СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

В настоящее время разработано значительное число технологий, которые способствуют наиболее эффективной добыче нефти, которые могут применяться на различных этапах разработки месторождений. Одним из наиболее эффективным способом является строительство скважин со значительным отклонением от вертикали, вплоть до горизонтального профиля.

По сравнению с обычными скважинами, строительство наклонных скважин более технологичный процесс, требующий больших финансовых вложений. Необходимо учитывать, что риск возникновения осложнений и аварийных ситуаций в ходе строительства таких скважин намного выше, чем для простых вертикальных скважин. Самыми распространенными осложнениями при строительстве наклонных скважин являются:

• разрушение стенок скважины;
• поглощения буровых промывочных и тампонажных растворов;
• пластовые флюидопроявления;
• прихваты колонн бурильных и обсадных труб.

Разрушение стенок скважины и поглощения растворов связаны в первую очередь с неверным подбором компонентов бурового раствора, значительными колебаниями его плотности, а также превышение допустимого давления, создаваемого столбом жидкости в скважине.

Поглощение промывочной жидкости предотвращают применением специальных буровых растворов с минимально возможной для данных условий плотностью, большой вязкостью, прочной структурой и минимальной водоотдачей.

Для получения буровых растворов, обладающих перечисленными свойствами, используют: жидкое стекло - до 5% от объема циркулирующего раствора; каустическую соду - до 4% от объема циркулирующего раствора (количество соды указано, исходя из твердого вещества); известь - в количестве, необходимом для требуемой вязкости бурового раствора (известковое молоко приготавливают на скважине в глиномешалке, для чего 3/4 ее объема заливают водой, а затем до полного объема загружают гашеной известью, после тщательного перемешивания эту смесь добавляют в раствор через желоб); различные инертные добавки, как, например, опилки и рисовая шелуха, мелкие обрезки резины и тканей, вводимые в буровой раствор через глиномешалку.

Если применение специальных растворов не дает положительных результатов, то необходимо перейти на бурение с промывкой аэрированной жидкостью и пенами.[1]

В случае возникшего флюидопроявления устье скважины герметизируют с помощью закрытия противовыбросового превентора и приступают к ликвидации флюидопроявления, контролируя давление на устье. Вследствие 30 миграции газа по кольцевому пространству избыточное давление растет, Поэтому по мере роста давления в кольцевом пространстве, приближаемое к величине допустимого давления для участка открытого ствола, склонного к гидроразрыву, избыточное давление в кольцевом пространстве снижают. Снижение давления осуществляют путем открытия дросселя или, если это не удается, путем открытия превентора.

Потерю забойного давления при этом компенсируют увеличением давления в бурильной колонне за счет повышения производительности насосов. Гидросопротивление на участке открытого ствола скважины, склонного к гидроразрыву регулируют так, чтобы оно было достаточное для предотвращения поступления флюида из пласта, но меньшим давления гидроразрыва. [2]

Прихваты бурового инструмента и бурильных колонн является наиболее рядовой и распространенной проблемой, возникающей в ходе бурения наклонных скважин. Это происходит вследствие неполного выноса выбуренной породы из скважины. Данная пробела может быть решена еще на этапе планирования бурения участка с помощью создания математической модели очистки забоя с учетом геологических особенностей вскрываемого горизонта.

Рисунок 1. Движение бурового раствора и частиц выбуренной породы в горизонтальном стволе

Для обеспечения выноса шлама из скважины, должна быть применена сила, чтобы преодолеть силу тяжести, которая тянет твердые частицы к забою буровой скважины. Эта сила вызвана вязким трением, создаваемым относительным движением бурового раствора по сравнению с поверхностью частиц. Эта сила может разделяться на сопротивление и подъем, который зависит от местной скорости жидкости (включая независимо какой поток: ламинарный, переходный, или турбулентный), эффективная вязкость жидкости, эксцентриситет колонны и ее скорость вращения. Получающееся движение отдельных частиц шлама вдоль скважины сложное. Однако есть минимальная объемная скорость жидкости, названная критической скоростью движения жидкости. При этой скорости каждая частица шлама непосредственно транспортируется потоком. В дополнение к вышеупомянутым факторам критическая скорость зависит от размеров частицы и плотности, угла наклона ствола скважины. При скорости жидкости ниже критической и наклоне больше 35° частички могут начать откладываться внизу НКТ и накапливаться в шламовом пласте. Это уменьшает проходимость жидкости. Таким образом, скорость жидкости увеличивается, в то время как отложение осадка частиц уменьшается. Буровые жидкости - вязкоупругие, ведут себя как вязкая жидкость во время циркуляции и как упругое тело в состоянии покоя. Это свойство крайне важно для сохранения шлама во взвешенном состоянии, когда циркуляция останавливается. Однако из-за импульса и сжимаемости жидкости, ее скорость уменьшается относительно медленно, когда буровые насосы останавливаются. Как следствие, шлам, который непосредственно перемещался до изменения скорости потока, может достигнуть низа скважины в особо наклоненных областях, прежде чем у структуры бурового раствора был шанс остановить движение частиц.

Данная система применяется при бурении месторождений, расположенных на шельфе Северного моря. В частности, данная модель позволила выбрать систему бурового раствора для бурения особо сложной и глубокой скважине. Однако моделирование может осуществляться и в режиме реального времени. Так, для скважины с целевой глубиной установки 10¾ x 9⅝-дюймового хвостовика 3880 м. по стволу (или 2390 м. ниже уровня моря) по текущими параметрами бурения модель сделала оценку, что сформировались два пласта выбуренной породы: один внутри 9⅝-дюйм. хвостовика и другой чуть выше 10¾-д. подвески хвостовика. Измерения показали, что был очень высокий уровень скачкообразной подачи и неустойчивое давления скважины, что оба факта были дополнительными признаками, что пласт породы формировался внутри 9⅝-д. хвостовика. Также после уточнения текущих параметров бурения модель выноса шлама предсказывала, что может образоваться 400 м (1,312 футов) пласт выбуренной породы в 10¾-дюйм. хвостовике.

Перед началом работы над новым участком скважина была промыта, и плотность промывочной жидкости в скважине снизилась до значений, которые были свойственны очищенному забою. Пласты выбуренной породы удалось устранить путем увеличения скорости вращения бурильной колонны и подачи в скважину увеличенного объема промывочной жидкости. Через 16 часов на аппарате очистки бурового раствора от шлама начал увеличиваться объем отсеянной породы, что также подтверждало эффективность моделирования процессов, происходящих на забое скважины. [3].

Использование современных технологий в процессе бурения сложных скважин, направленных на уменьшения риска возникновения аварийных ситуаций, позволяет проводить операции по бурению скважин с меньшими рисками и затратами, своевременно выявлять возможные осложнения и ликвидировать их без значительных затрат.

Список литературы:

1. Кузнецов В.С. Обслуживание и ремонт бурового оборудования Учебник. — М.: Недра, 1973. — 344 с.
2. Баринов В. Н. Бабаян Э. В. Способ ликвидации флюидопроявлений в скважине // Патент SU 1696670 1991 бюл. №45.
3. SPE-178862-MS. Eric Cayeux, Amare Leulseged, Roald Kluge, Jarle Haga. Use of a Transient Cuttings Transport Model in the Planning, Monitoring and Post Analysis of Complex Drilling Operations in the North Sea// IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition.