глубин скважин 1000-5000 м необходимые (достаточные) значения возбуждаемых импульсов давления составляют порядка 0,5-2,0 МПа (в зависимости от глубины скважины). Величину возбуждаемого импульса давления (перепада давления) устанавливают по разнице между давлениями в стояке, определяемыми до и после изменения расхода бурового раствора.

Многочисленные замеры суммарного времени прохождения импульсов давления показали, что при любой длине бурильной колонны в скважине первоначальная величина суммарного времени распространения импульсов давления в среде бурового раствора ^ равна той же величине, что и при нахождении бурильной колонны на забое скважины.

Исследованиями установлено, что при нахождении бурильной колонны на любом расстоянии от забоя скважины импульсы давления распространяются по нисходящему потоку бурового раствора (по бурильным трубам) до конца бурильной колонны, а далее по неподвижному буровому раствору (по открытому стволу) до забоя, отражаются от него и возвращаются сначала по неподвижному буровому раствору (до конца бурильных труб), а затем по восходящему потоку до устья скважины.

Были проведены исследования по формированию как положительных (увеличение давления), так и отрицательных импульсов (уменьшение давления), в результате было установлено, что отрицательные импульсы давления обеспечивают более надежный режим работы системы контроля.

Проведенные нами аналитические и экспериментальные исследования распространения импульсов давления в буровом растворе и газожидкостной смеси, а также разработка и определение оптимальных технологических режимов формирования исходного сигнала позволили уточнить предварительные

технические данные устройства для оперативного контроля газонефтепроявле-ний в процессе бурения и проведения СПО, которые были заложены в разработку его опытного образца, а также сформировать технико-технологические решения к основам технологического процесса системы контроля.

Практическая реализация метода требовала проведения экспериментальных исследований влияния геологических и технических факторов, диаметра скважины и ее конструкции, глубины скважины, свойств горных пород, высоты столба газожидкостной смеси и концентрации газа в ней, плотности бурового раствора, присутствия шлама в ней, количества прокачиваемой жидкости при различном расположении конца бурильной колонны по отношению к забою скважины на величину скорости распространения импульсов давления и технологические режимы работы системы контроля.

Эксперименты выполнялись на промышленном стенде Поваровской базы ВНИИБТ глубиной 800 м, укомплектованном четырьмя стационарными компрессорами 205ВП-16/70 (производительность каждого 16 м3/мин при рабочем давлении 7 МПа) и двумя буровыми насосами У8-4.

На второй стадии они были продолжены на опытной скважине Пермского филиала ВНИИБТ глубиной 1500 м и на Параметрической скважине Апрелев-ского отделения ВНИГНИ глубиной 2000 м, укомплектованные передвижным компрессором УКП-80 (производительность 8 м3/мин при рабочем давлении 8 Мпа) двумя буровыми насосами У8-6.

На следующем этапе исследования были продолжены в учебно-тренировочном центре «Досанг» Астраханской ВЧ ООО «Газобезопасность» ОАО «Газпром». Работы выполнялись на промышленном стенде глубиной 2050 м, укомплектованном компрессором типа ПД 2,2-230 (производительность 2,2 м3/мин при рабочем давлении 23 МПа) и двумя буровыми насосами У8-6.

Методика экспериментальных исследований предусматривала определение разности А1 между суммарным временем распространения импульсов давления от устья скважины по буровому раствору в бурильных трубах (Ъ>) до забоя и от забоя до устья скважины по буровому раствору в затрубном пространстве 0:|) в исходном буровом растворе 1ИСХ (без газовых включений) и в контролируемом буровом растворе ^ (при их наличии).

Для изучения влияния высоты газожидкостной смеси и ее концентрации на скорость распространения импульсов давления и технологические режимы работы системы контроля разработанная методика предусматривала создание в затрубном пространстве пачек газированного бурового раствора с разной концентрацией газа и высотой пачки.

В процессе циркуляции бурового раствора и закачки очередной пачки газожидкостной смеси к забою скважины и вытеснение ее через затрубное пространство к устью производим регистрацию суммарного времени распространения импульсов давления от устья до забоя и от забоя до устья скважины в контролируемом буровом растворе 1:к. Сравниваем ^ с 1ИСХ и по разнице между ними определяем значения Д1 при движении пачки газожидкостной смеси от забоя к устью, где Д1 = ^ - 1ИСХ.

При наличии пачки газожидкостной смеси в затрубном пространстве скорость распространения импульсов давления по буровому раствору уменьшается, вследствие чего будет расти величина Д1 по мере движения газированной пачки от забоя к устью скважины.

Результаты проведенных исследований позволили рекомендовать для определения средней скорости распространения импульсов давления в исходном Си« и контролируемом Ск буровом растворе следующие выражения:

С«,-2^-; С,= 2-4" или С,= 2^.

При расположении бурильной колонны на забое и над газированной пачкой скорость распространения импульсов давления Ссм в пачке газожидкостной смеси 1СЫ рекомендуется соответственно определять из следующих

выражений: Сш= 2^.

Результаты экспериментов подтвердили справедливость уравнений для определения скорости распространения импульсов давления по буровому раствору и газожидкостной смеси и хорошо согласуются с приведенными выше выражениями.

На рис 3 представлено влияние высоты столба газожидкостной смеси 1ана величину & при ее движении по стволу скважин Б с глубины 800 м. при

Я«= 2,5 и 1,25

Из рис. 3 видно, что при одной и тоже величине Яо увеличение ¿^приводит к увеличению М и наоборот, при одной и той же высоте £ ш с увеличением Яо величина Д1 увеличивается.

Влияние глубины скважины на величину ИХ при перемещении столба газожидкостной смеси представлено на рис. 4.

Из рис. 4 видно, что при одинаковом расстоянии, пройденном столбом газожидкостной смеси по стволу скважины величина М увеличивается с уменьшением глубины скважины при прочих равных условиях.

Экспериментально установлено, что по мере продвижения столба газожидкостной смеси по стволу скважины растет величина Д1, что объясняется увеличением его общей высоты ввиду падения гидростатического давления и увеличения объема отдельных газовых включений; наоборот - увеличение давления уменьшает Д1.

Диаметр скважины, ее конструкция и присутствие твердой фазы в буровом растворе не влияет заметным образом на развитие процесса.

Рост объема газожидкостной смеси, скорости ее движения по стволу скважины и исходной газонасыщенности сокращает время обнаружения проявления.

Рис. 3 - Зависимость At от перемещения пачки газожидкостной смеси по стволу скважины S

Н = 800 м a) Ro = 2,5 б) Ro = 1,25; 1. la, = 50 м; 2. £см = 150 м; 3. £с„ = 300 м; 4. icu = 600 м

Рис.4. Влияние перемещения пачки газожидкостной смеси по стволу скважины Б на величину Д1 при разных глубинах скважин Н. 1,2,3,4 - Яо = 2,5; Ссм =300м.

1- Н = 800 м; 2- Н = 1000 м; 3- Н = 1500 м; 4- Н = 2000 м Основными факторами, влияющими на величину Аг, являются, высота

столба газожидкостной смеси и ее местное газовое число Я, где Я =

(Ро, Р - давление на уровне приемника импульсов и на глубине расположения смеси).

По результатам исследований нами получена эмпирическая зависимость изменения величины А1 от высоты столба газожидкостной смеси и местного газового числа.

= 0,65[ЩСсм)2]0,25- 0,13(£см)0,5 -0,195-^., (4)

К>0

где А1 - разность между суммарным временем распространения импульсов давления от устья скважины до забоя и от забоя до устья в исходном буровом растворе (при отсутствии углеводородов) 1ИСХ и в контролируемом буровом растворе (при наличии углеводородов) ^

Теоретические и экспериментальные исследования основных элементов технологического процесса и комплекса технических средств легли в основу разработки метода оперативного контроля газонефтепроявлений и позволили перейти к дальнейшим исследованиям по разработке оптимальных режимов контроля.

Исследовательские работы были продолжены с целью определения влияния на величину А1 перемещения по стволу скважины от забоя к устью минимальных пачек газожидкостной смеси, при которых возможен выброс, в зависимости от репрессии в скважине, плотности бурового раствора, величины газового числа (концентрации смеси) и глубины скважины.

Влияние плотности бурового раствора на величину Д1 при движении минимальной высоты газожидкостной смеси приводящая к неустойчивому равновесию в скважине глубиной 2000 м приведено на рис. 5.

Рисунок 5 - Влияние перемещения пачки газожидкостной смеси по стволу скважины на величину Д1 при различных плотностях бурового раствора (Ко= 6,7, К = 87%,) 1. р = 1100 кг/м3, Сем = 250 м; 2. р = 1500 кг/м3, £см = 500 м; 3. р = 2000 кг/м3, £см = 1397 м;

Из рис. 5 можно отметить, что увеличение плотности бурового раствора приводит к увеличению

На рис. б представлены зависимости изменения Д1 от расстояния, пройденного пачкой газожидкостной смеси минимальной высоты до возникновения неустойчивого равновесия в скважине глубиной 2500 м и 4000 м.

Кривые 1' и 2' на рис. б свидетельствуют об изменении Лг при движении этих пачек по стволу скважины до момента создания неустойчивого равновесия системы (8 = 1915 м и 8 = 1985м).

Из рис. 6 видно, что при одинаковых Яо, р и у увеличение глубины скважины приводит к увеличению Д1

--ч / Т 1 -1 Ц-4

Iй

/ л

/ /А М» —

г • >, —ц —

ф -Я — » У х> 1

Рисунок 6 - Зависимость А1 от расстояния, пройденного пачкой газожидкостной смеси минимального размера до возникновения выброса

Ио= 24, у = 20%, К = 96%, р = 2000 кг/м3 1,1' Нскв = 2500 м, £см= 335 м; 2,2' Н«, = 4000 м, £см= 1644 м;

Влияние величины на величину А1 при условии возникновения неустой чивого равновесия в скважине в процессе движения минимальных высот газо жидкостной смеси по стволу скважины глубиной 4000 м представлена на рис. 7.

Из рисунка 7 видно, что при прочих равных условиях уменьшение приводит к увеличению 6см, а следовательно и к увеличению М.

....... ! 1 1 1 Л ■■■■г...... 1 -+- - 1 1

1 1 1 Ы >

О 1000 2000 ЭООО

Рисунок 7 - Зависимость А1 от расстояния, пройденного пачкой газожидкостной смеси до возникновения неустойчивого равновесия в скважине: Н = 4000 м, р = 2000 кг/м3, = 5% 1. Я0 = 6,14, £„ = 2969 м; 2. Я0= 7,3 £„= 1079 м; 3.11о = 9,0, £„ = 435 м;

На рис. 8 представлены зависимости, характеризующие момент обнаружения минимальных пачек газожидкостной смеси, приводящих к неустойчивому равновесию в скважине глубиной 5000 м при измерении Д1 системой оперативного контроля при соответствующих Ло, р и

Рисунок 8 Влияние перемещения в минимальной высоты столба газожидкостной смеси по стволу скважины глубиной 5000 м на величину А1 до возникновения выброса

1. р = 1600 кг/м3, Ио = 6,14, V = 5%, и = 3712 м; 2. р = 1600 кг/м3, Ко = 24, V/ = 20%, 1си = 2054 м; 3. р = 2000 кг/м3, Ио = 15,6, ч/ = 10%, = 1930м; 4. р = 2000 кг/м3,1*0 = 24, ц/ = 15%, 1си = 1470м; 5. р = 2000 кг/м3,1*о = 49, ц/ - 20%, и = 575м.

На основании результатов проведенных исследований было установлено, что система контроля по величине А1 во всех случаях позволяет зафиксировать наличие газожидкостной смеси как в процессе формирования пачек на забое

скважины (пересечение кривых на рис. 4, 5, 8 с осью абсцисс и на рис. 3, 6, 7 с осью ординат), так и при нахождении смеси в любом интервале затрубного пространства в процессе ее движения к устью скважины (увеличение ДО, т.е. задолго до того, как наступит положение неустойчивого равновесия системы, независимо от величины репрессии, плотности, газового числа и глубины скважины.

В четвертом разделе представлен разработанный новый метод оперативного контроля за притоком углеводородов в скважину в процессе бурения и проведения спуско-подъемных операций.

Проведенные теоретические и экспериментальные исследования позволили разработать технологию раннего обнаружения нефтегазопроявлений в процессе бурения и проведения спуско-подъемных операций, определить режим работы и область применения системы, а также перенести исследования в бурящиеся скважины.

Испытания метода обнаружения газопроявлений на ранней стадии их возникновения в процессе бурения скважин и устройство для его осуществления проводились в ПО «Мангышлакнефть» в соответствии с программой и методикой предварительных испытаний, утвержденной ВНИИБТ и согласованной объединением «Мангышлакнефть».

Целью испытаний являлось отработка технологии и комплекса технических средств системы контроля притока углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения.

Испытания проводились в Мангышлакском УРБ на площади Кенес-Тюбе в разведочной скважине № 1, в интервале 3520-3775 м и 4174-4225 м площади Жетыбай, в скважине № 470 в интервале 1950-2100 м.

Во всех случаях при испытании метода и устройства в начале исследований фиксировали первоначальную величину tuc:¡. Испытания проводились как в процессе бурения скважин, так и при проведении промежуточных промывок в процессе спуска и подъема бурильного инструмента.

На основании результатов испытаний метод и устройство были рекомендованы для представления на приемочные испытания.

Результаты промысловых испытаний технических средств и технологии

раннего обнаружения притока углеводородов в скважину в процессе бурения и СПО позволили окончательно представить технические характеристики метода, (системы контроля) что легло в основу разработки устройства - сигнализатора газонефтепроявлений СГП.

Исследование и отработка оптимальных технологических режимов работы устройства - сигнализатора СГП проводили в скв. № 32 пл. Тенгиз при глубине 4856 м. Исследования проводили без углубления ствола скважины при нахождении бурильной колонны на забое и различном расстоянии от забоя скважины с использованием утяжеленного бурового раствора типа ИБР плотностью 1860 кг/м3

Результаты исследований легли в основу разработки оптимальных технологических режимов работы комплекса технических средств системы контроля при различных режимах ее эксплуатации.

Приемочные испытания метода и устройства для его осуществления были проведены в Мангышлакском УРБ ПО «Мангышлакнефть» в разведочной скважине № 3 пл. Жарты в интервале 4000-4300 м.

На основании результатов приемочных испытаний метод обнаружения газонефтепроявлений на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и СПО и устройство для его осуществления - сигнализатор СГП рекомендован Госгортехнадзором России для широкого промышленного применения на месторождениях, характеризующихся аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД), а также в интервалах возможных газонефтепроявлений и при сбалансированном бурении.

Метод включает технологию и устройство - сигнализатор газонефтепроявлений (СГП). Технология основана на сравнении скоростей распространения импульсов давления по исходному буровому раствору и контролируемому буровому раствору ^

Если время tк (полученное при первом контроле) сравнивают с tш:x, то время ^ сравнивают с ^ а ^ с ^ и т.д.

При отсутствии притока углеводородов в скважине значения ^ ^ и т.д. практически не отличаются от ^, при этом А¡=0.

СГП включает два приемника сигналов давления, расположенных на

устье скважины, один установлен в нагнетательной линии насоса (на стояке в месте расположения манометра), другой - в затрубном пространстве на аварийном или рабочем выкиде превентора. Выходы датчиков давления подключены к индикатору газонефтепроявлений ИГС, имеющему выход для подключения на регистрирующий прибор с записью сигналов на диаграммную ленту.

Технологическая схема оперативного контроля газонефтепроявлений приведена на рис.9

Рис.9 - Технологическая схема оперативного контроля газонефтепроявления в процессе бурения и спуско-подъемных операций

При появлении углеводородов в скважине в затрубном пространстве скорость распространения импульсов давления по буровому раствору уменьшается, вследствие чего увеличиваются интервалы времени Д1 между суммарным временем распространения гидравлических импульсов давления, пришедшими по буровому раствору при отсутствии притока углеводородов в скважине и при их наличии. По величине Л? контролируют поступление углеводородов в скважину. Увеличение /1/ при последующем его определении по сравнению с предыдущим временем свидетельствует о проявлении скважины.

С момента обнаружения притока углеводородов прекращают бурение, проводят обработку и дегазацию бурового раствора для ликвидации проявления, определяют при этом tк и сравнивают с 1ис1. Достигают равенства с ^

после чего прекращают обработку бурового раствора и продолжают бурение.

При очередном спуске или подъеме бурильного инструмента и проведения промежуточных промывок приостанавливают спуско-подъемные операции, определяют Гк и сравнивают с определенным перед подъемом бурильных труб. Если имеем ¡к = , то продолжают подъем или спуск бурильных труб, если же ^ > ^, то проводят известные работы по ликвидации проявлений.

Необходимо отметить, что результат предыдущей регистрации времени принимают за время распространения гидравлических импульсов давления по исходному буровому раствору и используют его при сравнении с результатом последующей регистрации времени, принимаемым за время распространения упомянутых импульсов по контролируемому буровому раствору.

Информация с забоя скважины о притоке углеводородов в скважину распространяется со скоростью звука, которая на устье скважины регистрируется приемной аппаратурой через несколько секунд.

Гидравлические импульсы давления на устье скважины воспринимаются датчиками давления, электрические сигналы от которых через усилитель поступают на индикатор. Величины 1ЖХ „ 1К высвечиваются на цифровом табло индикатора.

На следующем этапе исследований испытания системы контроля осуществлялись в скважине 228-н Астраханского газоконденсатного месторождения глубиной 3800 м при плотности бурового раствора 1680 кг/м3

Целью испытаний являлась отработка и установление оптимальных технологических режимов работы комплекса технических средств при различных расстояниях конца бурильных труб от забоя скважины при наличии нефтяной пачки в скважине на забое и в процессе ее движения к устью.

Испытания подтвердили, что система контроля по величине А1 надежно фиксирует наличие нефтяной пачки при различном ее местоположении в скважине.

Проведенные теоретические и экспериментальные исследования, а также отработка технологических режимов оперативного контроля и комплекса технических средств в различных горно-геологических условиях практически доказали справедливость результатов ан ¡лдо^ЧЩ!^^шяяюриментальных дан-

библиотека "

СПетаубдо ! 33

•э ж № '

■ ■ л

ных, что позволило окончательно представить оптимальные технологические режимы контроля и определить область применения системы.

Пятый раздел посвящен решению ряда актуальных технологических проблем процесса вскрытия продуктивных пластов на минимально допустимой репрессии.

Аналитические и экспериментальные исследования, а также отработка технологии и комплекса технических средств оперативного контроля притока углеводородов в скважину легли в основу разработки и совершенствования технико-технологического обеспечения контроля процесса бурения при вскрытии продуктивных горизонтов на равновесии (минимальной репрессии) в системе «скважина-пласт».

Отечественными и зарубежными специалистами установлено, что если исходить из условий максимального сохранения природного состояния коллектора, то продуктивный пласт необходимо вскрывать при условии депрессии или равновесия между пластовым и забойным давлениями.

Однако, в настоящее время, отсутствие технических средств обеспечивающих надежную проводку скважин на равновесии или в режиме депрессии, вынуждают осуществлять вскрытие пластов в условиях репрессии.

В цикле строительства скважин вскрытие продуктивного пласта является одним из основных и сложных процессов. От качества выполнения данного этапа во многом зависит оценка перспективности нового месторождения, а в эксплуатационных скважинах - начальный дебит.

Исследованиями установлено, что существующая технология вскрытия продуктивных пластов в условиях АВПД с регулированием дифференциального давления в системе скважина-пласт имеет недостатки. Одним из недостатков является то, что неэффективно решен вопрос бурения скважин при вскрытии пластов на равновесии, как раннее обнаружение притока флюида из пласта в скважину.

Возможность аварийного выброса является самым большим препятствием, сдерживающим широкое внедрение бурения на равновесии (минимальной репрессии) или в режиме депрессии.

Актуальность проблемы качественного освоения скважин и наличие вы-

явленных в процессе проведенного анализа недостатков существующей технологии вскрытия продуктивного горизонта на месторождениях с аномальными пластовыми давлениями послужили основанием постановки следующих задач:

• разработка технических средств и технологических решений, обеспечивающих получение однозначного ответа о продуктивности пласта непосредственно в процессе углубления поисково-разведочной скважины, что будет способствовать повышению эффективности геолого-разведочных работ путем улучшения качества вскрытия продуктивных пластов;

• разработка технологических решений по вскрытию продуктивного пласта, обеспечивающих контроль на ранней стадии за притоком в скважину углеводородов в условиях минимально допустимого превышения гидростатического давления над пластовым.

Вопросам разработки технико-технологических решений при вскрытии продуктивных пластов посвящено значительное количество исследований (В.А. Амиян, А.И. Булатов, Н.П. Васильева, Ю.В. Вадецкий, А.Н. Гноевых, В.И. Нифантов, К.М. Тагиров, В.И. Крылов,

А.Х. Мизаджанзаде, С.А. Рябоконь, А.О. Межлумов, И.М. Мурадян, А.Г. Потапов, A.M. Ясашин и др.)

В диссертационной работе на уровне изобретения представлена принципиально новая концепция, заключающаяся в том, что в способе вскрытия пластов, включающем контроль притока углеводородов (нефти и газа в скважину) на ранней стадии их возникновения, создание гидравлических импульсов давления на забое или устье скважины и регистрацию времени распространения импульсов давления по исходному буровому раствору t^ (при отсутствии притока углеводородов в скважину) и контролируемому буровому раствору tK (при наличии притока углеводородов) наличие углеводородов в скважине определяют по разности t„ и t^

Равновесному состоянию соответствует величина разности времени At, определяемой из соотношения:

Ati-^x*-, (5)

—-1 Ро

где AtTCll - текущая разность времени прихода сигналов давления на

устье скважины в обычном буровом растворе и в буровом растворе в присутствии флюида (нефти, газа), сек.

- плотность бурового раствора закачиваемого в скважину на момент определения текущей разности времени, кг/м3.

Р» - плотность бурового раствора, выходящего на устье скважины из затрубного пространства, на момент определения текущей разности времени, кг/м3.

При превышении текущей разности (А^,.) над разностью времени (А1), полученной из приведенного выше выражения, увеличивают расход и или плотность раствора до тех пор, пока значение Д^ не достигнет величины, не превышающей А1. В некоторых случаях бывает достаточно производить регулирования А^к в процессе промывки, дегазации и химической обработки бурового раствора через рабочий выкид превентора без утяжеления бурового раствора. При снижении А^ и увеличении плотности бурового раствора на выходе продолжают углубление скважины.

Данная технология позволяет контролировать ввод минимального количества утяжелителя и химических реагентов при регулировании А1тек. Показания ^х и ^ поступают с забоя скважины и фиксируются на табло индикатора через несколько секунд.

Равновесное состояние в скважине обеспечивается поддержанием контролируемого поступления углеводородов в скважину путем регулирования величины А1 на определенном уровне, не приводящем к неустойчивому равновесию в скважине.

Исследования основных элементов технологического процесса вскрытия продуктивных пластов на минимальной репрессии проводились в разведочной скважине № 2 пл. Кенес-Тюбе в интервале 3520-3775 м и 4174-4225 м и в разведочной скважине № 2 пл. Жантанат в интервале 3630-3750 м ПО «Ман-гышлакнефть.

В данных интервалах отрабатывалась технология бурения при наличии притока газа в буровом растворе с замером и регулированием А1 обеспечивающую минимальную репрессию, при которой сохранялось устойчивое равновесие в скважине.

Бурение осуществлялось при Д^ц = 2 сек и плотности бурового раствора на выходе из скважины соответственно по интервалам бурения

- 1020 кг/м3, 1120 кг/м3 и 1050 кг/м3 при исходной плотности бурового раствора 1260 кг/м3, 1340 кг/м3 и 1300 кг/м3.

При этом отметим, что во всех случаях механическая скорость бурения возросла в 2 раза.

На следующем этапе исследования технологических режимов контроля вскрытия пластов осуществлялись в скважинах учебно- тренировочного центра «Досанг» Астраханской ВЧ ООО «Газобезопасность» и на следующей стадии в скважине 228-Н АГКМ ПБР «Астраханьбургаз».

На всех этапах исследований в качестве регистрирующего устройства были использованы основные элементы комплекса технических средств системы оперативного контроля.

Результаты приведенных исследований легли в основу формирования технико-технологических решений процесса бурения при минимальной репрессии и позволили перейти к дальнейшим исследованиям по разработке технологических режимов контроля в бурящихся скважинах.

Шестой раздел посвящен разработке способа и технических средств для оперативного контроля передачи нагрузки на долото в процессе бурения скважин, в т.ч. наклонных и горизонтальных участков стволов с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи

Значительным резервом повышения эффективности буровых работ является оптимизация технологических процессов бурения. Анализ зарубежного и отечественного опыта бурения показывает, что, например, за счет качественного контроля и непрерывного автоматического управления режимом бурения глубоких скважин (более 3000 м) при оптимальном сочетании осевой нагрузки и числа оборотов долота можно повысить показатели бурения (в частности рейсовую скорость) в среднем на 25-30%.

Рассматривая и анализируя принципиальные возможности автоматического регулирования для определенных условий по оптимальным критериям, следует подчеркнуть, что имеющиеся технико-технологические решения могут быть эффективно использованы только на основе достоверной текущей информации о ходе процесса. Регулирование оптимальных режимов бурения должно проводиться по информации, оперативно получаемой с забоя скважины в ре-

альном масштабе времени в процессе самого долбления.

Увеличение глубин скважин и относительное увеличение доли наклонно-направленного бурения привели к развитию систем забойной телеметрии. Контроль процесса бурения по наземным параметрам становится все менее эффективным по сравнению с забойной телеметрией.

Исследованиями установлено, что при создании осевой нагрузки на долото по индикатору веса не обеспечивается эффективное бурение скважин, так как из-за инерционности индикатора веса не обеспечивается непрерывное разрушение забоя скважины. Кроме того, избыточная осевая нагрузка, действующая на долото и фиксируемая индикатором веса, может быть обусловлена налипанием породы на долото, искривлением ствола скважины, дифференциальным прихватом, избыточным шламом, поступающим в скважину при разбурива-нии переходных зон и т.п.

Более того, в наклонных скважинах и при сильных искривлениях ствола скважины, зафиксированное индикатором веса изменение нагрузки на крюке может оказаться ошибочным.

По имеющимся данным силы трения невращающейся бурильной колонны о стенки скважины при глубинах до 6-7 км и искривлениях до 10° достигают порядка 15-25 т и могут превышать осевую нагрузку на долото.

Кроме того, необходимо отметить, что коэффициент полезного действия работы долота (как отношение времени разрушения долотом породы к общему времени пребывания его на забое) при создании осевой нагрузки по индикатору веса на глубинах до 1000 м составляет 40-50%. С увеличением глубины бурения КПД уменьшается.

Отношение нагрузки на долото, фиксируемой на поверхности, к нагрузке на забое представляет собой коэффициент передачи нагрузки. По зарубежным данным, даже в вертикальных скважинах наблюдался ряд случаев, где коэффициенты передачи нагрузки на долото составляли всего 20%, а при бурении наклонных и горизонтальных скважин еще меньше.

В этих случаях следует внести небольшие изменения в забойную компоновку, частоту вращения, гидравлику и даже используемую нагрузку на долото, что приведет к повышению коэффициента передачи нагрузки на долото. Это

приведет в свою очередь к повышению скорости проходки, снижению времени бурения и стоимости.

Проведенные исследования позволяют утверждать, что кроме перечисленных выше недостатков в способе создания осевой нагрузки на долото по индикатору веса, наблюдается также неравномерность нагружения долота при бурении скважины, и большую часть времени долото не имеет контакта с забоем скважины, из-за чего не может бьггь и речи об эффективном его разрушении.

Исследованиями установлено, что непрерывный оперативный контроль за взаимодействием долота с забоем скважины возможен лишь при использовании надежного канала связи забой-устье.

Установлено, что взаимодействие долота с забоем скважины можно контролировать в том случае, если своевременно будет передан на поверхность необходимый сигнал.

С целью повышения эффективности бурения, за счет непрерывного контакта долота с забоем, нами на уровне изобретения предложены новые технико-технологические решения, заключающиеся в создании на забое гидравлических импульсов давления и фиксировании их на устье скважины, по которым осуществляют формирование осевой нагрузки, измерении и поддерживания путем изменения нагружения долота максимальной амплитуды гидравлических импульсов, создаваемых работающим долотом.

Бурильную колонну спускают в скважину, не доводя до забоя на 0,2-0,5 м. После создания циркуляции бурового раствора приспускают бурильную колонну (инструмент) к забою скважины. В результате спуска бурильной колонны к забою скважины создаются гидравлические импульсы давления, которые фиксируются датчиком давления, установленным на поверхности. При контакте долота с забоем скважины величина амплитуды импульса давления достигает максимального значения. Затем создают на долото нагрузку, необходимую для разрушения забоя скважины. Эта нагрузка должна соответствовать геолого-техническим условиям согласно паспортным данным долота. Незначительные снижения нагрузки на долото в процессе выбуривания породы мгновенно приводят к уменьшению амплитуды гидравлических импульсов на регистраторе, фиксирующем указанную амплитуду.

Увеличивая нагрузку на долото, снова доводят амплитуду гидравлических импульсов давления до максимальной величины и поддерживают ее в течение всего процесса разрушения забоя скважины.

Если на индикаторе веса уменьшение нагрузки на крюке фиксируется до контакта долота с забоем скважины, то показания индикатора веса в момент контакта долота с забоем определяет величину нагрузки, затрачиваемой на зависание бурильной колонны.

Эта величина должна учитываться, при бурении конкретной скважины для создания на забое необходимой нагрузки на долото с целью эффективного разрушения забоя скважины.

Проведение вышеперечисленных операций позволит обеспечить плавную подачу долота, что будет способствовать увеличению времени его пребывания на забое, разрушение которого будет происходить непрерывно.

Передача информации о взаимодействии долота с забоем скважины осуществляется импульсами давления, распространяющимися по буровому раствору в бурильных трубах (гидравлическая линия связи) от забоя к устью со скоростью звука, и регистрируется приемной аппаратурой в реальном масштабе времени через несколько секунд.

Практическая реализация системы контроля требовала проведения экспериментальных исследований влияния геологических и технических факторов, диаметра скважины и ее конструкции, глубины скважины, свойств горных пород, плотности бурового раствора, присутствия шлама в скважине и количества прокачиваемой жидкости на процесс формирования гидравлических импульсов давления на забое,

Исследовательские работы были проведены на промышленном стенде Поваровской базы ВНИИБТ, а на второй стадии они были продолжены в бурящихся скважинах в различных горно-геологических условиях при разных плотностях бурового раствора, расходах бурового насоса и различных конструкциях скважины до глубины 4000 м.

На основании проведенных исследований было разработано и изготовлено устройство-индикатор касания забоя ИКЗ. Разработанная методика по применению способа и технических средств для оперативного контроля пере-

дачи нагрузки на долото в процессе бурения скважин утверждена ОАО «Газпром» в 1995 г.

Проведенные аналитические и экспериментальные исследования, а также отработка технологических режимов контроля позволили разработать способ оперативного контроля передачи нагрузки на долото в процессе бурения скважин, который успешно прошел приемочные испытания и рекомендован для широкого промышленного применения при бурении глубоких вертикальных, а также наклонных и горизонтальных скважин.

Применение опытных образцов технических средств и технологического процесса оперативного контроля передачи нагрузки на долото в процессе бурения скважин было осуществлено на вертикально-горизонтальной скважине № 13/2 треста «Оренбурггаз» в интервале 1968-2182 м.

В седьмом разделе приведены результаты внедрения разработанных методов, технологий и технических средств.

На первом этапе испытания основ технологического процесса раннего обнаружения газопроявлений в процессе бурения скважин осуществлялись на месторождениях ПО «Азнефть» в 8 скважинах глубиной 412-4000 м, где бурение сопровождалось вскрытием газоносных горизонтов, которые проводились под непосредственным руководством и при участии автора.

Испытания проводились в соответствии с методикой утвержденной ВНИИБТ и ПО «Азнефть».

Основные технико-технологические и практические решения, разработанные в диссертационной работе, включены в следующие проекты:

Раздел к коррективам проекта разработки сеноманской залежи Ямбург-ского месторождения: «Требования к конструкции скважин, их бурению, методам вскрытия пластов и освоению скважин»; Раздел проекта по разработке се-номан-аптских залежей Харасавэйского ГКМ; Раздел к коррективам проекта разработки сеноман-аптских залежей Бованенковского НГКМ.

Применение метода оперативного контроля в бурящихся скважинах осуществлялась на месторождениях: ПО «Мангышлакнефть», ПО «Туркмен-нефть», ПО «Полтаванефтегазгеология», ГП «Укрбургаз», ПО «Кубаньгаз-пром», ПО «Сахалинморнефтегаз», ТПП «ЛУКойл-Урайнефтегаз», АГКМ ПБР

«Астраханьбургаз» и на скважине учебно- тренировочного центра (УТЦ) «До-санг» Астраханской ВЧ ООО «Газобезопасность».

Сервисное сопровождение указанных скважин осуществляло ОАО НПО «Буровая техника» с помощью технических средств и технологического обеспечения, разработанных во ВНИИБТ, под непосредственным руководством и с участием автора.

В основном программа работ в бурящихся скважинах предусматривала проведение следующих мероприятий.

В процессе бурения скважины и нахождение бурильного инструмента на забое регистрацию А1 производили в зависимости от механической скорости бурения примерно через 1-2 м углубления.

В процессе подъема или спуска бурильной колонны в скважине создаются условия (за счет свабирующего эффекта и др.) для поступления углеводородов из пласта и насыщения им бурового раствора, приводящие нередко к аварийным ситуациям.

На практике для исключения последних в период спуска бурильной колонны необходимо осуществлять непроизводительные промежуточные промывки, требующие значительных затрат времени и энергии.

Например, при глубине скважины 4000 м проводят как минимум четыре, пять и более промежуточных промывок общей продолжительностью не менее 10 ч.

По окончании долбления перед подъемом бурильного инструмента производили контрольный замер при нахождении бурильных труб на забое.

При отсутствии притока углеводородов по показаниям СГП производили дальнейший подъем бурильного инструмента до башмака предыдущей колонны.

С целью предупреждения притока углеводородов в скважину за счет свабирующего эффекта при подъеме бурильного инструмента производили замер в башмаке промежуточной колонны. При отсутствии наличия углеводородов в призабойной зоне, подъем бурильного инструмента производили до устья.

При очередном спуске бурильного инструмента с целью определения состояния скважины контрольный замер производился ориентировочно при

первой фиксированной глубине, где должна проводиться промежуточная промывка (например, при глубине спуска бурильных труб 1000 м) и эта глубина может корректироваться. При отсутствии в скважине притока углеводородов производят дальнейший спуск бурильного инструмента к забою скважины, исключая остальные запланированные промывки.

Система контроля позволила исключить непроизводительные промежуточные промывки, и промывку частично осуществляли только на забое г- скважины. При этом необходимо отметить значительное увеличение рейсовой

скорости по каждому долблению. . При кратном увеличении механической скорости бурения замеры Д1

производили по факту. По величине Д1 принимали решение о продолжении углубления скважины или остановки бурения с целью промывки скважины.

При длительных остановках контрольный замер производили через 1

час.

При ликвидации притока углеводородов производили замеры А1 с целью корректировки плотности бурового раствора, его химической обработки и продолжительности циркуляции. При достижении 1К = 1„сх а Д1 = 0 продолжали углубление скважины.

Вскрытие продуктивных пластов на минимальной репрессии (равновесии) осуществлялось на 6 скважинах Ловинского месторождения при величине А1 от 2,5 до 12,5 с. При этом, обеспечивается нормальный процесс углубления скважин (вскрытия пластов), не требующий дополнительных мероприятий по регулированию Д1 . В большинстве случаев в скважину поступала нефть. В процессе вскрытия продуктивных пластов величина Д1 находилась в допустимых пре-П делах, что давало возможность продолжать углубление скважины, не создавая

опасности для возникновения неустойчивого равновесия системы.

На основании экспериментальных и промысловых испытаний устройства и метода оперативного контроля за притоком углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и СПО и технологического процесса вскрытия пластов на минимальной репрессии, нами был разработан и усовершенствован индикатор газонефтепроявлений ИГС, предназначен-

ный для применения на буровой с целью звуковой и световой индикации величины Д[.

Промысловый опыт применения разработанных технико-технологических решений в бурящихся скважинах, позволяет повысить качественные и технико-экономические показатели строительства скважин, обеспечить надежность и безопасность технологических процессов при бурении глубоких скважин в условиях АВПД и при вскрытии продуктивных пластов на минимально допустимой репрессии.

Основные выводы

1. По результатам теоретических, экспериментальных и промысловых исследований разработан новый метод обнаружения нефтегазопроявлений на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и спускоподъемных операций СПО с использованием информации поступающей по гидравлическому каналу связи.

2. Теоретически обоснованы и экспериментально подтверждены закономерности распространения гидравлических импульсов в зависимости от содержания газа в буровом растворе, высоты столба газированного раствора, скорости его движения, гидростатического давления, наличия шлама, конструкции и глубины скважины, при различном расположении бурильной колонны по отношению к забою скважины.

Получены формулы для определения запаздывания гидравлического сигнала в зависимости от высоты столба газожидкостной смеси и ее местного газового числа и скорости распространения импульсов давления в исходном и контролируемом буровом растворе и в газожидкостной среде. Предложена аналитическая зависимость, позволяющая оценить равновесное состоянии в системе «скважина-пласт» при движении пачки газожидкостной смеси от забоя к устью.

3. Разработаны конструктивные и технологические требования к гидравлическому каналу связи «забой-устье», с целью передачи информации о поступлении углеводородов в скважину в процессе бурения и проведения СПО.

Установлено, что передача надежной информации о газонефтепроявле-

нии возможна при верхней граничной частоте не более 0,2 Гц. При этом, нижняя граничная частота не ограничивается.

4. Разработано и внедрено устройство для контроля наличия углеводородов в буровом растворе - сигнализатор газонефтепроявлений СГП, обеспечивающее оперативный контроль при их появлении в процессе бурения и СПО по гидравлическому каналу связи.

5. Разработан способ и устройство индикатор касания забоя ИКЗ для оперативного контроля передачи нагрузки на долото в процессе бурения скважин, в том числе в наклонных и горизонтальных участках стволов скважин.

Реализация способа и ИКЗ в бурящихся скважинах позволяет увеличить время контакта долота с забоем скважины, определить величину силы трения бурильной колонны о стенки скважины, увеличить коэффициент передачи осевой нагрузки на долото, обеспечить своевременную и плавную подачу долота на забой скважины.

6. Метод оперативного контроля притока углеводородов в скважину на ранней стадии их появления и устройство для его осуществления - сигнализатор газонефтепроявлений СГП рекомендованы Госгортехнадзором РФ для широкого промышленного применения на месторождениях, характеризующихся аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД), а также в интервалах возможных газонефтепроявлений и при сбалансированном бурении.

7. Разработанные технико - технологические решения реализованы при бурении скважин глубиной свыше 5000 м в различных горно-геологических условиях и использованы в проектах разработки месторождений: Ямбургское (се-номанская залежь), Харасавэйское и Бованенковское (сеноман-аптские залежи).

8. Разработаны новые научно-обоснованные технико-технологические решения, обеспечивающие эффективность и безопасность вскрытия пластов на равновесии (минимальной репрессии) за счет оперативного контроля притока углеводородов в скважину и поддержании его на уровне, не приводящем к неустойчивому равновесию в системе.

исключить непроизводительные промежуточные промывки при спуске или подъеме бурильного инструмента, контролировать ввод минимального количества утяжелителя и химических реагентов при ликвидации притока углеводородов, обеспечить надежность и безопасность технологических процессов при строительстве скважин.

Основные научные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Ясашин A.M. Аветов Р.В., Алиев Н.И. и др. Вскрытие пластов с местной циркуляцией. Азербайджанское нефтяное хозяйство, № 3,1977, с.29-32.

2. Ясашин A.M. Аветов Р.В. Экспериментальные исследования метода оперативного контроля за газопроявлением в процессе бурения скважин РНТС. Бурение, М., ВНИИОЭНГ, 1979, № 8 с.11-15.

3. A.C. № 648720, Е. 21 В 47/00 Устройство для контроля количества газа в промывочной жидкости /Варламов В.П., Ясашин A.M., Альперович С.А., Левитин В.Ю., Аветов Р.В. // Опубл. 25.02.1979, Бюл. № 7.

4. Ясашин A.M., Аветов Р.В., Блинов В.И. Оперативный контроль за газопроявлением в процессе бурения скважин В кн. Исследование и разработка автоматизированной системы управления технологическими процессами бурения. Труды ВНИИБТ, вып. 42, М., 1980, с. 87-94.

5. Ясашин A.M., Аветов Р.В. Результаты исследований метода оперативного контроля за газопроявлением в бурящихся скважинах. Нефтяное хозяйство № 11, 1980, с 24-27.

6. Аветов Р.В. Некоторые результаты экспериментального определения содержания газа в буровом растворе в процессе бурения В кн. Совершенствование бурового оборудования и технология бурения скважин. Труды ВНИИБТ, вып. 50, М., 1980, с. 94-102.

7. Метод обнаружения газопроявлений в процессе бурения и спускоподъ-емных операций/Аветов Р.В.// «Газовая промышленность», № 11,1990, с. 33.

8. Аветов Р.В Некоторые результаты оперативного контроля за поступлением газа в процессе бурения. В кн. Совершенствование бурового оборудования и технология бурения скважин. Труды ВНИИБТ, вып. 57, М., 1983, с. 47-54.

9. Аветов P.B. Исследование и разработка метода оперативного контроля за газопроявлением в процессе бурения скважин. Диссертация канд. тех. наук; 05.15.10. - М., ВНИИБТ, 1983 , с. 217.

10. Ясашин A.M., Аветов Р.В. Результаты испытаний метода оперативного контроля за газопроявлением в бурящихся скважинах В кн. Исследование совершенствования и использование новой буровой техники. Труды ВНИИБТ, вып. 60, М., 1985, с. 150-158.

11. Аветов Р.В Некоторые результаты использования гидравлического канала связи в бурении. В кн. Новые исследования в области техники и технологии бурения. Труды ВНИИБТ, вып. 61, М., 1985, с. 154-162.

12. Ясашин A.M., Аветов Р.В. Испытание метода обнаружения газопроявлений в бурящихся скважинах. «Нефтяное хозяйство», № 8, 1986, с. 15-18.

13. A.C. № 1265295, Е 21 В 45/00 Способ формирования осевой нагрузки на долото при бурении скважины /Ясашин A.M., Аветов Р.В., Цырин Ю.З. и др. //Опубл. 23.10. 1986 г. Бюл. № 39.

14. АС № 1319665 Е 21 В 47/00 Способ контроля за поступлением газа в скважину в процессе бурения / Ясашин A.M., Аветов Р.В./Юпубл. 22.02.1987 г. (ДСП).

15. АС № 1343924 Е 21 В 45/00 Способ регулирования режимов бурения /Ясашин A.M., Аветов Р.В.// Опубл. от 07.02.1986 г. (ДСП).

16. Аветов Р.В Некоторые пути увеличения скоростей бурения. В кн. Вопросы совершенствования технологии буровых работ на нефть и газ. Труды ВНИИБТ, вып. 66, М., 1988, с. 142-150.

17. Аветов Р.В. Андреев Е.А. Перспективы метода обнаружения газопроявлений на ранней стадии. «Нефтяное хозяйство», № 3,1989, с. 3-6.

18. Методическое руководство по применению метода обнаружения газопроявлений на ранней стадии их возникновения в процессе бурения скважин и устройства для его осуществления. РД 39-07/01-001-89 /ВНИИБТ /Аветов Р.В., Андреев Е.А., Рыкова Е.А. и др.// М.,1989, 17 с. (Утв. Начальником Главного научно-технического управления Миннефтепрома СССР Е.М. Довжоком).

19. Аветов Р.В., Максимов А.Ш. Метод раннего обнаружения поступления газа в скважину в процессе ее проводки. «Нефтяное хозяйство», № 7, 1992,

с. 8-9.

20. Методическое руководство по применению метода обнаружения неф-тегазопроявлений на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и СПО/ВНИИБТ / Мнацаканов A.B., Аветов P.B.// 1995, 15. с. (Утв. Начальником управления по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортех-надзора РФ Ю. А. Дадоновым).

21. Аветов P.B. Некоторые результаты отработки системы раннего обнаружения нефтегазопроявлений в процессе бурения скважин. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ, № 1, 1997, с. 21-24.

22. Аветов Р. В. Метод обнаружения нефтегазопроявлений на ранней стадии их возникновения в процессе проводки скважин. «Нефтяное хозяйство» № 1,1993, с. 44-45.

23. Метод обнаружения нефтегазопроявлений на ранней стадии их возникновения в процессе проводки скважин. В кн. Техника и технология ВНИИБТ, НПО «Буровая техника» / Мессер А.Г., Аветов Р.В., Артемьев H.A. и др. // 1994, (каталог) с. 89-90.

24. Патент № 2081993 Способ вскрытия пластов/ Аветов Р.В.// Опубл. 20.06.1997 г. Бюл. № 17.

25. Патент № 1793047Е 21 В 47/00 Способ контроля за газопроявлением в скважине /Аветов Р.В., Мурадян И.М./ Опубл. от 07.02 1993 г. Бюл. № 5.

26. Патент № 2107160 Е 21 В 47/00 Устройство для контроля за газопроявлением в скважине /Мнацаканов A.B., Аветов Р.В., Мурадян И.М.Куцын П.В.Блохин O.A.// Опубл. 20.03.1998 г. Бюл. № 8.

27. Мнацаканов A.B. Аветов Р.В. Куцын П.В. и др. Система раннего обнаружения нефтегазопроявлений при проводки скважин. «Нефтяное хозяйство», № 7,1997, с. 6-10.

28. Мнацаканов A.B., Аветов Р.В., Куцын П. В., Блохин O.A. Технология раннего обнаружения ГНВП в процессе проводки скважин. Горный вестник» № 6,1997, с. 57-63.

29. Методическое руководство по применению способа и технических средств для оперативного контроля передачи нагрузки на долото в процессе бу-

рения скважин, в т.ч. наклонных и горизонтальных участков стволов /ВНИИБТ, Аветов Р.В., Коненков А.К./М., 1995, 11 с. (Утв. Начальником Управления по бурению газовых и газоконденсатных скважин РАО «Газпром» А. Н. Гноевых)

30. Мнацаканов A.B., Аветов Р.В., Куцын П.В., Блохин О.А Причины выбросов в скважине и обнаружения газонефтепроявлений на ранней стадии их возникновения. «Нефтяное хозяйство», № 5,1998, с. 25-29.

31. Аветов Р.В., Киршин А.И. Коненков А.К. Некоторые возможности использования гидравлического канала связи для оперативного контроля процесса углубления скважин. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» М., ВНИИОЭНГ, № 10,1999 с. 8-11.

32. Аветов Р.В., Чудновский Д.М., Григорьев B.C., Юн О.Я. Использование гидравлического канала связи для оперативного контроля притока флюида в скважину. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». М., ВНИИОЭНГ, № 10,2000, с. 25-30.

33. Аветов Р.В., Чудновский Д.М., Григорьев В.С.Юн О.Я. Система обнаружения углеводородов на ранней стадии их появления при бурении скважин. «Нефтяное хозяйство», № 3, 2001, с. 30-34.

34. Аветов Р.В. Повышение технико-экономических показателей проводки скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ, № 9, 2002, с. 7-14.

35. Аветов Р.В. Перспективы повышения качества вскрытия продуктивных пластов. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М„ ВНИИОЭНГ, № 10,2002, с. 9-15.

36. Аветов Р.В. Предупреждение выбросов при проводке скважин. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ, №5,2004, с. 11-17.

37. Аветов Р.В. Оперативный контроль нефтегазопроявлений - надежное средство повышения технико-экономических показателей бурения скважин в сложных горно-геологических условиях. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ, № 9, 2004, с. 2-7.

38. Аветов Р.В. Повышение показателей бурения глубоких скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений. Вестник Ассоциации буровых подрядчиков, № 2, 2004, с. 42-47.

39. Аветов Р.В. Пути повышения скоростей бурения. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ, № 10,

2004, с.2-5.

40. Аветов Р.В. Влияние репрессий на возникновение неустойчивого равновесия в системе скважина-пласт при бурении в интервалах АВПД. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ, № 11,2004, с. 2-6.

41. Аветов Р.В. Пути повышения показателей проводки скважин в интервалах нефтегазопроявлений НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ, № 12,2004, с. 2-6.

42. Аветов Р.В. Оперативный контроль газонефтепроявлений на ранней стадии их возникновения при бурении глубоких скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений. Вестник Ассоциации буровых подрядчиков, № 3, 2004, с. 37-40.

43. Аветов Р.В. Метод оперативного контроля газонефтепроявлений на ранней стадии их возникновения НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ, № 1, 2005, с.4-9.

44. Аветов Р.В. Влияние плотности бурового раствора на возникновение неустойчивого равновесия в скважине в интервалах АВПД. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ, №2, 2005, с. 9-13.

45. Аветов Р.В. Предупреждение осложнений при бурении в условиях аномально высоких пластовых давлений «Нефтяное хозяйство», № 2, 2005, с. 66 -69.

46. Аветов Р.В. Перспективы равновесного бурения. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ, №11,

2005, с. 2-5.

Заказ № 01120002А

Тираж 120 экз. Подписано к печати 29.11.2005 г.

2 уч. - изд. Лист. Ф-т 84x108/32 Отпечатано в ООО «ВНИИГАЗ» 142717, Московская обл., Ленинский р-он, п. Развилка

(

)

»235 Î4

РНБ Русский фонд

2006-4 23367

Содержание диссертации, доктора технических наук, Аветов, Рафаэль Владимирович

Введение.

Раздел 1 Анализ существующих методов и средств контроля за газопроявлением в процессе бурения скважин.

1.1 Геолого-технологические причины возникновения и некоторые примеры аварийного фонтанирования.

1.2 Прогнозирование аномально-высоких пластовых давлений (АВПД) до начала бурения.

1.3 Методы прогнозирования АВПД в процессе бурения скважин.

А. Прогнозирование АВПД по механическим параметрам бурового процесса.

Б. Прогнозирование АВПД по наблюдениям за буровым раствором.

1.4 Системы раннего обнаружения газопроявлений в процессе бурения скважин.

Выводы.

Раздел 2 Аналитические исследования процесса обнаружения газовых включений в промывочную жидкость в процессе бурения скважин.

2.1. Анализ результатов исследований процесса возникновения неустойчивого равновесия при бурении скважин в зонах АВПД.

2.2. Исследование гидравлического канала с целью передачи информации о притоке углеводородов в скважину в процессе бурения и спуско-подъемных операций.

2.3 Исследование распространения импульса давления в жидкости и газожидкостной среде.

Выводы.

Раздел 3 Экспериментальные исследования метода (системы) оперативного контроля за притоком углеводородов в скважину в процессе бурения и спуско-подъемных операций.

3.1 Разработка основных элементов технологического процесса оперативного контроля.

3.2 Разработка методики экспериментальных исследований технико-технологических решений оперативного контроля газопроявлений.

3.3 Экспериментальные исследования метода (системы) оперативного контроля за притоком углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и спуско-подъемных операций.

Выводы.

Раздел 4 Разработка и совершенствование метода (системы) оперативного контроля за притоком углеводородов в скважину в процессе бурения и проведения спуско-подъемных операций (СПО).

4.1 Предварительные испытания метода оперативного контроля притока углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения и устройства для его осуществления в бурящихся скважинах ПО «Мангышлакнефть».

4.2 Разработка и совершенствование устройства для контроля за газопроявлением в процессе бурения и проведения спуско-подъемных операций -сигнализатор газопроявлений (СГП).

4.2.1. Исследования технологии и комплекса технических средств оперативного контроля притока углеводородов в скважину в условиях скважины № 32 месторождения «Тенгиз».

4.3 Приемочные испытания метода обнаружения газопроявлений на ранней стадии их возникновения и устройства для его осуществления (сигнализатор газопроявлений СГП).

4.4. Анализ результатов совершенствования основных элементов технологического процесса и комплекса технических средств оперативного контроля газопроявлений на ранней стадии их возникновения в процессе бурения скважин.

4.5 Исследования и испытания метода оперативного контроля за притоком углеводородов в скважину в процессе бурения и СПО при движении нефтяной пачки в скважине 228-Н Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ).

Выводы.

Раздел 5 Разработка технико-технологических решений, обеспечивающих вскрытие пластов в условиях АВПД на минимально допустимой репрессии с использованием оперативной информации, поступающей с забоя скважины по гидравлическому каналу связи.

5.1 Актуальность проблемы вскрытия продуктивных пластов на минимальной репрессии в условиях АВПД

5.2 Разработка технико-технологических решений вскрытия пластов на минимально допустимой репрессии.

Выводы.

Раздел 6 Разработка способа и технических средств для оперативного контроля передачи нагрузки на долото в процессе бурения скважин, в т.ч. наклонных и горизонтальных участков стволов с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи.

6.1 Технико-технологические решения оперативного контроля взаимодействия долота с забоем скважины.

6.2 Технико-технологические решения оперативного контроля оптимальных режимов углубления при бурении скважин.

Выводы.

Раздел 7 Промышленная апробация (внедрение) разработанных методов, технологий и комплекса технических средств в процессе проводки скважин.

7.1 Программа промысловых испытаний метода оперативного контроля за газонефте-проявлением при бурении и СПО в интервалах АВПД, в том числе, при вскрытии продуктивных горизонтов и отработка технологий и комплекса технических средств в бурящихся скважинах.

7.2 Разработка и совершенствование устройства для оперативного контроля за газонефтепроявлением на ранней стадии их возникновения.

7.3 Экономическая эффективность от применения разработанных методов, технологий и комплекса технических средств.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методов и технических средств контроля технологических процессов проводки скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и равновесного бурения"

Актуальность темы. Перспективы увеличения объемов добычи нефти и газа в ближайшем будущем в значительной степени связывают с освоением новых месторождений Западной Сибири, районов Крайнего Севера (Ямальский регион), Прикаспийской впадины и др., где, по мнению специалистов, сосредоточены весьма крупные ресурсы углеводородов.

Строительство разведочных и эксплуатационных скважин осуществляется в сложных горно-геологических условиях и требует решения целого ряда задач.

Для выполнения поставленных задач необходимо поддерживать опережающие темпы роста объемов строительства нефтяных и газовых скважин, которые обеспечиваются соответствующим ростом объемов капитальных вложений.

Дальнейшее наращивание буровых установок и бригад ставят перед страной ряд трудно решаемых проблем, и сегодня всем специалистам очевидна необходимость существенных изменений в темпах роста основных показателей, характеризующих эффективность буровых работ.

В деле улучшения технико-экономических показателей буровых работ большим резервом является предупреждение аварий и осложнений, а также их сокращение сроков их ликвидации.

На устранение аварий и осложнений тратится значительное количество рабочего времени.

Вместе с тем, при разведке и разбуривании нефтяных и газовых залежей, расположенных в новых районах часто приходится сталкиваться с существенными трудностями, обусловленными главным образом возможностью возникновения осложнений, вероятность которых в этих условиях возрастают. Особую опасность из всех видов осложнений при бурении скважин представляют нефтегазопроявления [1, 24,43].

Основную роль в процессах развития проявлений играют технические, технологические и организационные факторы. Воздействуя на них, можно или не допустить возникновения проявлений или в противном случае, ограничить их той формой, при которой они могут быть ликвидированы в данных условиях с наименьшими трудностями [1,24,43,83].

Возникновение выброса в результате определенного периода развития логически отвергает элемент внезапности в его появлении. Та кажущаяся внезапность выбросов, которая часто отмечается на практике, обусловлена несовершенством контроля за состоянием скважины, и особенно, его циркуляционной системой при применяемых методических средствах борьбы с проявлениями, а также слабой подготовкой бурового персонала.

Если открытое фонтанирование с разрушением сооружений на суше может привести к материальному ущербу, достигаемому сотни миллионов рублей, то в условиях моря при разрушении платформы с кустом скважин это составляет десятки и более миллиарда рублей с причинением серьезного экологического урона.

Кроме того, анализ нефтегазопроявлений, возникающих при спуско-подъемных операциях (СПО) показал, что чаще всего поступление пластового флюида в ствол скважины началось при подъеме труб. Объем таких поступлений бывает небольшим, и обнаружить их при существующей практике контроля не удается. В течение нескольких десятилетий нефтегазопроявления в бурящихся скважинах, возникающие при СПО, не снижаются, а растут и нередко переходят в открытые фонтаны.

В отечественной буровой практике, как правило, применяется по существу только один метод предупреждения нефтегазопроявлений и борьба с ними - утяжеление бурового раствора. Причем, часто для предотвращения выбросов, особенно при бурении разведочных скважин, ожидаемые пластовые давления завышаются, что ведет к неоправданному увеличению плотности бурового раствора и, как следствие созданию слишком большой разности между давлением в скважине и пластовыми или поровыми давлениями в проходимых породах. Однако, при утяжелении бурового раствора предотвратить возможные выбросы не удается, так как возникающие при этом неконтролируемые перепады давлений между скважиной и пластами, в особенности гидроудары вязкого тяжелого раствора вызывают гидроразрывы слабых пластов, прихваты колонн труб, а также выбросы [1,24]. Применение утяжеленных раствора значительно осложняет условия проводки скважин, резко увеличивает стоимость метра проходки, снижает скорость бурения, а также способствует уменьшению дебита скважин.

Поэтому бурить необходимо с промывкой жидкостью, минимально допустимой по условиям проводки скважин.

Бурение на балансированном дифференциальном давлении приходит на смену бурению с заведомо большими превышениями забойного давления над пластовым. Такое бурение характеризуется применением легких и минимально утяжеленных промывочных жидкостей, гидростатическое давление которых равно или близко к давлению флюидов в разбуриваемых пластах.

При балансированном дифференциальном давлении улучшаются все основные показатели бурения.

Вместе с тем, бурение в условиях равновесия или при превышении пластового давления над забойным, создает предпосылки для проявления пласта и выбросов [77].

Таким образом, единственный путь успешного развития бурового процесса - надлежащий контроль, который должен иметь место при проводке скважин, особенно в зонах нефтегазопроявлений. Угроза выброса должна быть обнаружена на самых ранних стадиях его развития, так как борьба с ним в этот период наиболее эффективна, а затраты минимальны.

Проведенный анализ показал, что существующие в настоящее время методы и технические средства не дают своевременной информации о процессе возникновения нефтегазопроявлений и не получили широкого применения в практике буровых работ.

В свете существующего положения разработка новых технико-технологических решений по оперативному контролю за притоком углеводородов в скважину в зонах аномально-высоких пластовых давлений (АВПД), в т.ч. при вскрытии продуктивных пластов на минимально допустимой репрессии на пласт, является актуальной проблемой до сих пор нерешенной на уровне требований, предъявляемых практикой современного бурения.

Цель работы. Повышение эффективности и обеспечение надежности и безопасности технологических процессов при строительстве скважин в сложных горно-геологических условиях, в том числе и при вскрытии продуктивных пластов на основе разработки научно обоснованных методов и технико-технологических решений, обеспечивающих эффективное разбуривание нефтегазовых месторождений с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи.

Основные задачи исследований

8. Исследование процесса взаимодействия долота с забоем скважины при бурении и разработка на их основе метода и устройства индикатора касания забоя ИКЗ для контроля передачи нагрузки на долото при бурении глубоких скважин, в том числе, наклонных и горизонтальных участков стволов с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи.

9. Опытно-промышленное апробование и внедрение разработанных технико-технологических решений.

Методы исследований

Научная новизна

3. Обосновано и экспериментально изучено влияние диаметра скважины и ее конструкции, глубины скважины, высоты газированной пачки и концентрация газа в ней, плотности бурового раствора, присутствия шлама в нем, количества прокачиваемой жидкости, давления на газированную пачку при различном расположении бурильной колонны по отношению к забою скважины на скорость распространения импульсов давления в скважине и в пачке газированного бурового раствора.

Основные защищаемые положения

1.Концепция выбора беспроводного канала связи «забой-устье» с целью передачи информации о притоке углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и СПО.

2. Критерии оценки влияния геологических и технических факторов, диаметра скважины, высоты столба газожидкостной смеси и концентрации газа в ней, плотности бурового раствора и количества прокачиваемой жидкости при различном расположении бурильной колонны по отношению к забою скважины на величину скорости распространения импульсов давления.

Практическая значимость работы

2. Разработан и внедрен метод оперативного контроля за притоком углеводородов (нефти, газа) в скважину на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и СПО с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи, что позволяет повысить качественные и технико-экономические показатели строительства скважин, обеспечить надежность и безопасность технологических процессов при бурении в сложных горно-геологических условиях с АВПД и при вскрытии продуктивных пластов на минимальной репрессии. (Патент № 1793047 с приоритетом от 15.08.1989г.).

3. Разработано и внедрено устройство - сигнализатор газонефтепроявлений СГП для определения наличия углеводородов в скважине, обеспечивающее оперативный контроль притока углеводородов в скважину в процессе бурения и СПО с использованием гидравлического канала связи. (Патент № 2107160 с приоритетом от 06.05.1997 г.).

Реализация работы. Разработанные методы, технологии и технические средства успешно реализованы при бурении скважин глубиной до 5000 м и более в различных горно-геологических условиях на площадях ПО «Мангышлакнефть», ПО «Азнефть» ПО «Полтаванефтегазгеология», ГП «Укрбургаз», ПО «Туркменнефть», ПО «Кубаньгазпром», ПО «Сахалинморнефтегаз», ТПП «ЛУКойл-Урайнефтегаз», АГКМ ПБР «Астраханьбургаз» и на скважине учебно- тренировочного центра (УТЦ) «Досанг» Астраханской ВЧ ООО «Газобезопасность» и др.

Апробация работы

Результаты работы, составляющие содержание диссертации докладывались:

- на научно-техническом совещании специалистов в ПО «Азнефть», г. Баку, 1983 г.;

- на научно-техническом совещании по намерению о сотрудничестве RIPED при Китайской национальной Нефтегазовой Корпорации с ВНИИБТ, г. Пекин, 1993 г.;

- на техническом совещании в Департаменте геофизических работ ТП «Роснефть», г. Москва, 1995 г.;

- на техническом совещании специалистов ООО «Газобезопасность» (фирма по организации безопасности ведения работ на объектах газовой промышленности) ОАО «Газпром», г. Москва, 1996 г.; на научно- техническом совещании специалистов фирмы «Газобезопасность», Астраханской ВЧ, ГАНГ им. Губкина, ВНИИБТ, г. Москва, 1996 г.;

- на техническом совещании специалистов АО «РИТЕК», г. Москва, 1999 г.;

- на заседаниях секции ученого Совета ООО «ВНИИГАЗ», г. Москва, п. Развилка, 2001 -2004 гг.

Публикации

Объем и структура работы

Содержание работы изложено на 451 странице машинописного текста, содержит 80 рисунков, 25 таблиц.

Диссертация состоит из введения, 7 разделов, основных выводов, списка литературы из 153 наименований, и приложений.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Аветов, Рафаэль Владимирович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

Установлено, что передача надежной информации о газонефтепроявлений возможна при верхней граничной частоте не более 0,2 Гц. При этом, нижняя граничная частота не ограничивается.

6. Метод оперативного контроля притока углеводородов в скважину на ранней стадии их появления и устройство для его осуществления -сигнализатор газонефтепроявлений СГП рекомендованы Госгортехнадзором РФ для широкого промышленного применения на месторождениях, характеризующихся аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД), а также в интервалах возможных газонефтепроявлений и при сбалансированном бурении.

7. Разработанные технико - технологические решения реализованы при бурении скважин глубиной свыше 5000 м в различных горно-геологических условиях и использованы в проектах разработки месторождений: Ямбургское (сеноманская залежь), Харасавэйское и Бованенковское (сеноман-аптские залежи).

9. Внедрение метода оперативного контроля притока углеводородов в скважину на ранней стадии их появления, позволило полностью исключить вероятность нефтяных и газовых выбросов при бурении скважин, сократить или исключить непроизводительные промежуточные промывки при спуске или подъеме бурильного инструмента, контролировать ввод минимального количества утяжелителя и химических реагентов при ликвидации притока углеводородов, обеспечить надежность и безопасность технологических процессов при строительстве скважин.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Аветов, Рафаэль Владимирович, Москва

1. Аникеев К. А. Прогноз сверхвысоких пластовых давлений и совершенствование глубокого бурения на нефть и газ. М., Недра, Л., 1971, 168с.

2. Абдурахманов Г.С. Контроль технологических процессов в бурении. М., Недра, 1974, с. 367

3. Автоматизация технологических процессов бурения. Лобанов В.А., Мнацаканов А.В., Мурадов Б.М., Шубладзе A.M. Обзорная информация. Серия Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М., ВНИИЭГазпром, 1986, 50 с.

4. Анисимов Л.А., Потапов А.Г. Геология, разведка и разработка залежей сернистых газов. М., Недра, 1983, 200 с.

5. Бабаян Э.В., Булатов А.И. Технология бурения скважин с поддержанием заданного забойного давления. М., ВНИИОЭНГ, 1989, 63 с.

6. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. ООО «Курс-Бизнесцентр» 2000, 670 с.

7. Бревдо Г.Д. Проектирование режима бурения. М., Недра, 1988, 200 с.

8. Буровые комплексы. Современные технологии и оборудование. Под редакцией Гусмана A.M. , Порожского К.П. Научное издание, Екатеринбург,. 2002, 592 с.

9. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. М., Недра, 1984, 317 с.

10. Булатов А.И., Куксов А.К., Бабаян Э.В. Предупреждение и ликвидация газопроявлений при бурении. М., ВНИИОЭНГ, 1987.

11. Булатов А.И., Демихов В.И., Макаренко П.П. Контроль процессов бурения нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1998 с. 345

12. Бурение скважин в условиях аномально-высоких пластовых давлений. Обзорная информация, с. Бурение М., ВНИИОЭНГ, 1981, 25 с.

13. Буровое оборудование. Буровой инструмент. Справочник. Абубакиров В.Ф., Буримов Гноевых А.Н., Межлумоа А.О., Близников В.Ю. 2 том, М., Недра, 2003, с.497.

14. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. Справочное пособие, М., Недра, 2000, с.489

15. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М., Недра, 1977, 280 с.

16. У.К. Гоинс Р. Шеффилд. Предотвращение выбросов. М., Недра, 1987,287 с.

17. Грачев Ю.В., Варламов В.П. Автоматический контроль в скважинах при бурении и эксплуатации. М., Недра, 1968, 327 с.

18. Григулецкий В.Г. Оптимальное управление при бурении скважин. М., Недра, 1988,229 с.

19. Гукасов Н.А. Прикладная гидромеханика в бурении. М., Недра, 1999,с.359

20. Гукасов Н.А. Механика жидкости и газа. М., Недра, 1996, с 445.

21. Дегтев Н.И., Зинкевич А.И. Контроль и дегазация буровых промывочных жидкостей. М., Недра, 1978, 152 с.

22. Добрынин В.М., Серебряков В.А. Методы прогнозирования аномально высоких пластовых давлений. М., Недра, 1978, 282 с.

23. Демихов В.И. Средства измерения параметров бурения. Справочное пособие М., Недра, 1990.

24. Игревский В.И., Мангушев К.И. Предупреждение и ликвидация нефтяных и газовых фонтанов. М., Недра, 1974, 192 с.

25. Информационно-измерительные системы сбора данных о параметрах бурения и для управления процессом бурения. Обзорная информация. ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, М., 1977, 55 с.

26. Инструкция по предупреждению газонефтепроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности РД 08-254-98 Госгортехнадзор России, ПИО ОБТ, 2001, 28 с.

27. Инструкция по предупреждению и ликвидации газонефтепроявлений при строительстве и ремонте скважин ОАО «Газпром» М., 2000, с.58

28. Использование промыслово-геофизических данных при проектировании проводки скважин. Обзоры зарубежной литературы, серия «Бурение» М., ВНИИОЭНГ, 1974, 112.с.

29. Кобранова В.Н. Физические свойства горных пород. М., Гостоптехиздат, 1962,490 с.

30. Калинин А.Г. Ошкордин О.В., Питерский В.М., Соловьев Н.В. Разведочное бурение «Недра Бизнесцентр», 2000, 748 с.

31. Колесников Н.А. Влияние дифференциального и угнетающего давления на разрушение горных пород, М., ВНИИОЭНГ, 1986, с. 42

32. Козловский В.А. и др. Автоматизация управления геологоразведочным бурением. М., Недра, 1991, 199 с.

33. Крылов В.И., Крецул В.В. Современные буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов в условиях АВПД НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». М., ВНИИОЭНГ, 2004, № 9, с. 31-36

34. Крылов В.И. Изменение гидродинамического давления в скважине в зависимости от скорости спуска бурильной колонны. М., «Нефтяное хозяйство», 1976, № 1, с. 13-16.

35. Крылов В.И., Крецул В.В. Влияние репрессии буровых растворов и времени контакта с породой на ее фильтрационные свойства НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ, 2005, №1, с. 35-41

36. Куксов А.К., Бабаян Э.В., Шевцов В.Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. М., Недра, 1992, 251 с.

37. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. М., Недра, 1987, 304 с.

38. Логанов Ю.Д., Соболевский В.В, Симонов В.М. Открытые фонтаны и борьба с ними. Справочник. М., Недра, 1991, 189 с.

39. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. М., Наука, 1973, 847 с.

40. Лопатин Ю.С., Дюков Н.Г., Карлов Р.Г. Определение расхода воздуха при шарочном бурении скважин. М., Недра, Горный журнал, 1967, № 2.

41. Лукьянов Э.Е. Исследование скважин в процессе бурения. М., Недра, 1979,223с.

42. Максимов Л.С., Шейнин И.С. Измерение вибрации сооружений. Л., Стройиздат, 1974, 254 с.

43. Малеванский В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними. Гостоптехиздат, 1968, 212 с.

44. Малеванский В.Д., Шеберстов Е.В. Гидродинамические расчеты режимов глушения фонтанов в нефтяных и газовых скважинах. М., Недра, 1990, с. 246

45. Мальцев А.В., Дюков Л.М. Приборы и средства контроля процессов бурения. Справочное пособие М., Недра, 1989, 253 с.

46. Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Семенов Н.И., Точигин А.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах. М., Недра, 1969,208 с.

47. Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Клапчук О.В. и др. Движение газожидкостных смесей в трубах. М., Недра, 1978, 270 с.

48. Мамиконянц Г.М. Тушение пожаров мощных газовых и нефтяных фонтанов. М., Недра, 1971 96 с.

49. Мамаджанов У.Д., Рахимов А.К., Поляков Г.А. и др. Заканчивание газовых скважин. М., Недра, 1979,174 с.

50. Межлумов А.О. Использование аэрированных жидкостей при проводки скважин. М., Недра, 1976, 231 с.

51. Мирзаджанзаде А.Х., Ентов В.М. Гидродинамика в бурении. М., Недра, 1985,196 с.

52. Мирзаджанзаде А.Х., Ширинзаде С.А. Повышение эффективности и качества бурения глубоких скважин. М., Недра, 1986, 278 с.

53. Мовсумов А.А. Гидродинамические основы совершенствования технологии проводки глубоких скважин. М., Недра, 1976,192 с.

54. Мыслюк М.А., Лужаница А.В., Близнюков В.Ю. Выбор рациональных технологических решений при разбуривании зон АВПД. М., ИРЦ Газпром, 1995, 66 с.

55. Новая система обнаружения выбросов газа на морских буровых установках П. Тилл, Д. Декер Нефть и газ в СНГ вып. 1, 1993, с. 30-32

56. Одишария Г.Э., Точигин А.А. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей М., ВНИИГАЗ, Ивановский государственный университет, 1998, 397 с.

57. Озеренко А.Ф., Куксов А.К., Булатов А.И. и др. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении скважин. М., Недра, 1978, 279 с.

58. Перепеличенко В.Ф., Билалов Ф.Р., Еникеева М.И., Левченко B.C.,. Потапов А.Г., Шилин А.В. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений Прикаспийской впадины. М., Недра, 1994, 364 с.

59. Погарский А.А., Чефранов К.А., Шишкин О.П. Оптимизация процессов глубокого бурения. М., Недра, 1981, 296 с.

60. Померанц Л.И., Гукин В.Т. Аппаратура и оборудование для геофизических методов исследования скважин. М., Недра, 1978, 298 с.

61. Померанц Л.И. Газовый каротаж. М., Недра, 1982, с. 240

62. Предупреждение выбросов при бурении скважин. Обзоры зарубежной литературы. М., ВНИИОЭНГ, 1971,98с.

63. Предотвращение аварийного фонтанирования газовых скважин и восстановление их продуктивности. Бакеев Р.А, Зозуля Г.П., Кустышев А.В. идр. Обзорная информация, с. Бурение газовых и газоконденсатных скважин, ООО «ИРЦ Газпром» М., 2003, с. 56

64. Прогнозирование, предупреждение и ликвидация проявлений в скважинах. Обзорная информация, серия «Бурение» М., ВНИИОЭНГ, Зубарев В.Г., Пешалов Ю.А. 1979 ,56 с.

65. Проблемы и пути повышения эффективности и качества строительства сверхглубоких скважин в условиях АВПД температур и агрессивных сред. М., ООО «ИРЦ Газпром», 2000 , 140 с.

66. Прямой гидравлический удар в скважине при промывке и цементировании. Тематические научно-технические обзоры. М., ВНИИОЭНГ, 1973, 121 с. Бондарев В.И., Булатов А.И., Озеренко А.Ф. и др.

67. Пути повышения эффективности и качества строительства скважин Материалы НТС Тюмень, «ИРЦ Газпром», 2003.

68. Пустовойтенко И.П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении. М., Недра, 1988,278 с.

69. Пути повышения эффективности сооружения газовых скважин в зонах аномально-высоких и избыточных пластовых давлений. «Бурение газовых и газоконденсатных скважин». ВНИИЭГазпром, М., 1978, 58 с.

70. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08624-03 Госгортехнадзор России. Ассоциация буровых подрядчиков М., ФГУП издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003, 272 с.

71. Радковский В.Р., Рымчук Д.В., Ленкевич Ю.Е., Блохин О.А. Оборудование и инструмент для предупреждения и ликвидации фонтанов. Справочник, М., Недра, 1996, 382 с.

72. Рогачев O.K. Телеметрические системы как основа технологии проводки наклонно направленных и горизонтальных скважин. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», № 5, 2003, с. 52-55.

73. Сеид-Рза М.К. Предупреждение осложнений в практике буровых процессов. М., Недра, 1991, 272 с.

74. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1988

75. Средства и методы для автоматического обнаружения осложнений при бурении скважин. Обзор зарубежной литературы. М., ВНИИОЭНГ, 1975, 60 с.

76. Сурикова О.А., Потапов А.Г. и др. Техника и технология проводки скважин в условиях сероводородной агрессии. М., ВНИИОЭНГ, 1985, 64 с.

77. Тагиров К.М., Гноевых А.Н., Лобкин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. М., Недра, 1996,183 с.

78. Тагиров К.М., Нифантов В.И. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии. М., Недра, 2003, 160 с.

79. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Под общей редакцией А.И. Спивака. М., Недра, 2003, 509 с.

80. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. М., Мир, 1972, 437 с.

81. Фертль У.Х. Аномальные пластовые давления. М., Недра, 1980, 399 с.

82. Шевцов В.Д. Борьба с выбросами при бурении скважин. М., Недра, 1977, 184 с.

83. Шевцов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. М., Недра, 1988, с. 200

84. Шерстнев Н.М., Расизаде Я.М. Ширинзаде С.А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. М., Недра, 1979, 304 с.

85. Шищенко Р.И., Есьман Б.И., Кондратенко П.И. Гидравлика промывочных жидкостей. М., Недра, 1976, 294 с.

86. Хасаев P.M., Джабаров С.Г., Агаев А.Ш. Обеспечение безопасности при ликвидации нефтегазопроявлений. Обзорная информация. С. Бурение, М., ВНИИОЭНГ, 1985, 52 с.

87. Аветов Р.В. Перспективы равновесного бурения. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ, № 11, 2005, с. 2-5.

88. Ясашин A.M. Вскрытие, апробирование и испытание пластов. М., Недра, 1979, 344 с.

89. Ясашин A.M. Аветов Р.В., Алиев Н.И. и др. Вскрытие пластов с местной циркуляцией. Азербайджанское нефтяное хозяйство, № 3, 1977, с.29-32.

90. Ясашин A.M. Аветов Р.В. Экспериментальные исследования метода оперативного контроля за газопроявлением в процессе бурения скважин РНТС. Бурение, М., ВНИИОЭНГ, 1979, № 8 с.11-15

91. А.С. № 648720, Е. 21 В 47/00 Устройство для контроля количества газа в промывочной жидкости /Варламов В.П., Ясашин A.M., Альперович С.А., Левитин В.Ю., Аветов Р.В. // Опубл. 25.02.1979, Бюл. № 7

92. Ясашин A.M., Аветов Р.В., Блинов В.И. Оперативный контроль загазопроявлением в процессе бурения скважин В кн. Исследование и разработка автоматизированной системы управления технологическими процессами бурения. Труды ВНИИБТ, вып. 42, М., 1980, с. 87-94

93. Ясашин A.M., Аветов Р.В. Результаты исследований метода оперативного контроля за газопроявлением в бурящихся скважинах. Нефтяное хозяйство № 11, 1980, с 24-27

94. Аветов Р.В. Некоторые результаты экспериментального определения содержания газа в буровом растворе в процессе бурения В кн. Совершенствование бурового оборудования и технология бурения скважин. Труды ВНИИБТ, вып. 50, М., 1980, с. 94-102

95. Метод обнаружения газопроявлений в процессе бурения и спускоподъемных операций/Аветов Р.В.// «Газовая промышленность», № 11, 1990, с. 33

96. Аветов Р.В Некоторые результаты оперативного контроля за поступлением газа в процессе бурения. В кн. Совершенствование буровогооборудования и технология бурения скважин. Труды ВНИИБТ, вып. 57, М., 1983, с. 47-54

97. Аветов Р.В. Исследование и разработка метода оперативного контроля за газопроявлением в процессе бурения скважин. Диссертация канд. тех. наук; 05.15.10. М., ВНИИБТ, 1983 , с. 217.

98. Ясашин A.M., Аветов Р.В. Результаты испытаний метода оперативного контроля за газопроявлением в бурящихся скважинах В кн. Исследование совершенствования и использование новой буровой техники. Труды ВНИИБТ, вып. 60 М., 1985, с. 150-158

99. Аветов Р.В Некоторые результаты использования гидравлического канала связи в бурении. В кн. Новые исследования в области техники и технологии бурения. Труды ВНИИБТ, вып. 61, М., 1985, с. 154-162

100. Ясашин A.M., Аветов Р.В. Испытание метода обнаружения газопроявлений в бурящихся скважинах. «Нефтяное хозяйство», № 8, 1986, с. 15-18

101. А.С. № 1265295, Е 21 В 45/00 Способ формирования осевой нагрузки на долото при бурении скважины /Ясашин A.M., Аветов Р.В., Цырин Ю.З. и др. //Опубл. 23.10. 1986 г. Бюл. № 39

102. Аветов Р.В Некоторые пути увеличения скоростей бурения. В кн.

103. Вопросы совершенствования технологии буровых работ на нефть и газ. Труды ВНИИБТ, вып. 66, М., 1988, с. 142-150

104. Аветов Р.В. Андреев Е.А. Перспективы метода обнаружения газопроявлений на ранней стадии. «Нефтяное хозяйство», № 3, 1989, с. 3-6

105. Аветов Р.В. Некоторые результаты отработки системы раннего обнаружения нефтегазопроявлений в процессе бурения скважин. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ, № 1, 1997, с. 21-24

106. Аветов Р. В. Метод обнаружения нефтегазопроявлений на ранней стадии их возникновения в процессе проводки скважин. «Нефтяное хозяйство» № 1, 1993, с. 44-45

107. Метод обнаружения нефтегазопроявлений на ранней стадии их возникновения в процессе проводки скважин. В кн. Техника и технология ВНИИБТ, НПО «Буровая техника» / Мессер А.Г., Аветов Р.В., Артемьев Н.А. и др. // 1994, (каталог) с. 89-90

108. Патент № 2081993 Способ вскрытия пластов/ Аветов Р.В.// Опубл. 20.06. 1997 г. Бюл. № 17

109. Патент № 1793047Е 21 В 47/00 Способ контроля за газопроявлениемв скважине /Аветов Р.В., Мурадян И.М./ Опубл. от 07.02 1993 г. Бюл. № 5

110. Патент № 2107160 Е 21 В 47/00 Устройство для контроля за газопроявлением в скважине /Мнацаканов А.В., Аветов Р.В., Мурадян И.М.Куцын П.В., Блохин О.А.// Опубл. 20.03.1998 г. Бюл. № 8

111. Мнацаканов А.В. Аветов Р.В. Куцын и др. Система раннего обнаружения нефтегазопроявлений при проводки скважин. «Нефтяное хозяйство», № 7, 1997, с. 6-10

112. Мнацаканов А.В., Аветов Р.В., Куцын П. В., Блохин О.А. Технология раннего обнаружения ГНВП в процессе проводки скважин. Горный вестник» № 6,1997, с. 57-63

113. Мнацаканов А.В., Аветов Р.В., Куцын П.В., Блохин О.А Причины выбросов в скважине и обнаружения газонефтепроявлений на ранней стадии их возникновения. «Нефтяное хозяйство», № 5, 1998, с. 25-29

114. Аветов Р.В., Чудновский Д.М., Григорьев B.C., Юн О.Я. Использование гидравлического канала связи для оперативного контроля притока флюида в скважину. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». М., ВНИИОЭНГ , № 10, 2000, с. 25-30

115. Аветов Р.В., Чудновский Д.М., Григорьев В.С.Юн О.Я. Система обнаружения углеводородов на ранней стадии их появления при бурении скважин. «Нефтяное хозяйство», № 3, 2001, с. 30-34

116. Аветов Р.В. Повышение технико-экономических показателей проводки скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений НТЖ

117. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ, № 9, 2002, с. 7-14

118. Аветов Р.В. Перспективы повышения качества вскрытия продуктивных пластов. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ, № 10, 2002, с. 9-15

119. Аветов Р.В. Предупреждение выбросов при проводке скважин. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ, №5,2004, с. 11-17

120. Аветов Р.В. Повышение показателей бурения глубоких скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений. Вестник Ассоциации буровых подрядчиков, № 2,2004, с. 42-47

121. Аветов Р.В. Пути повышения скоростей бурения. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ,№ 10,2004, с. 2-5

122. Аветов Р.В. Влияние репрессий на возникновение неустойчивого равновесия в системе скважина-пласт при бурении в интервалах АВПД. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ, № 11,2004, с. 2-6.

123. Аветов Р.В Пути повышения показателей проводки скважин в интервалах нефтегазопроявлений НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ, № 12, 2004, с. 2-6

124. Аветов Р.В. Оперативный контроль газонефтепроявлений на ранней стадии их возникновения при бурении глубоких скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений. Вестник Ассоциации буровых подрядчиков, № 3, 2004, с. 37-40

125. Аветов Р.В. Метод оперативного контроля газонефтепроявлений на ранней стадии их возникновения НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ, № 1, 2005, с.4-9

126. Аветов Р.В. Влияние плотности бурового раствора на возникновение неустойчивого равновесия в скважине в интервалах АВПД. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., ВНИИОЭНГ, №2, 2005, с. 9-13

127. Аветов Р.В. Предупреждение осложнений при бурении в условиях аномально высоких пластовых давлений. «Нефтяное хозяйство», № 2, 2005, с. 66-69

128. А.с. № 39 1265 (СССР). Устройство для измерения количества газа в промывочном растворе при бурении скважин (Блохин О.А., Карпулов Л.М., Левитанский К.О., Мурейко Л.Г., Пискарев Ю.Г.) Опубликовано в Б.И. № 31 за 1973 год.

129. Патент США № 3872721 Downahole gas detector system. William Т. Jefrey. Oficial gazet, v. 932, No. 4,1975.

130. Патент США № 3813935. Methods and apparatus for detecting the entry of formation gas into a well bore. Tanguy Denis R., Kishel Joseph F. Official gazette, v. 923, No. 1,1974.

131. Патент США 3937060. Mud gas content sampling device. Lewis Georg E., Peterman Charles P. Official gazette, v. 943, No. 2,1976.

132. P. Belloti and D. Giacca. Seismic data can detect overpressures in deep drilling. Oil and Gas J., v. 76, No. 34,1978, pp. 47-52.

133. N. Adams. Well control 2. Kicks give clear warning sings. Oil and Gas J., v. 77, No. 42, 1979, pp. 132-136,141-142.

134. P. Bellotti, D. Giacca. Sigmalog detects overpressures while drilling deep wells. Oil and Gas J., v. 76, No. 35,1978, pp. 148-150, 155-156,158.

135. William J. Mc Donald. Four different systems used for MWD. Oil and Gas J., v. 76, No. 14,1978, pp. 115,116,121, 122, 124.

136. G. Richardson Gegenwartiger Stand von Mesaverfahran wahrand des Bohrens mittels Druckpulstechniken unter Beruckaichtigung wirtschaftlicher Aspect. Erdool Erdgas - z., 96 JG., August 1980, s. 291-294.

137. D.R. Tangue et al. Down -hole gas detection tool gives earle kick warning. Jil and Gas J., v. 72, No. 2, 1974, pp. 48-52.

138. R. Decbrandcs and A. Bougoyhe MWD Monitoring of gas bicks Ensures Jafer Drilling. Petrolium Engineer, 1987, v. 59, № 7, p.43-46,48-52.

139. B.W. Swangon, P.Y. Murray Slimhol earle Kick detection by real-time drilling analysis \SPE\ YADC 25708 SPEVYADC Drilling Conference, 1993.

140. R. Niyton, r. Kant, F. Stown. Telemetry-MWD The Second - Tier Betrefits SPE 9224 . pp. 21-24 Sept. 1980

141. E.B. Denison. Shell high data - rate drilling telemetry system posses first test. Oil and Gas., J., v. 75, № 24, 1977, pp. 66-67.

142. Telemetric par impulsions hydrauligues en forage. Petrol et Technigues, no. 282, v. 9, YIII-IX, pp. 9-12.

143. J. Raynal et J.F. Penvedic. Mesures direcnionnelles par impulsions de pression. Forages.,No. 88, YII-IX, 1980, pp. 43-56.

144. V. Bernard , J. R. Trajnn. Electrodrill demonstration program shows promis. Oil and Gas., J., v. 76, № 16, 1978, pp. 108-110, 115,116, 122,124, 129.151 .T. R. Bates Jr. and D. R. Tanguy Downhole Measurements while Drilling. Congress, London, 1983.

145. T. R. Bates Jr., C. A. Martin Wultisensor measurrements while - drilling tool improves drilling economics. Oil and Gas., J., 1984, v. 82, № 12, pp. 119, 121122, 124, 128,130-132,137.

146. R. Desbrandes, Status Report. MWD Technology. Part 1 Data Acguisition and Downhole Recording and Processing. Petrolium Engineer International, 1988, v. 60, № 9, p.27-30, 32, 33.

Информация о работе

Аветов, Рафаэль Владимирович
доктора технических наук
Москва, 2005
ВАК 25.00.15

Диссертация

Разработка методов и технических средств контроля технологических процессов проводки скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и равновесного бурения - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы