Что такое эцп в бурении краткое описание

Оперативное определение эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора

Рубрика: Технические науки

Дата публикации: 28.05.2018 2018-05-28

Статья просмотрена: 14089 раз

Библиографическое описание:

Русских, Е. В. Оперативное определение эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора / Е. В. Русских, Э. М. Ташкалов, А. Л. Петренко, Р. И. Халидуллин. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2018. — № 21 (207). — С. 76-85. — URL: https://moluch.ru/archive/207/50800/ (дата обращения: 09.12.2021).

На сегодняшний день главными задачами являются сокращение расходов на строительство скважин и увеличение добычи углеводородов. Для этого продолжает совершенствоваться технология их строительства, так стали появляется горизонтальные скважины с несколькими ответвлениями от основного ствола (МЗС). Данные скважины имеют сложные профили — длинную протяжённость открытого ствола, в связи с чем, осложнения, вызванные в процессе строительства скважины, такие как: поглощение промывочной жидкости, ГНВП, осыпи и обвалы стенок скважины и ГРП приводят к ухудшению ТЭП. Нестабильность стенок открытого ствола скважины может сопровождаться осыпанием горных пород и привести к полной ликвидации скважины и зарезке дополнительных стволов. Большинство проблем возникает в слабосвязанных отложениях глин, глинистых сланцев и аргиллитов. Влияние на них бурового раствора приводит к их набуханию и разрушению. На устойчивость породы большее влияние оказывает эквивалентная циркуляционная плотность бурового раствора. На месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» перечисленные инциденты имеют место быть.

Циркуляционная система скважины состоит из ряда элементов (интервалов), в каждом из которых происходят гидродинамические потери давления нагнетания бурового раствора. При сложении потерь давления во всех этих элементах получим потери давления в циркуляционной системе скважины (величину давления, показываемую манометром на стояке).

Схема циркуляционной системы скважины

Стояк/верхний привод/ведущая труба

Кольцевое пространство: открытый ствол/бурильная колонна

Кольцевое пространство: обсадная колонна/бурильная колонна

Полные потери давления в скважине могут быть выражены следующим образом:

(1)

Где, каждое слагаемое можно подразделить ещё на несколько элементов и найти потери в них при помощи соответствующих вычислений. Для расчёта давления, которое ЭЦП оказывает на пласт, необходимо сложить потери давления циркуляции в кольцевом пространстве в интервале интересующей нас глубины скважины до устья и гидростатическое давление бурового раствора на глубине. Эта сила выражается как плотность бурового раствора, которая вызвала бы гидростатическое давление, эквивалентное такому давлению.

При бурении многозабойных и горизонтальных скважин на Южно-Выинтойском месторождении в период 2016–2017 гг. получены осложнения, такие как поглощение, ГНВП и ГРП. Одной из возможных причин является большое значение ЭЦП (таблица 1).

Скважины с осложнениями

Целью работы является создание метода оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора.

Для достижения цели были поставлены следующие задачи:

– анализ существующих пробуренных скважин с осложнениями;

– сравнение проектных и фактических данных плотности бурового раствора и давления на манифольде, для выявления фактического значения ЭЦП и определения «окна бурения»;

– нахождение зависимости между давлением на манифольде и ЭЦП;

– описание влияния ЭЦП на разрушаемую породу;

– создание метода влияния на ЭЦП.

Объектом исследования являются участки скважин (наклонно-направленный (ННУ) и горизонтальный) на Южно-Выинтойском месторождении в 2016–2017 гг.

Предметом исследования является эквивалентная плотность бурового раствора.

Границы «окна бурения» проходят между градиентом гидроразрыва пласта и поровым давлением. Данные подтверждаются геомеханической моделью. Так, при превышении верхней границы, может произойти поглощение бурового раствора, а нижней осыпание стенок ствола скважины. Особенно ярко это выражено в горизонтальном участке, где из-за зашламовывания ствола скважины и относительно малых диаметрах происходит увеличение ЭЦП. Находясь в таких крайне жёстких условиях, требуется преждевременно определять «окно бурения» для предотвращения возможных осложнений.

На основании проектных и фактических данных произведён расчёт для определения планового и фактического значения ЭЦП по данным из «Индивидуального технического проекта» и фактических данных из суточных рапортов супервайзера. Расчёт произведён в несколько этапов с использованием программного обеспечения (ПО) «WellPlan» и расчётных формул ЭЦП и «Метода Итона» для определения градиента гидроразрыва пласта (ГРП).

Согласно расчётам в ПО WellPlan, плановое значение ЭЦП в наклонно-направленном участке отличается от фактического на 5 %, а в ГУ на 10 %. В горизонтальном участке значения находятся на границе значения ГРП, что подтвердил расчёт на скважину 1069Г, где отмечено поглощение бурового раствора.

Определение верхней границы «окна бурения» было выполнено по «методу Итона»

(2)

гдеFP — градиент порового давления;

OBG — градиент порового давления;

v — коэффициент Пуассона.

Формула расчёта градиента гидроразрыва пласта (ГРП) применяется в программных продуктах «Eclipse» и «Petrel» компании «Шлюмберже». Нижняя граница — поровое давление остаётся постоянной.

Расчётные формулы для расчёта ЭЦП:

(3)

Формула Бабаян Э. В., Черненко А. В. — Инженерные расчёты при бурении [1].

где P — давление на стояке;

H — глубина по вертикали;

g — ускорение свободного падения;

p_{б.р —} плотность бурового раствора;

p_г.п. — плотность горной породы;

С — собственная доля твердых частиц.

(4)

Формула Dong Ying — University of Petroleum Press [2].

гдеP_h — точка перехода гидростатики в динамику;

P_f — точка перехода потерь давления в ЭЦП;

D_tvd — глубина по вертикали;

0,052 — константа перевода.

В ПО «WellPlan» расчёты проводились в двух вариантах (от проектных и фактических данных). Информация по скважинам принята из «Индивидуальных технических проектов» и фактических данных супервайзера. При расчёте плановых значений использовалась «классическая» компоновка низа бурильной колонны, в то время как для фактических компоновка подбиралась индивидуально. Согласно расчётам, фактическое значение ЭЦП отличается от планируемого. Связано это с тем, что фактическая компоновка может включать дополнительные элементы отличные от «классической»: диаметрами, отклонениями свойств бурового раствора (чаще всего превышение плотности) и изменением самой траектории ствола скважины. В сумме все эти факторы, при расчёте, дают повышенное значение ЭЦП.

Рис. 1. Параметры ПО «WellPlan»

При расчёте ЭЦП для наклонно-направленного участка учитывались средняя глубина по вертикали составляет 2745,5 м, давление на манифольде 14 Мпа, фактическая плотность бурового раствора, значения которой принимаются из суточного рапорта супервайзера, отличается от плановой в рамках правил безопасности. Результаты показывают, что «зона неопределённости ЭЦП» составляет 5 %. Осложнений, связанных с высоким значением эквивалентной циркуляционной плотностью, выявленно не было, что подверждают результаты расчёта по формулам и в программном продукте.

Рис. 2. «Зона неопределённости ЭЦП» для ННУ

Исходные данные для расчёта по результатам выборки

Скважина

Раствор

Плотность, г/см 3

Пл. Вязкость, мПа*с

СНС, дПа

Q_факт, л/с

Насадки

План

Факт

10 сек

10 мин

До настоящего времени бурение горизонтальных участков в условиях поглощения бурового раствора на углеводородной основе велось с применением кольматирующих добавок. Данный способ может ухудшить фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта в зависимости от объёма поглощённого бурового раствора и кольматанта. Присутствует риск не добиться восстановления циркуляции промывочной жидкости для дальнейшего углубления скважины и достижения проектной глубины.

Так, для определения «окна бурения» рассчитывается градиент ГРП «по методу Итона». Поровое давление принимается за 1. По результатам расчёта в ПО «WellPlan» (таблица 2, таблица 3) создаётся «зона неопределённости ЭЦП» от плановых и фактических значений. При совмещении диаграмм (ЭЦП план/факт) складывается искомая «зона неопределённости ЭЦП», в пределах которой и находится фактическое значение. Поглощение бурового раствора, полученное на скважине 1069Г, подтверждает результат расчёта и доказывает, что фактическое значение ЭЦП проходит на границе градиента ГРП. Результаты, полученные при расчёте по формулам в горизонтальном участке, отличаются от ПО «WellPlan» более чем на 15 %.

Рис. 3. «Зона неопределённости ЭЦП» для ГУ

Исходные данные для расчёта по результатам выборки

Скважи-на

Раствор

Плотность

Пл. Вязкость, мПа*с

СНС, дПа

Q_факт, л/с

Насад-ки

Оборо-ты ротора

План

Факт

10 сек

10 мин

Исходя из этого, просматривается зависимость значения ЭЦП и давления на манифольде при бурении горизонтального участка, следуя которой можно принять коэффициент расчёта ЭЦП для формулы (1), который равен 0,011–0,013. Результат определяется как отношение давления на манифольде (Мпа) к расчётному коэффициенту.

Рис. 4. График изменения ЭЦП от давления на манифольде

Данный коэффициент приближает нас к созданию метода «оперативного определения ЭЦП».

Основная задача работы — это поиск способа оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности в полевых условиях, где отсутствует программное обеспечение, а оперативные решения требуется принимать незамедлительно. Так, при рассмотрении зависимости фактических значений ЭЦП и давления на манифольде, прослеживается следующая зависимость: чем выше давление манифольде, тем больше значение ЭЦП (Рисунок 4). «Маркерами» в данном случае является зависимость от глубины скважины. На крайних значениях, скважины 1292Г и 1430Г, где давление на манифольде 15,1 и 15 Мпа, глубина по вертикали 2688,65 м и 2682,29 м соответственно, видно, что значения ЭЦП практически равны. Следующие скважины: 1069Г, 1044Г и 1360Г показывают точно такой же результат. Диаграмма (рисунок 4) отображена с учётом погрешности в 5 %.

Из-за переменного давления столба жидкости в скважине, при переходе из статического состояния в динамическое и последующим увеличением давления, буровой раствор может проникать в призабойную зону либо выходить из неё — «дыхание скважины». При подъёме бурильного инструмента происходит снижение давления и ЭЦП до нижней границы «зоны неопределённости», то есть ниже порового давления, что может вызвать обвалы стенок скважины. В среднем, время подъёма инструмента от забоя составляет 40–60 секунд на свечу, сокращение этого времени приведёт к критическому значению ЭЦП (рисунок 5).

Рис. 5. ЭЦП при подъёме бурильного инструмента

Разница, возникающая между значениями ЭЦП в процессе спуска и подъёме бурильного инструмента, составляет около 15 %. Для расчёта оптимального значения ЭЦП в ПО «WellPlan» требуется отдельная лицензия на данный модуль. Если заранее просчитать и определить оптимальное значение, то можно сократить «зону неопределённости» до 7 % и уменьшить риск возникновения осложнений.

Рис. 6. Разница значений ЭЦП при операциях

Время бурения горизонтального участка в среднем составляет 100 часов, так как в качестве примера были использованы скважины, пробуренные, в интервале залегания аргиллитов Ванденской свиты Южно-Выйинтойского месторождения, то целесообразно показать результаты воздействия ЭЦП на данную горную породу. В процессе разрушения горной породы происходит увеличение каверны в интервале залегания аргиллитов, что подтверждают результаты кавернометрии.

Рис. 7. Кавернометрия

Во время бурения аргиллиты теряют стабильность. Стабильность аргиллитов находится под влиянием характеристик как самой породы (минералогия, пористость и т. д.), так и характеристик бурового раствора. Для проведения теста на образование трещин использовались 4 образца керна. Образцы подвергались воздействию различных флюидов в течение 6 дней.

Рис. 8. Образец керна

Результаты лабораторных исследований

Образец

Среда

48 часов

144 часа

разрушение в местах сколов

7 % KCl + 3 % KLA-STOP

незначительное увеличение трещин

незначительное увеличение трещин

Эквивалентная циркуляционная плотность зависит от следующих факторов: свойств бурового раствора, диаметра кольцевого пространства, скорости вращения бурильной колонны. Существующие способы представляют собой использование дорогостоящего забойного и наземного оборудования, которое было создано для морского бурения и оптимизированно для бурения на суше.

Исходя из проектных данных, правил безопасности и паспортных данных забойного оборудования (ВЗД, БТ, Долото) мы имеем интервал регулирования определённых параметров, влияющих на ЭЦП.

При расчёте значения ЭЦП в ПО «WellPlan» используются следующие параметры: диаметр кольцевого пространства, состав и плотность бурового раствора пластическая вязкость, предел текучести, максимальный и минимальный расход, диаметр частиц шлама, плотность шлама, пористость пласта, скорость проходки, скорость вращения ротора и СНС. Результаты расчётов представлены в таблице 9.

Следуя алгоритму расчёта в гидравлическом модуле, указываем вышеперечисленные параметры согласно фактическим данным из сводки супервайзера. В процессе бурения происходит изменение свойств бурового раствора. С увеличением концентрации твёрдой фазы в промывочной жидкости возрастает её плотность, но одновременно снижается показатель фильтрации; обработка промывочной жидкости полимером для уменьшения показателя фильтрации вызывает рост вязкости жидкости.

Параметры расчёта

Скважина

Пластика факт

СНС факт

Обороты

ЭЦП от факта

ЭЦП измен

Поддержание параметров бурового раствора на более низком проектном уровне и увеличение числа оборотов ротора позволило уменьшить значение ЭЦП в горизонтальном участке на 8,5 % (таблица 9).

«НК Роснефть» была опробована система «Бурение с регулируемым давлением» (БРД), её особенностью является полная герметичность на участке буровой насос — газосепаратор, что позволяет управлять всеми процессами на забое скважины во время бурения и существенно минимизировать риск возникновения ГНВП. Основные элементы БРД представлены на рисунке 8.

1) Роторный устьевой герметизатор обеспечивает герметизацию ствола скважины при нахождении в ней бурового инструмента; 2) азотная установка используется для производства и подачи азота в объёме до 35 м 3 /мин с рабочим давлением до 24,5 Мпа; 3) дроссельный блок обеспечивает создание требуемого противодавления в скважине как в динамических, так и в статических условиях; 4) газосепоратор эффективно отделяет газовую фазу от жидкости; 5) факельная установка применяется для сжигания газа, поступающего из газосепараторной установки.

Одна из основных задач применения систем БРД заключается в сокращении объёмов поглощаемого бурового раствора при бурении. Объём поглощения бурового раствора в среднем по месторождению составляет 4082 м 3 /1000м, в то время как в первой скважине, пробуренной с применением БРД, данный показатель существенно ниже — 637м 3 /1000м.

Рис. 10 Объём поглощений

Еще одним способом является изменение геометрии бурильных труб с целью снижения эксцентриситета, который приводит к уменьшению потерь давления в кольцевом пространстве [5]. В процессе работы была построена математическая модель бурильной трубы с учётом всех конструктивных элементов. После этого проведены расчёты с использованием программного обеспечения для диаметров 89 мм, 102 мм и 127 мм. Результат показал, что при уменьшении наружного диаметра соединения на 5 % возможно уменьшить значение ЭЦП на 10 %.

Рис. 11. Области перепада давления

Заключение

Полученные результаты расчёта ЭЦП по фактическим значениям показывают, что при бурении горизонтальных участков фактическое давление близко либо находится на границе ГРП, что доказывают значения и зафиксированные осложнения на ранее пробуренных скважинах. При СПО происходит уменьшение ЭЦП на 15 %. Расчётом доказано, что значение ЭЦП может быть ниже «границы порового давления», что в свою очередь может привести к осыпям стенок ствола скважины.

Доказано, что высокое значение ЭЦП негативно сказывается на интервале залегания аргиллитов, в котором зафиксированы осложнения.

Определён расчётный коэффициент для формулы (1) с помощью которого, можно определить значение ЭЦП, равное расчёту в ПО «WellPlan» с поправкой в 10–15 %.

Метод оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора позволяет в сжатые сроки узнать фактическое значение ЭЦП, следовательно, определить фактическое забойное давление.

Следующим этапом работы является использование существующей модели расчёта для установления зависимости для бурильных труб с диаметрами 73 мм и 102 мм различных производителей и уменьшение процента ошибки при расчёте ЭЦП.

Источник

Анатомия скважины. Учет эквивалентной циркуляционной плотности при построении совмещенного графика давлений для скважин с наклонными и горизонтальными участками ствола

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 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.

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.

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.

1. Методические указания по выбору конструкций нефтяных и газовых скважин, проектируемых на разведочных и эксплуатационных площадях. Утверждены Министерством нефтяной промышленности 20.09.73г.

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.

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.

Источник