Выбор конструкции скважины основан на анализе совмещенного графика давлений, при составлении которого геологический разрез разделяют на интервалы с технологически совместимыми и несовместимыми условиями бурения в первую очередь по пластовым (поровым) давлениям и давлениям начала поглощения. Несовместимые интервалы разобщают обсадными колоннами [1]. Принятая методика выделения интервалов [1-6 и др.] имеет два пробела: 1) графики изменения параметров (давления начала поглощения и пластового (поровового) давления ), определяющих границы возможных давлений рабочих жидкостей в стволе, строят в зависимости от глубины скважины (по вертикали), а не от ее длины L (по стволу). Проекции характеристик наклонного участка на вертикаль оказываются сжатыми и, поэтому, малоинформативными, а горизонтального – отображаются лишь отдельными точками; 2) давление жидкости в стволе рассматривается лишь как гидростатическое.
В настоящей статье показано, что для скважин, особенно с большим отклонением забоя от вертикали, совмещенный график давлений следует строить в зависимости от длины траектории скважины . Давление жидкости в стволе рассматривать не только с учетом гидростатической, но и гидродинамических составляющих. Для предотвращения поглощений эквивалентную циркуляционную плотность рабочей жидкости , учитывающую все составляющие давления, рассчитывать по наибольшему давлению , которое может возникнуть в открытом стволе при различных технологических операциях бурения и крепления скважины. При этом рабочая жидкость не должна приводить к осложнениям в первую очередь к поглощениям и проявлениям, неустойчивости пород в стенках скважины, ухудшению проницаемости продуктивного пласта. Вышеперечисленные условия можно представить в виде неравенств [4]:
В системе уравнений (1)-(3) первое неравенство в размерном (1) или безразмерном (4) виде является основным при разделении толщи пород на участки с технологически совместимыми условиями бурения. Используя это соотношение, выбирается предварительный вариант конструкции скважины. Окончательный уточненный вариант определяется при помощи неравенств (2) и (3).
Рассмотрим подробнее неравенство (1). Следует отметить, что давление в КП скважины в этом выражении необходимо принимать равным максимальному давлению при различных технологических операциях бурения и крепления скважины: промывке, спускоподъемных операциях, пуске насосов, цементировании и т.д.
Приведем пример расчета для одной из часто встречающихся технологических операций, а именно для случая формирования давления в КП скважины при стационарной промывке, когда инерционное давление равно нулю. Левую часть неравенства (1) находят исходя из правил [6] путем подбора плотности бурового раствора, обеспечивающей требуемое превышение гидростатического давления в скважине над пластовым давлением при отсутствии циркуляции.
Чтобы определить максимально возможную длину выхода открытым стволом из-под башмака спущенной последней обсадной колонны приравняем в (1) давление в скважине к давлению начала поглощения с учетом коэффициента безопасности
Преимущество применение уравнений (13)-(15) по сравнению с распространенной гидростатической постановкой проиллюстрируем для пятиинтервальной скважины с горизонтальным окончанием на тестовом числовом примере, в котором требуется уточнить длину открытого ствола, предусмотренную проектом разработки месторождения, исключая поглощение при промывке.
Исходные данные. Согласно проекту разработки траектория скважины запроектирована длиной и глубиной по вертикали (см. рис.1, табл.1); ствол до продуктивного горизонта обсаживается колонной с внутренним диаметром и длиной . Проектная длина открытого ствола . Начало горизонтального интервала 5 соответствует длине по стволу и глубине . Интервалы 2 и 4 выполняются с набором угла с интенсивностью 0,1 град/м и радиусом .
Для разбуривания 5-го интервала предусмотрена бурильная колонна, которая состоит из долота диаметром , бурильных труб диаметром и длиной с диаметром замков , УБТ диаметром и длиной , установленных на вертикальном участке в интервале 350…400м. Средняя длина бурильных труб . Коэффициент кавернозности открытого ствола , диаметр открытого ствола с учетом кавернозности . Промывка скважины осуществляется буровым раствором, соответствующим модели ВПЖ, плотностью , реологическими свойствами , . Объемное содержание шлама в растворе , плотность шлама , плотность раствора с учетом шлама . Подача насосов . Коэффициенты запаса и . Коэффициент аномальности пластового давления и индекс давления поглощения .
В нашем примере рассмотрен распространенный частный случай с постоянными коэффициентом и индексом вдоль всего горизонтального участка. С учетом данных по соседним ранее пробуренным скважинам принято, что значение индекса рассчитано правильно лишь по величине давления в начале горизонтального участка, найденного при опрессовке скважины после разбуривания цементного стакана под башмаком последней 273мм обсадной колонны. В общем случае индекс может существенно изменяться на протяжении горизонтального участка, иногда длиной несколько тысяч метров. Поэтому для построения более достоверной кривой распределения индекса следует разработать специальный регламент детальных измерений давлений начала поглощения вдоль всего горизонтального участка. Без тщательно обоснованной границы индекса возможны дорогостоящие ошибки от неверного выбора траектории горизонтального участка.
Расчетные значения давлений у башмака последней ОК приведены в табл.2
Результаты промежуточных и основных расчетов сведены в табл.3 и по ним на рис.2 построен совмещенный график давлений по длине скважины L в размерном (рис.2 а) и безразмерном (рис.2 б) видах. Изломы кривой ЭЦП на вертикальном участке обусловлены увеличением потерь давления на трение напротив УБТ.
Итак, согласно расчету допустимая длина участка открытого горизонтального ствола ограничена , дальнейшее бурение от до проектной приведет к нарушению требований к давлению в скважине, а именно даст превышение давления в скважине над давлением начала поглощения с учетом коэффициента запаса. Предупредить поглощение можно только путем снижения реологических параметров бурового раствора и (или) подачи насосов, что неизбежно ухудшит очистку ствола скважины от выбуренной породы, связанному с этим росту плотности и реологии раствора и, соответственно, ЭЦП, возможным затяжкам и, в конечном счете, прихвату БК или гидроразрыву пласта. Таким образом длину горизонтального участка, предусмотренную в проекте разработки, следует скорректировать, уменьшив на до .
В случаях, когда индекс давления поглощения (например, как на рис.3 а, кривая 2)на небольшом интервале 1520…1570м открытого ствола оказывается пониженным, возможно искусственное повышение индекса с помощью установки экспандируемого перекрывателя в предварительно расширенном стволе против слабого пропластка на участке 1510…1580м. Такая изоляция без потери диаметра ствола позволит производить последующую проводку скважины с увеличенной интенсивностью промывки, т.е. при большем ЭЦП (см. на рис.3 б линию 3 по сравнению с линией 1)
Так же следует заметить, что пункт 2.7.3.3 правил [6] нуждается в уточнении так как в нем говорится только о гидростатическом давлении раствора в скважине и его допустимом превышении над пластовым давлением, тогда как при бурении продолжительных наклонных и горизонтальных участков возможно существенное превышение давления в скважине над пластовым давлением за счет гидродинамических составляющих, при том, что гидростатическое давление будет находиться в допустимых по [6] пределах.
Подводя итоги вышеизложенному можно сделать следующие выводы
1. Построение совмещенного графика давлений в координатах «давления – глубина скважины (по вертикали)» искажает информацию о распределении характеристик по стволу для наклонно направленных скважин, а для горизонтальных участков он наименее пригоден. В связи с этим совмещенный график давлений для скважин с наклонными и горизонтальными участками ствола необходимо строить в координатах «давления – длина скважины», что позволяет подробно рассматривать характеристики ствола скважины.
2. При построении совмещенного графика давлений следует учитывать не только гидростатическое давление, но и гидродинамические потери давления, особенно в скважинах с большим отходом забоя от вертикали. Такой подход позволяет выявлять и предупреждать осложнения, связанные с превышением суммарного давления над допустимыми значениями, что, как видно из приведенного выше примера, невозможно при использовании распространенной гидростатической постановки.
Литература
1. Методические указания по выбору конструкций нефтяных и газовых скважин, проектируемых на разведочных и эксплуатационных площадях. Утверждены Министерством нефтяной промышленности 20.09.73г.
2. Булатов А.И., Измайлов Л.Б., Крылов В.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1981. - 240с.
3. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1988. - 360с.
4. Леонов Е.Г. Разделение продуктивной толщи газовых залежей массивно-пластового типа на интервалы с совместимыми условиями бурения. // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2010. – №6. – с. 21-34.
5. Близнюков В.Ю., Близнюков Ю.Н., Дужик С.А. Совершенствование конструкции глубоких скважин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1991. - 84с.
6. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: ПБ-08-624-03. – 272с.
7. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. – М.: Недра, 1987. – 304с.
