Способ управления бурением участков ствола скважины с интенсивным искривлением

 

Использование: изобретение относится к бурению наклонно направленных и горизонтальных скважин и может быть использовано при их проводке, особенно при наборе кривизны ствола скважины. Сущность изобретения: при бурении участков ствола с интенсивным искривлением промывку производят буровым раствором, плотность которого рассчитывают с учетом суммарного угла, характеризующегося углом падения пластов (α) и зенитным углом искривления скважины (β) . Приводится математическая зависимость между величиной плотности бурового раствора и величинами градиентов горного и порового давлений, эталонного времени устойчивости стенок скважины, глубиной скважины и суммарного угла (α+β) . Использование изобретения повышает эффективность бурения на участках с интенсивным искривлением за счет предупреждения осложнений, связанных с нарушением устойчивости стенок скважины. 5 ил., 1 табл.

Изобретение относится к бурению наклонно-направленных и горизонтальных скважин и может быть использовано при их проводке, особенно во время набора кривизны ствола скважины.

Предлагаемый способ управления бурением позволит повысить эффективность бурения за счет предупреждения осложнений, связанных с нарушением устойчивости стенок скважины.

Известна "Методика выбора комплекса мероприятий для предупреждения ликвидации осложнений, связанных с нарушением устойчивости пород в процессе бурения" (РД 39-0147009-723-88). Она предназначена для оперативной оценки геологических условий бурения, позволяет прогнозировать зоны возможных осложнений. По данной " Методике" для обеспечения устойчивости пробуренных и незакрепленных обсадными трубами участков ствола скважины, следует выбирать необходимую плотность бурового раствора на основании суммарной информации о градиентах паровых давлений.

Недостаток указанной "Методики" заключается в том, что она не учитывает влияния угла падения пластов или угла наклона горных пород к горизонту, что сужает область ее применения.

Этот недостаток решен в известной поисковой работе по созданию системы управления процессом углубления и промывки скважины, которая принята за прототип как наиболее близкое к предлагаемому изобретению техническое решение "ВНИИКРнефть, ВНИИБТ, Краснодар 1991 c. 189-190/.

В работе приведена зависимость между временем устойчивости стенок скважины, плотностью бурового раствора, паровым давлением и углом падения пластов (ф.6-37).

Однако практика использования показала, что данная зависимость (ф. 6-37) имеет свои вполне определенные границы применимости только при проводке вертикальных скважин.

К недостатку прототипа следует отнести то, что при проводке наклонно - направленных скважин случаются нарушения устойчивости стенок скважины,то есть известная зависимость не учитывает постоянно изменяющийся зенитный угол искривления скважины.

Следствием этого могут быть затяжки при подъеме инструмента, посадки и проработки при его спуске, недоходы обсадных колонн и другое.

Цель предлагаемого способа повышение эффективности бурения наклонно направленных горизонтальных скважин на участках с интенсивным искривлением за счет предупреждения осложнений, связанных с нарушением устойчивости стенок скважины.

Указанная цель достигается тем, что при бурении участков ствола с интенсивным искривлением в вертикально направленных скважинах промывку производят буровым раствором, плотность которого рассчитывают с учетом суммарного угла, характеризующегося углом падения пластов и зенитным углом искривления скважины, по следующей зависимости где ρ_i расчетная, выбранная величина плотности бурового раствора для глубины h_i, кг/м³; Т_{у эт} эталонное, заданное время устойчивости стенок скважины, принятое пo данным ранее пробуренной скважины, сут; Г_г градиент горного давлением МПа/м где P_гi= ρgh_i, ρ средневзвешенная плотность горных пород, кг/м³) h_i- глубина скважины, м; Г_ni градиент порового давления, МПа/м;
,
где P_noi поровое давление на глубине h_i, МПа)
условная прочность горных пород на глубине h_i, MПа;
А 1 безразмерный коэффициент;
α угол падения пластов, град.

b_i зенитный угол искривления скважин, град;
g 9,81 м/сек ускорение свободного падения.

В случае, если величина расчетной плотности ρ_i бурового раствора окажется больше заданной, эталонной ρ_эт принятой по данным ранее пробуренной скважины, то величину последней (ρ_эт) корректируют (увеличивают) добавкой утяжелителя. В случае, когда ρ_i меньше ρ_эт,, то процесс бурения продолжают на плотности ρ_эт. Критерием оптимального управления бурением является поддержание такой плотности бурового раствора (ρ_i) в любой момент бурения, которая обеспечит необходимое время устойчивого состояния стенок скважины.

Уравнение (6.37) по прототипу позволяет решить и обратную задачу. т.е. по заданной величине T_у определить то значение плотности ρ бурового раствора, которое обеспечит заданное Т_у.

Однако, как показал опыт бурения наклонных и горизонтальных скважин, величина r плотности бурового раствора, определенная таким путем, зачастую оказывается недостаточной для обеспечения заданной T_у. Сказывается влияние дополнительных напряжений на стенках скважины, обусловленных зенитным углом b искривления самой скважины. Поэтому предлагается зависимость в виде уравнения ( 1).

На фиг.1 показана блок-схема устройства, реализующая предложенный способ бурения, на фиг. 2,3,4,5 варианты схем взаимного расположения залегающего пласта и ствола скважины.

Способ управления бурением осуществляется следующим образом. Вначале устанавливают параметры режима бурения и промывки скважины на заданной площади по ранее пробуренной скважине или по нормативным документам и принимают их за эталонные для ввода информации в устройство. Блок-схема устройства, реализующего способ (фиг.1), состоит из набора известных элементов. Персональная электронно-вычислительная машина (I), например, типа IBM 286, по алгоритму реализует основное уравнение (1).

С помощью клавиатуры ПЭВМ в машину вводят следующие эталонные параметры по ранее пробуренной скважине: 2 время устойчивости стенок скважины; 3 - градиент горного давления; 4 градиент парового давления; 5 угол падения пластов; 6 глубина скважины.

Посредством устройств сопряжения 7 в ПЭВМ вводят данные о текущем значении зенитного угла ствола скважины, получаемые из телеметрической системы непрерывного контроля зенитного угла 8 и текущее значение плотности бурового раствора 9 от плотномера. Световое и звуковое табло 10 обеспечивает сигнал в случае, если эталонное значение плотности бурового раствора становится меньше расчетного по формуле (1) для оперативного утяжелителя раствора на данном участке.

Варианты схем взаимного расположения залегающего пласта и ствола скважины на фиг.2,3,4,5 демонстрируют расположение ствола скважины в зависимости от значений углов a и β..

На фиг. 2 показана вертикальная скважина (β=0°) в горизонтально залегающих пластах (α=0°).. В этом случае плотность бурового раствора выбирают в зависимости от значений градиентов порового давления согласно РД 39-0147009-723-88. На фиг. 3 показана вертикальная скважина (β=0°) в наклонно залегающих пластах (α>0°).. При этом технологически необходимое значение плотности бурового раствора выбирают с учетом дополнительных напряжений, обусловленных изгибом пластов, как это изложено в прототипе. На фиг 4 показана наклонно-направленная скважина (β>0°) в горизонтально залегающих пластах (α=0°). Практика бурения, результаты проводки более 10 скважин в ПО "Кубаньгазпром" и "Краснодарнефтегаз" показывает, что плотность бурового раствора выбранная по рекомендациям РД 39-Р147009-723-88 для этого варианта зачастую оказывается также недостаточной для предотвращения осложнений, связанных с нарушением устойчивости стенок скважины.

Это можно объяснить тем, что при наборе кривизны условно "верхняя" стенка ствола скважины находится в более неустойчивом положении, чем "нижняя"- Схема фиг. 4 условно может быть трансформирована в схему фиг. 3 путем поворота пласта dh на угол α против часовой стрелки.

На фиг. 5 показана схема наклонно направленной скважины в наклонно залегающем пласте (мощностью dh, где α>0° и β>0°.. В этом случае стенки ствола скважины испытывают напряжение, обусловленное суммой углов (α+β)..

Для установления корреляционной зависимости плотности бурового раствора от величины (α+β) для подобного варианта были проанализированы данные бурения более 10 наклонно направленных скважин, пробуренных в ПО "Кубаньгазпром" и "Краснодарнефтегаз", в процессе проводки которых имели место нарушения устойчивости стенок скважины. В результате была получена зависимость плотности бурового раствора от суммы углов залегания пласта и наклона скважины.

Коэффициент множественной корреляции между величинами ρ_i и (α+β) составил 0,83 при уровне доверительной вероятности 0,95 что подтверждает адекватность полученной зависимости промысловым условиям.

В таблице приводятся конкретные примеры использования формулы ( 1) для определения необходимой плотности бурового раствора при проводке двух скважин в ПО "Кубаньгазпром". Из данных, приведенных в таблице, следует, что величина плотности сурового раствора установленная на основании нормативных документов (Технический проект на бурение скважины), начиная с определенной глубины ( 1200 метров но скв. 106 Кущевская т 1890 метров скв. 93 Азовская) оказалась недостаточной для предотвращения осложнений, связанных с нарушением устойчивости стенок скважины: на обоих скважинах был получен прихват бурильной колонны в результате обрушения стенок скважины. После увеличения плотности бурового раствора до значений ρ_i, определенных на основании формулы (1): по скв. 106 Кущевская 1309 кг/м³ и по скв. 9З Азовская 1476 кг/м³ осложнения ( прихваты бурильной колонны), связанные с нарушением устойчивости стенок скважины, были ликвидированы и продолжено дальнейшее нормальное углубление. ТТТ1

Формула изобретения

Способ управления бурением участков ствола скважины с интенсивным искривлением в пластах, наклонных к горизонту, включающий определение эталонных величин плотности бурового раствора и времени устойчивости стенок скважины по данным о градиентах горного и парового давления на глубине по ранее пробуренной вертикальной скважине, отличающийся тем, что величину плотности бурового раствора рассчитывают с учетом зенитного угла искривления скважины по следующей зависимости:

где ρ_i- расчетная выбранная величина плотности бурового раствора для глубины h_i, кг/м³;
T_у.эт эталонное заданное время устойчивости стенок скважины, принятое по данным ранее пробуренной скважины, сут;
Г_г градиент горного давления, МПа/м,

где P_гi= ρgh_i;
ρ - средневзвешенная плотность горных пород, кг/м³;
h_i глубина скважины, м;
Г_пi градиент порового давления, МПа/м,

где P_поi поровое давление на глубине h_i, МПа;
условная прочность горных пород на глубине h_i, МПа;
А 1 безразмерный коэффициент;
α - угол падения пластов, град;
β - зенитный угол искривления скважин, град;
g 9,81 м/с ускорение свободного падения,
и если расчетная величина ρ_i окажется больше эталонной ρ_эт, то последнюю оперативно увеличивают добавкой утяжелителя, а если ρ_i окажется меньше эталонной ρ_эт, то бурение продолжают на плотности ρ_эт..

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6