ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА...

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи

Шиповский Константин Аркадьевич

ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

ОБРАЗОВАНИЯ И ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ

ПРИХВАТОВ (НА ПРИМЕРЕ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ)

25.00.15 Технология бурения и освоения скважин

Диссертация

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: кандидат технических наук,

доцент Живаева Вера Викторовна

Самара-2014

2

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………...…….....3

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ РОССИЙСКОГО И МИРОВОГО ОПЫТА

ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ……………………………...…………10

1.1. Обзор научных работ по оптимизации процесса бурения………............10

1.2. Анализ российской и мировой практики оптимизации процесса

бурения………………………………………………………………………...15

1.3. Проблемы бурения наклонно-направленных и горизонтальных

скважин на месторождениях Самарской области…………...……………..19

1.4. Выводы по главе 1…………………………………………………………....21

ГЛАВА 2. СИНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПОДХОД К РЕШЕНИЮ ПРОБЛЕМ

В ОБЛАСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН…………………………………………….....23

2.1. Принципы синергетического подхода……………………………………...23

2.2. Динамическая модель геолого-технологической системы

«проницаемый пласт – скважина - бурильная колонна»……………………..28

2.3. Обоснование критерия оптимальности и целевой функции

для оценки динамической системы.…………………...………………..…….30

2.4. Выводы по главе 2..………………………...…………………………..…...38

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ

БУРОВЫХ РАСТВОРОВ……...……………….…………………..…..................39

3.1. Постановка задач исследования ………………………………….……………39

3.2. Методика проведения эксперимента.………………………….……………...41

3.3. Фильтрационные процессы буровых растворов……………….......................44

3.4. Выводы по главе 3…………………………………………………....................49

ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ…………………………………....……...51

4.1. Статическая модель дифференциального прихвата……………………….52

4.2. Динамическая модель дифференциального прихвата………....…………..62

4.3. Геолого-технологические параметры процесса бурения…………...….……..74

4.4. Выводы по главе 4…………………………………………………...……113

ГЛАВА 5. МЕТОДИКА ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ

ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ ПРИХВАТОВ.......….....115

5.1. Разработка методики оптимизации процесса бурения……………………...116

5.2. Практические рекомендации по предупреждению прихватов……….....120

5.3. Расчет экономического эффекта от внедрения методики………………..122

5.4. Выводы по главе 5......................................................................................125

ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………...…….…...126

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ……….………………………………..........….…...........128

3

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы

Бурение скважин для добычи углеводородных ресурсов является наиболее

затратной статьёй расходов для нефтегазодобывающих организаций. Прихваты

бурильного инструмента и связанные с ними аварии - одна из основных проблем в

сфере строительства скважин в Самарской области. Большинство инцидентов

приходится на дифференциальные прихваты бурильного инструмента. Это

обусловлено сложными горно-геологическими условиями, наличием зон

несовместимых условий бурения, низкими пластовыми давлениями в

продуктивных горизонтах из-за многолетней разработки месторождений, а также

недостаточным исследованием причин возникновения прихватов бурильного

инструмента.

Положительные примеры проводки скважин без осложнений в

прихватоопасных интервалах указывают на необходимость поиска оптимальных

технологических параметров процесса бурения для конкретного горно-

геологического разреза.

Анализ российского и зарубежного опыта оптимизации процесса бурения

позволяет сделать вывод о необходимости развития новых методов решения

указанных проблем, основанных на разработке динамических моделей

технологических процессов с использованием специализированного

программного обеспечения.

Таким образом, разработка динамической модели для предупреждения

дифференциальных прихватов бурильного инструмента и решение на её основе

оптимизационных задач в области бурения скважин, представляется актуальной

научно-практической задачей.

В данной диссертационной работе объектом исследования являются

наклонно-направленные и горизонтальные скважины, пробуренные на

месторождениях Самарской области в 2009-2013 годах.

4

Цель работы

Предупреждение осложнений в стволе скважины, связанных с образованием

дифференциального прихвата бурильного инструмента.

Идея работы

Разработка динамической модели образования дифференциального

прихвата, которая позволяет прогнозировать и предупреждать прихваты

бурильного инструмента на основе выбора оптимальных технологических

параметров процесса бурения.

Основные задачи

1. Проанализировать проблемы в области бурения наклонно-направленных

и горизонтальных скважин на месторождениях Самарской области.

2. Исследовать геолого-технологические параметры процесса бурения

скважин в карбонатно-терригенном разрезе при наличии инцидентов, связанных с

дифференциальными прихватами бурильных труб.

3. Исследовать статическую модель и разработать динамическую модель

образования дифференциального прихвата бурильного инструмента на примере

Западно-Коммунарского месторождения.

4. Провести лабораторные исследования процессов фильтрации буровых

растворов, применяемых на месторождениях Самарской области.

5. Разработать практические рекомендации по оптимизации процесса

бурения скважин (технология углубления, режимы промывки, свойства

растворов) для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного

инструмента в отложениях перми, карбона и девона на месторождениях

Самарской области.

Методы решения поставленных задач

Для решения поставленных задач был использован комплексный подход,

включающий анализ суточных рапортов и технологических диаграмм станций

геолого-технологических исследований, отчетов о геолого-геохимических

исследованиях, результатов интерпретации радиоактивного, индукционного и

бокового каротажей, результатов математического моделирования

5

технологических процессов, полученных на специализированном программном

обеспечении. Физическое моделирование фильтрационных процессов

выполнялось на лабораторном и стендовом оборудовании, прошедшем поверку и

калибровку.

Научная новизна

Установлена закономерность образования дифференциальных прихватов

бурильного инструмента и разработана динамическая модель системы

«проницаемый пласт - скважина - бурильная колонна» с критерием

оптимальности и целевой функцией для прогнозирования и предупреждения

образования дифференциальных прихватов в условиях чередования

непроницаемых и проницаемых пластов.

Защищаемые положения

1. Разработанная динамическая модель системы «проницаемый пласт -

скважина - бурильная колонна» позволяет по мере поступления новой геолого-

технологической информации прогнозировать образование дифференциальных

прихватов бурильного инструмента в условиях чередования непроницаемых и

проницаемых пластов.

2. Величина гидродинамического давления в кольцевом пространстве на

стенки скважины не должна превышать 10 - 11% от проектного пластового

давления в условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов для

предупреждения дифференциального прихвата бурильного инструмента.

Практическая значимость работы

1. Установлен критерий оптимальности и рассчитаны значения целевой

функции динамической модели образования дифференциального прихвата для

оптимизации процесса бурения скважин в условиях чередования непроницаемых

и проницаемых пластов отложений перми, карбона и девона.

2. Разработана номограмма зависимости гидродинамического давления в

кольцевом пространстве от глубины скважин для выбора оптимальных

технологических параметров при проектировании и бурении скважин.

6

3. Разработана методика оптимизации процесса бурения скважин для

предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента.

4. Разработаны практические рекомендации по оптимизации процесса

бурения скважин (технология углубления, режимы промывки, свойства

растворов) для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного


Личное участие автора в получении научных результатов

1. Объяснена закономерность образования дифференциальных прихватов

на месторождениях Самарской области.

2. Разработана динамическая модель образования дифференциального

прихвата бурильного инструмента в условиях чередования непроницаемых и


3. Обосновано, что эквивалентная плотность бурового раствора при

циркуляции является критерием оптимальности, а гидродинамическое давление в

кольцевом пространстве - целевой функцией для предупреждения

дифференциального прихвата бурильного инструмента при вскрытии

проницаемых водо - и нефтенасыщенных пластов перми, карбона и девона.

4. Рассчитаны критические величины гидродинамического давления в

кольцевом пространстве на стенки скважины для предупреждения образования

дифференциальных прихватов бурильного инструмента.

5. Разработана номограмма зависимости гидродинамического давления в

кольцевом пространстве от глубины скважин для предупреждения


6. Выполнены лабораторные исследования физико-химических свойств

буровых растворов и их фильтрационных корок для прогнозирования и

предупреждения образования дифференциальных прихватов.

7. Разработана методика оптимизации процесса бурения для

предупреждения образования дифференциальных прихватов на месторождениях


8. Даны практические рекомендации по технологии углубления, режимам

7

промывки, свойствам буровых растворов и их фильтрационных корок для


Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались

и обсуждались на следующих научно-технических совещаниях, конференциях и

семинарах:

- VI Международная научно-практическая конференция «Нефтегазовые

технологии» 14-16 октября 2009 года в г. Самара. Доклад по теме: «Внедрение

новых информационных технологий в процессе строительства и реконструкции

скважин ОАО «НК «Роснефть»;

- научно-технический совет ООО «СамараНИПИнефть» № НТС-ИБ-02-

10 от 13.04.2010 в г. Самара. Доклад по теме: «Результаты внедрения

информационной системы "Контроль и управление строительством скважин

(ИС КиУСС)" на скважинах ОАО "Самаранефтегаз" в 2009 году;

- научно-технический совет ООО «СамараНИПИнефть» № НТС-ИБ-08-

10 от 25.11.2010 в г. Самара. Доклад по теме: «О результатах разработки

Стандарта ОАО «НК Роснефть» «Осуществление инженерно-технологического

сопровождения процессов строительства и реконструкции скважин»;

- I научно-практическая конференция «Инжиниринг строительства и

реконструкции скважин» 1-3 июня 2011 г. в г. Самара. Доклад по теме:

«Инженерно-технологическое сопровождение. Новые подходы к повышению

качества и эффективности строительства скважин. Основные задачи инженерно-

технологического сопровождения скважин в свете утвержденного Стандарта

Компании»;

- I научно-практическая конференция «Инжиниринг строительства и

реконструкции скважин» 1-3 июня 2011 г. в г. Самара. Содоклад по теме:

«Результаты опытно-промышленной эксплуатации системы КиУСС и

перспективы ее развития. Моделирование технологических процессов в ходе

инжиниринга строительства (реконструкции) скважин»;

8

- международная научно-практическая конференция «Ашировские чтения»

26-29 сентября 2011 года, Туапсинский р-н, г. Туапсе. Доклад по теме:

«Оптимизация процесса бурения скважин на основе мониторинга технико-

технологических и геолого-геофизических параметров»;

- II научно-практическая конференция «Инжиниринг строительства и

реконструкции скважин» 14-15 июня 2012 г. в г. Самара. Доклад по теме: «Опыт

проведения инженерно-технологического сопровождения скважин в ОАО НК

«Роснефть». Предложения по развитию системы ИТС. Моделирование процесса

бурения. ИТС как система осуществления авторского надзора»;

- научно-технический совет ООО «СамараНИПИнефть» № НТС-ТИ-29-

12 от 27.07.2012 в г. Самара. Доклад по теме: «Оптимизация процесса бурения

наклонно-направленных и горизонтальных скважин на основе мониторинга

технико-технологических и геолого-геофизических параметров»;

- международная научно-практическая конференция «Ашировские чтения»

26-30 августа 2012 года, Туапсинский р-н, г. Туапсе. Доклад по теме:

«Оптимизация процесса бурения наклонно-направленных и горизонтальных

скважин на основе мониторинга технико-технологических и геолого-

геофизических параметров»;

- заседание кафедры бурения скважин Национального минерально-

сырьевого университета «Горный» 11 сентября 2012 года в г. Санкт-Петербург.

Доклад по теме: «Оптимизация процесса бурения наклонно-направленных и

горизонтальных скважин на основе мониторинга технико-технологических и

геолого-геофизических параметров»;

- научно-технический совет ООО «СамараНИПИнефть» № НТС-ТИ-28-

13 от 30.04.2013 в г. Самара. Доклад по теме: «Рекомендации по

предупреждению прихватов бурильного инструмента на месторождениях

Самарской области»;

- заседание кафедры бурения скважин Национального минерально-

сырьевого университета «Горный» 13 июня 2013 года в г. Санкт-Петербург.

9

Доклад по теме: «Оптимизация процесса бурения наклонно-направленных и

горизонтальных скважин на месторождениях Самарской области».

Публикации. По теме диссертации опубликовано 4 печатных работы в

ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК

Министерства образования и науки Российской Федерации.

Диссертация состоит из пяти глав.

В первой главе рассмотрены методы поиска оптимальных режимов бурения,

разработанные российскими и зарубежными научными школами, а также

сложившаяся российская производственная практика оптимизации бурения

скважин.

Во второй главе выполнено теоретическое исследование процесса бурения.

Найден и обоснован критерий оптимальности и целевая функция для

оптимизации технологического процесса бурения для предупреждения


В третьей главе представлены результаты физического моделирования

процессов фильтрации буровых растворов в лабораторных условиях. Разработаны

рекомендации по свойствам буровых растворов и их фильтрационных корок.

В четвертой главе представлены результаты статического и динамического

моделирования технологического процесса бурения скважин с использованием

программного обеспечения. Разработана номограмма зависимости

гидродинамического давления в кольцевом пространстве от глубины скважин для


В пятой главе представлена методика оптимизации процесса бурения для


Разработаны практические рекомендации по предупреждению

прихватообразования. Выполнена оценка экономического эффекта от внедрения

данной методики оптимизации процесса бурения.

10

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ РОССИЙСКОГО И МИРОВОГО ОПЫТА

ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ

1.1. Обзор научных работ по оптимизации процесса бурения скважин

Отечественная практика оптимизации процесса бурения скважин основана

на научных работах Федорова В.С. [68, 69], Шрейнера Л.А. [50], Погарского А.А.

[48, 49], Осипова П.Ф. [38, 44], Юнина Е.К. [88-94] и ряда других российских

исследователей [1, 4, 6, 9, 10, 11, 17, 18, 19, 24, 26, 28, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 48,

49, 60, 61, 62, 63, 64, 65, 66, 75, 76, 87].

Федоров В.С. (период 40 - 60 - х годов ХХ века) является

основоположником научной школы, приоритетным направлением которой было

исследование процесса бурения лопастными и шарошечными долотами по

выходным параметрам их работы. В своих работах Федоров В.С. указывает, что

под режимом бурения принято понимать сочетание факторов, влияющих на

показатели бурения, которые могут изменяться бурильщиком с поста управления.

При бурении в неосложнённых условиях к таким параметрам относят: 1) осевая

нагрузка на долото; 2) скорость вращения долота (или ротора); 3) количество

промывочной жидкости; 4) качество промывочной жидкости, передаваемой на

забой (удельный вес, вязкость, напряжение сдвига, фильтрация). Гармоничное

сочетание данных параметров, которое позволяет получать наиболее высокую

рейсовую скорость и необходимые качественные показатели бурения, при данной

технической вооруженности буровой, называется рациональным (оптимальным)

режимом бурения [68, 69].

Шрейнер Л.А. (период 40 - 60 - х годов ХХ века) исследовал элементарный

акт взаимодействия зуба (зубца) шарошечного долота с горной породой. Была

установлена классификация горных пород по характеру сопротивляемости их

внедрению зуба (зубца) шарошечного долота. На этой основе выбирались

наиболее эффективные силовые параметры для процесса бурения [50].

11

Погарский А.А. в своих работах (период 50 - 80-х годов XX века) описывал

оптимизацию процесса бурения как целостную систему с использованием

автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ

ТП). АСУ ТП функционировала в единой вертикально-интегрированной системе

министерства нефтяной промышленности СССР, добывающего объединения,

кустового информационно-вычислительного центра, научно-исследовательского

и проектного института (НИПИ), нефтегазодобывающего управления,

управления буровых работ. Особое место в системе АСУ ТП отводилось НИПИ.

Данные организации должны были разрабатывать индивидуальные

оптимизированные проекты для каждой скважины, планируемой под бурение.

Оптимизированный проект представлялся как документ, содержащий

оптимальные технико-технологические рекомендации для каждой отдельной

скважины по всему геологическому разрезу. При ряде применяемых

технологических процессов, используемых при строительстве скважины

(углубление, крепление, вскрытие и др.) внимание сосредотачивалось именно на

углублении. Это определяется тем, что углубление занимает основной объем

затрат времени и средств. Наибольшие трудности в оптимизации представляет

процесс углубления скважины с большим влиянием внешней среды и наиболее

сложным математическим описанием, а не спуск колонн с их цементажом, другие

процессы строительства скважины [48].

Погарским А.А. предложена классификация типов систем, представляющих

процесс бурения: детерминированная, стохастическая и слабосвязанная.

Прогнозировалось, что главной задачей управления строительством

сверхглубоких скважин станет упрощение разнообразия её систем. По мнению

исследователя, основная идея оптимизации заключается в том, чтобы разделить

сложную систему и решать её задачи по частям – ключевым проблемам.

Погарский А.А. обращает внимание на проблемы взаимодействия в сложной

системе и указывает на необходимость кооперации как способа существования

системы в целом. В результате кооперации система должна приобретать новые

свойства, которыми не обладали её исходные элементы [48,49].

12

Осиповым П.Ф. (период 60 – 90 - х годов ХХ века, начало ХХI века) была

разработана блок-схема с классификацией известных на данный период методов

поиска оптимальных режимов бурения, представленная на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Классификация методов поиска оптимальных режимов бурения

Синевым С.В. в ряде работ (настоящий период времени) проведен анализ

моделей бурения с оценкой возможностей их практической реализации [63, 64].

Отмечается необходимость учитывать взаимодействие бурильного инструмента

со скважиной, как единого механизма. Синевым С.В. анализируются причины

скачкообразного трехступенчатого характера зависимости механической скорости

бурения v от нагрузки G. Сам процесс бурения уникален тем, что при нагрузке на

долото работа бурильного инструмента может трижды претерпевать качественное

изменение, определяемое по развитию v (G) трех ступеней (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 - Графики v(G) на скв. 94 Карагайского месторождения

Методы поиска оптимальных режимов бурения

Экспертные методы Физическое

моделирование

Аналитические методы

Анализ опыта

бурения на

площади,

отбор

лучших

вариантов

Испытание

новой

техники и

технологии

бурения.

Отбор

лучших

образцов

Метод

определения

механических

свойств пород

внедрением

пуансона

Метод

«базовых»

зависимостей

в однородных

породах

Математическая

модель

углубления

скважины в

неоднородных

породах

13

Зарубежные исследования оптимизации процесса бурения основаны на

научных работах Бингхэма М.Г., Луммуса Д.Л., Рида Р.Л., Мурра П.Л., Галле

Е.М. и Вудса Х.Б., Бургони А.T., Рема В.А., Мак-Клендона М.Т., Пеннебейкера

Е.С., Джавкам-Уолда и Ву и ряда других специалистов.

Бингхэм М.Г. предложил анализировать процесс разрушения пород с

помощью зависимости проходки долота за один оборот δ от параметра осевой

нагрузки – g. Метод анализа процесса бурения основан на использовании

диаграммы бурения. Диаграмма бурения δ(g) – это зависимость проходки долота

за один оборот δ от удельной (приведенной к единице диаметра долота) осевой

нагрузки g. Процесс разрушения породы на забое описывается целым рядом

параметров:

- механическая скорость бурения (параметр, характеризующий результат

процесса);

- нагрузка на долото;

- скорость вращения;

- диаметр долота;

- дифференциальное давление на забое;

- прочность породы, оцениваемая твердостью пород или прочностью на

сжатие;

- содержание твердой фазы в растворе;

- реологические и технологические параметры раствора;

- расход промывочной жидкости.

Бингхэм М.Г. развил метод анализа графика зависимости δ = f(g) при бу-

рении шарошечными долотами до теории буримости. Опубликование теории

буримости М.Г. Бингхэма стало важнейшим событием 60-х годов в области

бурения [38].

Понятие «оптимизация» авторами вышеперечисленных работ трактуется

по-разному. Считается, что оптимизация в технологии строительства скважины -

это процесс обоснования (в том числе с применением математических моделей)

более эффективных средств, методов, способов или технологических приемов с

14

целью повышения промежуточных или результирующих технических, эконо-

мических или временных показателей. Оптимизация является необходимой

ступенью на всех этапах строительства скважины, особенно при ее углублении,

так как на этом этапе чаще всего образуются осложнения или предпосылки к

последующим осложнениям, что приводит к задержкам в строительстве

скважины.

Обобщая выводы ряда исследователей, можно сформулировать, что

оптимальный процесс бурения - это такое сочетание типоразмера долот, нагрузок,

скоростей вращения ротора (ВЗД), интенсивности промывки, параметров

бурового раствора, статического дифференциального давления на забой и других

параметров при котором обеспечивается достижение заданных критериев

оптимальности в отдельном интервале бурения и в целом по скважине. Например,

максимум рейсовой скорости или минимум стоимости метра проходки.

Необходимо также отметить, что в большинстве работ авторами указывается, что

процесс оптимизации неотрывно связан с этапом проектирования строительства

скважин.

Анализ работ, посвященных оптимизации процесса бурения, позволяет

обозначить следующие проблемы: 1) основные теории и методы оптимизации

были разработаны в 40-80-е годы прошлого века без учёта современных способов

получения и обработки геолого-технологической информации с буровой,

моделирования технологических процессов с использованием вычислительной

техники и специализированного программного обеспечения; 2) в работах

доминирует дифференцированный подход, основанный на оптимизации

отдельных элементов технологического процесса бурения: работы шарошечного

долота, гидравлических режимов промывочной жидкости, вибраций бурильной

колонны и др.; 3) структурные изменения, произошедшие в нефтяной

промышленности в последние десятилетия, существенно изменили подходы к

решению проблем оптимизации.

15

1.2 Анализ российской и мировой практики

оптимизации процесса бурения

Выбор оптимального технико-технологического решения начинается на

стадии проектирования строительства скважины. В России, в соответствии с

действующими нормативно-регламентирующими документами, проектная

документация на строительство скважины разрабатывается на основе задания на

проектирование (техническое задание). Задание на проектирование строительства

скважин составляется заказчиком (пользователем недр) с учетом требований

проекта геологоразведочных работ и технологического проекта (схемы)

разработки месторождения. Состав и требования, предъявляемые к заданию на

проектирование, устанавливаются документацией, разработанной в 80-е годы

прошлого века, а именно: инструкцией «О составе, порядке разработки,

согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство

скважин на нефть и газ» и Макетом рабочего проекта на строительство скважин

на нефть и газ. При разработке задания на проектирование закладываются

основные решения, определяющие в дальнейшем ход строительства скважины в

части надежности, безопасности, качества и эффективности буровых работ.

Выбор оптимального решения (конструкция скважины, способ бурения,

параметры раствора и др.) начинается на этапе предпроектных работ. На этой

стадии проектировщиком и службами заказчика строительства скважины

используется экспертный метод (по Осипову П.Ф.), основанный на анализе

геологических и геофизических исследований, накопленного опыта бурения

скважин на месторождении. Задание на проектирование согласовывается

технологической, геологической и другими службами заказчика, ответственными

за организацию строительства скважин, и утверждается на уровне заместителя

генерального директора по бурению организации-заказчика строительства

скважин.

Следующим этапом является разработка проекта на строительство

скважины. Требования к проектированию определяются «Правилами

16

безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также вышеупомянутой

Инструкцией «О составе, порядке разработки, согласования и утверждения

проектно-сметной документации на строительство скважин на нефть и газ» и

Макетом рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ.

В 90-е и 2000–е годы значительно увеличивается объем разделов проектной

документации, связанных с организацией производства, экологией, охраной труда

и техникой безопасности. В проект закладываются типовые технико-

технологические решения для данного геологического разреза. Как правило,

данные решения имеют значительный потенциал для их улучшения и

оптимизации в процессе бурения скважины. Неизменными остаются технико-

технологические решения, влияющие на безопасность и надежность работ. К ним

относятся: глубина спуска обсадных колонн, давления опрессовки колонн,

плотности бурового раствора, высота подъема цемента при креплении и др [21,

30, 52, 67].

Проектная документация должна пройти государственную экспертизу ФАУ

«Главгосэкспертиза России». Срок проведения государственной экспертизы

проекта составляет до 3 месяцев [46, 47]. После завершения разработки

проектной документации основной задачей проектировщика является получение

положительного заключения ФАУ «Главгосэкспертиза России». Наличие

положительного заключения ФАУ «Главгосэкспертиза России» позволяет сдать

проект на строительство скважины заказчику, как выполненную работу.

При необходимости использования новой техники, технологии, материалов,

не предусмотренных проектом, допускается составление дополнения к проектной

документации. Эти дополнения подлежат экспертизе промышленной

безопасности и согласованию с Госгортехнадзором России в установленном

порядке.

Анализируя нормативно-регламентирующую документацию, можно

отметить, что вопросы оптимизации процесса бурения в данных документах не

отражаются в необходимом объеме. За прошедшие четверть века проект

усложнился в сравнении с документом образца 1987 года, появилось более 4

17

новых разделов. Эти разделы связаны с организаций строительства скважины,

промышленной, экологической безопасностью, природопользованием. Новые

разделы не направлены на стимулирование повышения качества и эффективности

самого процесса строительства скважины, поиск и выбор оптимальных технико-

технологических решений исходя из фактических горно-геологических условий.

Необходимо отметить, что Постановлением Правительства РФ № 87 от 16

февраля 2008 года «О составе разделов проектной документации и требованиях к

их содержанию» предусмотрено, что проектирование объектов капитального

строительства должно осуществляться в две стадии: разработка проектной и

рабочей документации. В области бурения скважин проектирование

осуществляется в одну стадию – разработка проектной документации. Разработка

рабочей документации, во многих случаях, находится в компетенции службы

заказчика строительства скважины, бурового подрядчика и сервисных

организаций.

Результаты анализа показывают, что проекты на строительство скважин

разрабатываются на основе нормативно-регламентирующей документации,

которая не учитывает современную организацию буровых работ, подходы к

контролю и управлению ходом строительства скважин, уровень развития

информационных технологий, средств коммуникации и связи. Следствием этого

является недостаточная эффективность проектных решений при изменении горно-

геологических условий в ходе бурения скважины.

Анализ развития зарубежных нефтедобывающих и сервисных компаний

показывает, что с 2000-х годов ХХI века активно создаются центры поддержки

технологических операций. Основная задача центров поддержки технологических

операций (ЦПО) - повышение качества, эффективности предоставляемых услуг,

обеспечения конкурентоспособности нефтедобывающих и сервисных компаний.

Работа ЦПО базируется на получении, анализе и обработке технико-

технологической и геолого-геофизической информации, специализированном

программном обеспечении, широкополосных каналах связи с буровой,

междисциплинарном экспертном решении производственных проблем [80, 81].

18

В составе междисциплинарных групп ЦПО работают различные

специалисты: буровики, геологи, геофизики, геомеханики, специалисты по

разработке месторождений. В своем большинстве ЦПО оказывают услуги по

следующим направлениям:

- проектирование бурения скважин и боковых стволов;

- сопровождение наклонно-направленного бурения;

- измерения и каротаж во время бурения;

- геологическое сопровождение бурения скважин;

- геолого-технологические исследования;

- заканчивание и исследование скважин;

- оптимизация бурения.

Большая часть ЦПО по бурению и заканчиванию сервисных компаний

функционирует в круглосуточном режиме, что позволяет сократить численность

персонала на производственных объектах, а также осуществлять экспертную

поддержку вплоть до непосредственного управления операциями из центра. В

составе ЦПО ключевую роль выполняют инженеры по оптимизации бурения.

Данные центры имеют следующие иностранные компании: Schlumberger,

Halliburton, British Petroleum, StatoilHydro, ConocoPhilips, Petronas, Repsol YPF.

В 2007-2010 годах центры поддержки технологических операций создаются

в российских компаниях: ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Лукойл», ОАО

"Оренбургнефть" ТНК-BP. Основные программные средства, используемые в

российских центрах сопровождения бурения: Petris Technology, Inc. «Petris

DrillNet», Schlumberger «The Drilling Office», Halliburton «Landmark Well Plan

Suite», «Бурсофтпроект «Проектирование скважин», НПО «Бурение», ОАО «НК

«Роснефть» ИПС «Контроль и управление строительством скважин», ООО

«Петровайзер» «Удаленный мониторинг бурения», ООО «НВП Модем» [2, 5, 78,

79, 95].

В отличие от зарубежных центров поддержки операций, российскими

центрами не уделяется достаточного внимания вопросам оптимизации процесса

бурения. Акценты смещены на геологическое сопровождение и моделирование

19

геологических разрезов, поддержку работы операторов станций ГТИ,

технологическое сопровождение отдельных работ, таких как бурение

горизонтальных участков и боковых стволов [53, 54, 57].

1.3. Проблемы бурения наклонно-направленных и горизонтальных

скважин на месторождениях Самарской области

Анализ результатов бурения 62 наклонно-направленных и 15

горизонтальных скважин на месторождениях Самарской области показал, что

основными проблемами являются:

- низкие коммерческие скорости бурения;

- значительные затраты времени на ликвидацию аварий, осложнений,

производственного брака;

- значительные затраты времени на вспомогательные и ремонтные работы.

Анализ результатов бурения 77 наклонно-направленных и горизонтальных

скважин на месторождениях Самарской области, представленный на рисунке 1.3

показывает, что существует тенденция роста количества инцидентов, связанных с

прихватом бурильного инструмента.

0

4

8

12

16

20

24

28

32

36

2008 2009 2010 2011

ко

ли

че

ств

о и

нц

ид

ен

то

в Прихват инструмента

Поломка бурильных труб

Поломка долот

Аварии с забойнымдвигателем

Падение постороннихпредметов

Прочие

Рисунок 1.3 - Количество инцидентов на месторождениях Самарской области

При анализе инцидентов использовалась классификация прихватов,

разработанная отечественными и зарубежными исследователями [6, 7, 22, 23, 34,

58]. Это позволило установить причины их возникновения по характерным для

данных инцидентов признакам. Результаты исследований инцидентов, связанных

20

с прихватами на месторождениях Самарской области, представлены в диаграмме

на рисунке 1.4.

32%

32%

18%

12%6%

Дифференциальный прихват - 32%

Некачественная очистка скважины - 32%

Образование желобов, заклинка - 18%

Неустойчивость горных пород - 12%

Образование сальников - 6%

Рисунок 1.4 - Причины прихватов на месторождениях Самарской области

Результаты исследований показывают, что значительное количество

инцидентов связано с дифференциальными прихватами бурильного инструмента,

обсадных колонн и хвостовиков. На долю дифференциальных прихватов

приходится 32 % от всех случившихся инцидентов, связанных с

прихватообразованием.

В современной практике бурения на месторождениях Самарской области

остаются неисследованными причины, вызывающие дифференциальный прихват

бурильного инструмента в интервалах, где данное осложнение происходить не

должно, исходя из проектных горно-геологических условий. К данным случаям

относятся инциденты, возникновение которых происходит в неосложненном

стволе, и горно-геологических условиях, где отсутствуют видимые причины для

прихватообразования. Проектная и рабочая документация, используемая на

буровой, также не содержит информацию об этих интервалах, как об опасных

зонах, где возможны дифференциальные прихваты из-за перепада давлений.

Результаты анализа бурения наклонно-направленных и горизонтальных

скважин показали, что большинство дифференциальных прихватов произошло

при вскрытии продуктивных высокопроницаемых карбонатно-терригенных

пластов в интервалах перехода непроницаемой (или слабопроницаемой) части

разреза в высокопроницаемую часть или выхода из высокопроницаемой части в

непроницаемую (или слабопроницаемую) часть разреза.

21

Наличие значительного количества случаев дифференциальных прихватов

бурильного инструмента свидетельствует о несовершенстве технологических

процессов в данных горно-геологических условиях и недостаточной изученности

механизма данного явления. Оптимальный технологический процесс бурения в

изменяющихся горно-геологических условиях должен обеспечить проводку

ствола скважины без осложнений и аварий.

Таким образом, можно констатировать, что тенденция роста осложнений и

аварий за последние годы, указывает на необходимость оптимизации процесса

бурения скважин на месторождениях Самарской области для предупреждения

инцидентов, связанных как с прихватообразованием в целом, так и

дифференциальными прихватами в частности.

1.4. Выводы

1. Существующая нормативно-регламентирующая документация в области

проектирования и инженерно-технологического сопровождения строительства

скважин не всегда позволяет эффективно решать вопросы оптимизации

технологического процесса бурения.

2. Необходимо разработать новые методы оптимизации процесса бурения,

основанные на получении и обработке геолого-технологической информации с

буровой.

3. Основной проблемой бурения скважин на месторождениях Самарской

области является рост инцидентов, связанных с прихватами бурильного


4. Доля дифференциальных прихватов составляет 32% от всех случаев

потери подвижности бурильного инструмента на месторождениях Самарской

области.

22

4. Значительное количество инцидентов, связанных с дифференциальными

прихватами бурильного инструмента, существенно снижают технико-

экономические показатели бурения скважин на месторождениях Самарской

области.

5. Необходимо исследовать причины, вызывающие дифференциальные

прихваты бурильного инструмента в интервалах, сложенных чередованием

непроницаемых и проницаемых пластов карбонатно-терригенного разреза на

месторождениях Самарской области.

23

ГЛАВА 2. СИНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПОДХОД К РЕШЕНИЮ ПРОБЛЕМ В

ОБЛАСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

2.1. Принципы синергетического подхода

В научных работах 80-х годов советские исследователи относили процесс

бурения к стохастической системе с большим разнообразием различных

элементов [48]. В данной работе процесс бурения и проблемы, связанные с

безаварийной проводкой ствола скважины, рассматриваются с позиции

синергетики. Это необходимо для комплексного восприятия сложного

технологического процесса бурения, происходящего в постоянно меняющихся

горно-геологических условиях.

Синергетика или теория самоорганизации, в настоящее время

представляется наиболее перспективным направлением, используемым для

научных исследований. За несколько десятилетий существования синергетика

сумела доказать универсальность подходов при исследованиях в различных

направлениях и сферах научно-практической деятельности.

Синергетика является междисциплинарным направлением научных

исследований, в рамках которого изучаются процессы, происходящие в

открытых, неустойчивых динамических системах под действием случайных

отклонений (флуктуаций). Синергетика устанавливает общие закономерности

процессов перехода от хаоса к порядку и обратно (процессов самоорганизации и

дезорганизации) в сложной системе, состоящей из множества подсистем.

Синергетика базируется на феномене самоорганизации открытых сложных систем

под воздействием постоянного поступления внешней энергии, согласованности

(когерентности) протекающих процессов в этой системе, кооперативном

характере поведения её элементов (подсистем), нелинейности происходящих

процессов (фазовых переходах), возрастающей сложностью подсистем и их

объединения в целое с новыми свойствами, которыми не обладает отдельно

взятая подсистема.

Основные идеи синергетики формулируется следующим образом:

24

- целое всегда больше суммы составляющих его элементов;

- целое есть нечто иное, чем сумма элементов; это взаимодействие

элементов, ведущее к эмергенции новых качеств [74].

Открытая, неустойчивая динамическая система обладает следующими

свойствами:

- множеством подсистем;

- флуктуациями (колебаниями, случайными отклонениями от средних

значений);

- точками бифуркаций (критические точки перехода);

- фазовыми переходами;

- детерминированным хаосом (турбулентностью);

- генерацией информации;

- параметрами порядка;

- управляющими параметрами;

- самоорганизаций подсистем;

- фрактальностью;

- согласованностью (когерентностью) процессов.

Эволюция открытой неустойчивой динамической системы происходит под

воздействием небольшого числа так называемых параметров порядка ,

подчиняющих себе все элементы сложной системы (рисунок 2.1). При этом

подчиняемые элементы n

qqq ,...,21

также влияют на параметры порядка . В этом

заключается основной принцип синергетики - взаимозависимость параметров

порядка от подчинённых элементов системы q.

fq , (2.1)

т.е. q становится функцией параметров порядка [70, 73].

Принцип круговой причинности: параметры порядка определяют движение

элементов системы, а движение элементов системы определяет действия

параметров порядка. По своему физическому смыслу параметр порядка - это

корреляционная функция, определяющая степень порядка в системе.

25

Параметрами порядка, как правило, являются переменные величины (фазовый

угол, амплитуда волны и др.).

Рисунок 2.1 - Параметр порядка подчиняет поведение подсистем с

переменными n

qqq ,...,21

. Подсистемы, создают и воздействуют на параметр

порядка ξ

Критерием выбора параметра порядка , является свойство данной

величины скачкообразно изменять состояние подчиненной подсистемы.

Например, обеспечить переход от ламинарного к турбулентному движению

жидкости. Графическое представление скачкообразного (фазового) перехода

неустойчивой системы от одного состояния к другому, указано на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 - Скачкообразный (фазовый) переход неустойчивой системы от

одного состояния к другому

Управление открытой неустойчивой динамической системой, состоящей из

множества различных и разнообразных элементов, возможно на основе изменения

небольшого количества управляющих параметров данной системы.

Управляющими параметрами в процессе бурения являются физические величины

(изменение нагрузки, концентрации реагента, разности давлений, температур и

др.).

26

а) б)

Рисунок 2.3 - Состояние неустойчивой системы при фазовом переходе

На рисунок 2.3 (а) изображен потенциал V (управляющей параметр)

скачкообразно изменяющий состояние системы. На рисунок 2.3 (б) изображена

временная зависимость параметра порядка u

[71, 72].

Скачкообразность процессов (ступенчатость) в физике достаточно

известный эффект, обусловленный их качественным изменением. Бурение

скважин не является исключением. Необходимо отметить, что скачкообразный

характер зависимости механической скорости бурения v от нагрузки G

неоднократно указывалась в различных работах исследователей начиная с 40 – х

годов прошлого века до настоящего времени (Федоров В.С., Осипов П.Ф., Синев

С.В., Юнин Е.К.).

Модели современного процесса бурения в виде зависимостей механической

скорости v от нагрузки на долото G и оборотов долота n также имеют

скачкообразную (ступенчатую) форму. На рисунке 2.4 (а) показан объемный

график зависимости v(G, n) с двумя ступенями и зарождающуюся третью ступень

с выраженным интервалом интенсивного роста скорости бурения. На рисунке 2.4

(б) объемный график с полной ступенью и интервалом интенсивного роста

скорости бурения второй ступени. В интервалах интенсивного роста скорости

бурения наблюдались усиленные вибрации долота.

27

а) б)

Рисунок 2.4 - Графики v (G, n) при бурении скв. № 51 Вост. Колвинская Тимано-

Печорской НГП роторным способом

Трехступенчатые изменения зависимости v(G, n) в роторном бурении

объясняются исследователями различными причинам: плохой очисткой забоя,

длиной колонны УБТ, кавернозностью ствола скважины. Также исследователями

отмечается недостаточная изученность данного процесса. Отдельные

исследователи связывают этот феномен с чередой критических глубин,

критическими скоростями бурения, фильтрацией флюидов, скоростью

кольматации и др. [63, 64].

Анализ рисунков 2.3. и 2.4. позволяет сделать вывод о единой природе

процессов, происходящих в синергетической системе и системе «горная порода -

скважина - бурильная колонна», существующей в ходе углубления скважины.

Можно предположить, что появление автоколебаний в бурильной колонне, резкий

рост механической скорости проходки и другие физические явления

представляют собой ценную информацию, сообщающую о начале перехода

неустойчивой системы от одного состояния к другому [8, 12, 13].

В синергетике неустойчивое состояние сложной системы рассматривается

как основное условие генерации новой ценной информации, т.к. это приводит к

нарушению симметрии технологического процесса, отклонению от основных

проектных параметров.

Практическая польза синергетики для отрасли бурения скважин состоит в

том, что данная методология направлена на исследование сложных открытых

неустойчивых динамических систем, состоящих из множества различных

подсистем. Процесс бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин

28

может быть отнесен к динамическим системам, так как обладает свойствами,

присущими открытым неустойчивым системам, эволюционирующим под

воздействием внешней и внутренней энергии.

Исследование проблем бурения с позиции синергетики позволит расширить

границы знаний о причинах физико-химических процессов, происходящих в

скважине для их прогнозирования, контроля и управления. Комплексный,

междисциплинарный подход, составляющей методологическую основу

синергетики, позволяет исследовать и решать проблемы, находящиеся на стыках

различных профессиональных дисциплин, таких как: бурение, геология,

гидродинамика, геофизика, геомеханика, петрофизика, разработка

месторождений.

2.2. Динамическая модель геолого-технологической системы

«проницаемый пласт – скважина - бурильная колонна»

Процесс бурения может рассматриваться как открытая динамическая

система, так как углубление скважины происходит при постоянном притоке

внешней энергии. Разрушение горной породы при бурении скважины происходит

под воздействием технических средств с определёнными технологическими

параметрами в меняющихся горно-геологических условиях. Внешняя

электрическая энергия поступает из региональной энергосистемы и (или) от

собственного энергетического источника на буровой (ДГУ). Далее происходит

преобразование электрической энергии в механическую энергию, создаваемую

наземными техническими средствами и оборудованием (буровые насосы, ротор,

силовой верхний привод и др.) для передачи на забой с использованием

внутрискважинного оборудования (буровой инструмент, УБТ, ВЗД, долото).

Механическая энергия в процессе бурения используется для создания

необходимой мощности, направленной на разрушение горной породы, промывки,

обеспечения противодавления на стенки ствола скважины. Данная энергия

рассеивается в процессе углубления, воздействуя на забой и стенки скважины,

29

бурильный инструмент, ВЗД, долота. При отсутствии притока внешней энергии,

динамическая система не существует. Иначе говоря, если система находится в

статическом состоянии, принципы синергетики к ней не применимы.

Таким образом, можно сказать, что разрушение горных пород происходит в

динамической геолого-технологической системе, существующей только в ходе

углубления скважины.

Динамическая система состоит из нескольких подсистем:

а) геологической; б) гидродинамической; б) технико-технологической.

Перечисленные подсистемы обладают особыми физико-механическими и

химическими свойствами. К этим свойствам может быть отнесена способность

подсистем менять свое состояние, скачкообразно переходить от одного состояния

к другому, т.е. совершать так называемый фазовый переход. Например, фазовый

переход от ламинарного потока к турбулентному потоку при циркуляции

бурового раствора.

В процессе бурения динамическая система находится под воздействием

внешних и внутренних колебаний, создаваемых неустойчивым процессом

углубления скважины, воздействием случайных отклонений от заданных

параметров по геологическим, технологическим и другим причинам. Основным

фактором неопределенности в процессе углубления скважины является

геологический разрез, сложенный различными литологическими пачками.

Динамическая система подчинена принципу причинности, а именно, отклик

динамической системы не происходит раньше оказанного воздействия на неё.

Особенностью динамической системы является то, что входящие в неё

подсистемы (геологическая, гидродинамическая, технико-технологическая)

принципиально отличаются друг от друга и подчиняются различным физико-

химическим законам. В сложной динамической системе поведение и развитие

отдельной подсистемы определяется в зависимости от её взаимодействия с

другими подсистемами. Это создает проблему многовариантного поведения

динамической системы, что не всегда может быть описано детерминистической

моделью, формализованной в типовые проектные решения.

30

Крепление пробуренного участка скважины обсадной колонной завершает

очередной этап развития динамической системы. Обсаженная скважина,

представляет собой завершенное инженерное сооружение, состоящее из

отдельных технических элементов: направление, кондуктор, техническая,

эксплуатационная колонна (хвостовик).

В данной работе для исследования причин образования дифференциальных

прихватов бурильных труб в карбонатно-терригенном разрезе на месторождениях

Самарской области используется динамическая система «проницаемый пласт -

скважина - бурильная колонна». Это связано с тем, что дифференциальные

прихваты бурильного инструмента происходят в интервалах проницаемых

пластов при сложении ряда определенных технологических факторов.

2.3. Обоснование критерия оптимальности и целевой функции

для оценки динамической системы

Для оценки эффективности функционирования динамической системы

«проницаемый пласт – скважина - бурильная колонна» необходимо найти

критерий оптимальности. Критерием оптимальности может служить

определенная технологическая характеристика, позволяющая оценивать

эффективность функционирования процесса: режимов бурения, работы буровых

насосов, системы очистки раствора, реологических свойств промывочной

жидкости и др.

Критерий оптимальности должен отвечать следующим требованиям:

- отражать наиболее существенные стороны технологического процесса

бурения;

- выражаться количественно, быть единственным;

- иметь понятный физический смысл;

- величина его значения должна изменяться равномерно;

- рассчитываться на основе математического аппарата, характеризующего

процесс бурения скважин.

31

Для решения задачи оптимизации процесса бурения необходимо:

- выбрать критерий оптимальности;

- составить математический аппарат для описания технологического

процесса бурения;

- найти оптимальные значения проектных параметров;

- составить целевую функцию;

- разработать методику оптимизации технологического процесса бурения.

Таким образом, задача оптимизации состоит в определении критерия

оптимальности и нахождении целевой функции, экстремальные значения которой

характеризует предельно достижимую эффективность функционирования

динамической системы «проницаемый пласт – скважина - бурильная колонна».

В данной работе предлагается использовать в качестве критерия

оптимальности эквивалентную плотность бурового раствора при циркуляции

(ЭПЦ). В английской технической литературе ЭПЦ обозначается как Equivalent

Circulating Density, или сокращенно ECD. В научной и производственной

практике ЭПЦ используется для решения задач снижения репрессии на пласты с

целью предупреждения поглощений бурового раствора, поддержания

минимального забойного давления при бурении.

В технической литературе и научно-производственных статьях под ЭПЦ

понимается плотность некоторого условного флюида, гидростатическое давление

столба которого равно давлению циркулирующего столба реальной промывочной

жидкости с учетом гидравлических сопротивлений и давления взвеси в жидкости

частиц шлама. В процессе углубления скважины происходит насыщение

промывочной жидкости выбуренной породой (шламом), и её утяжеление. За счет

высоких расходов возможно снижение концентрации шлама в промывочной

жидкости до минимальных значений, что уменьшит утяжеление. Однако при

превышении расходов промывочной жидкости происходит возрастание

гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве скважины, что может

негативно воздействовать на стенки скважины. Снижение ЭПЦ способствует

увеличению механической скорости бурения и снижению вероятности

http://www.xumuk.ru/encyklopedia/2/3119.html



32

возникновения в скважине осложнений в виде поглощения бурового раствора и

негативного воздействия на продуктивные пласты [3].

Расчет ЭПЦ выполняется по формуле:

052,0

AN

H

РЭПЦ , (2.2)

где - плотность раствора на входе, ANР - суммарные потери давления в

кольцевом пространстве, Н – вертикальная глубина скважины.

ЭПЦ в динамике учитывает технологические параметры, такие как

циркуляция раствора, что позволяет характеризовать наиболее существенные

стороны технологического процесса бурения. При этом ЭПЦ имеет понятный

физический смысл и может оперативно рассчитываться с помощью

специализированного программного обеспечения [84, 85].

В данной работе с помощью ЭПЦ предлагается находить оптимальные

значения проектных параметров технологических процессов при бурении

скважин.

На основании выбранного критерия оптимальности составляется целевая

функция с минимальными и максимальными значениями, представляющая собой

зависимость критерия оптимальности от проектных параметров, влияющих на её

значение. Целевая функция характеризует эффективность проектного решения,

используется для оценки степени достижения поставленной цели при решении

оптимизационной задачи. Это глобальный критерий оптимальности в

математических моделях, описывающих динамическую систему.

В качестве целевой функции в данной работе предлагается использовать

гидродинамическое давление (забойное давление) – ДИНР . Минимальное или

максимальное значение ДИНР критически влияет на состояние процесса бурения,

как динамической системы, находящейся в неустойчивом состоянии. Превышение

максимального критического значения ДИНР при бурении и СПО приводит к

гидроразрыву пластов и поглощению бурового раствора. Снижение ДИНР до

минимального критического значения приводит к нефтегазоводопроявлениям

http://www.xumuk.ru/bse/1935.html

33

(НГВП), обвалообразованию неустойчивых горных пород. Содержательный смысл

целевой функции ДИНР придает критерий оптимальности ЭПЦ (ECD).

Расчет ДИНР выполняется по формуле:

ДИНР = ЭПЦ · g · H , (2.3)

где ЭПЦ – эквивалентная плотность бурового раствора при циркуляции, H –

вертикальная глубина скважины.

Для расчетов гидродинамической репрессии Δ ДИНР на проницаемые пласты

используется формула:

Δ ДИНР = ДИНР – ПЛР , (2.4)

где ДИНР – гидродинамическое давление в кольцевом пространстве,

ПЛР – пластовое давление.

Параметры пластового давления ПЛР можно получить из ГТН или рассчитать

по формуле:

ПЛР = H·grad ПЛР · 0,001· 9,8065, (2.5)

где grad ПЛР – градиент пластового давления (по данным проектной

документации).

Для оптимизации процесса бурения предлагается постоянно рассчитывать

критерий оптимальности ЭПЦ для выбора эффективных технико-

технологических и гидродинамических параметров с целью предупреждения

возникновения инцидентов, связанных с дифференциальным прихватом

бурильного инструмента. Также предлагается рассчитать минимальные и

максимальные значения ДИНР при бурении для решения задачи оптимизации

технологического процесса бурения. Инженерные расчеты и моделирование

технологических процессов целесообразно выполнять с использованием

специализированного программного обеспечения.

Основным требованием для эффективного использования

специализированного программного обеспечения при инженерно-

34

технологическом сопровождении бурения должно быть минимальное количество

исходных данных для выполнения расчётов.

Для инженерных расчетов и моделирования был выбран метод Preston

Moore’s «Drilling Practices Manual». Данный метод используется для

гидродинамических расчетов при бурении, промывке, СПО, расчётов репрессии

на пласт, эквивалентной плотности бурового раствора при циркуляции (ЭПЦ).

Метод описан Moore, Preston L. «Drilling Practices Manual» и состоит из трех

этапов: предварительных расчетов, расчетов потерь внутри инструмента и

расчетов потерь в кольцевом пространстве [104, 108, 109].

Потери давления в наземном оборудовании (манифольде, стояке, вертлюге,

квадрате) рассчитываются по формуле:

8.4

si

s

2.08.18.0

in

5

SF

102,7

D

LPVQP

, (2.6)

где Q - расход раствора на входе, in - плотность раствора на входе, siD -

внутренний диаметр секции, sL - длина секции бурильного инструмента.

Для нахождения параметров ЭПЦ выполняются расчеты потерь давления в

кольцевом пространстве при турбулентном течении раствора по формуле:

8.1

cowi

3

cowi

p

2.08.18.05

AN)()(

102,7

DDDD

LPVQP

, (2.7)

где wiD - внутренний диаметр скважины, coD - компенсированный внешний

диаметр инструмента, pL - длина секции инструмента.

Потери давления в кольцевом пространстве при ламинарном течении

раствора рассчитываются по формуле:

,)(200)(60000 cowi

w

2

cowi

wAN

DD

LYP

DD

LVPVP

(2.8)

где wL - длина секции скважины, V - cкорость течения бурового раствора в

кольцевом пространстве.

Для каждой секции бурильного инструмента внутренние и внешние

диаметры рассчитываются с учетом длины замковых соединений:

35

)(067,0

)(05,0

pipipici

popopoco

TDDD

DTDD

, (2.9)

где ciD - компенсированный внутренний диаметр инструмента, poD - внешний

диаметр инструмента, piD - внутренний диаметр инструмента, poT - внешний

диаметр замкового соединения инструмента, piT - внутренний диаметр замкового

соединения инструмента.

Для расчетов скорости течения раствора внутри бурильного инструмента

используются следующие формулы:

а) скорость раствора внутри секции бурильного инструмента:

2

pi

51,24

D

QV

, (2.10)

б) критическая скорость бурового раствора:

1n2

1n

ci

1n2

1

in

c14

1136,1158200

n

n

D

KV

, (2.11)

где K1 и n1 – коэффициенты течения раствора.

Потери давления в секции инструмента при ламинарном течении раствора:

ci

p

2

ci

p

DS22590000 D

LYP

D

LVPVP

, (2.12)

где YP – динамическое напряжение сдвига раствора.

Потери давления в секции инструмента при турбулентном течении

раствора:

8.4ci

p2.08.18.0

in5

DS

102,7

D

LPVQP

, (2.13)

Для расчетов скорости течения в кольцевом пространстве используются

следующие формулы:

а) скорость раствора в кольцевом пространстве:

2

po

2

wi

51,24

DD

QV

, (2.14)

36

б) критическая скорость раствора:

12

1

cowi

12

1

in

C13

1124,2138780 nn

n

n

DD

KV

, (2.15)

Если V < CV , - режим течения раствора ламинарный, V > CV , -турбулентный.

Потери давления на долоте BP рассчитываются исходя из площади потока

раствора с учетом диаметра насадок по формуле:

4096

)...( 2

n

2

2

2

1

2

0 NNNNA

, (2.16)

где N – коэффициент эффективности насадок: 1; 0,95; 0,9; 0,8.

Скорость истечения раствора через насадки рассчитываются по формуле:

A

QV

0258475.0, (2.17)

Потери давления в насадках долота рассчитываются по формуле:

22

in

2

B295941 NA

QP

, (2.18)

Гидравлическая мощность потерь рассчитывается по формуле:

442

B QPH p

, (2.19)

Ударная сила струи рассчитывается по формуле:

inBB 0228069,0 PQF , (2.20)

Суммарные потери давления по всему циклу рассчитываются по формуле:

BANDSSFloss PPPPP , (2.21)

Расчеты по методике Preston L. Moore завершают расчеты суммарных

потерь давления по всему циклу и расчеты ЭПЦ, выполненные по формуле 2.2.

Исследование различных значений ЭПЦ по скважинам на месторождениях

Самарской области, где имели место инциденты с дифференциальными

прихватами бурильного инструмента, позволили определить максимальные

величины ЭПЦ для данных скважин.

37

Максимальное значение ЭПЦ рассчитано по формуле:

MAX ЭПЦ = ·1,05, (2.22)

где - плотность раствора по проекту (ГТН).

На основании полученных значений критерия оптимальности ЭПЦ

составляется целевая функция - гидродинамическое давление в кольцевом

пространстве при бурении скважины. Расчет параметров гидродинамического

давления выполняется по формуле 2.3.

Минимальное значение гидродинамического давления (MIN ДИНР )

определено по значениям пластового давления, указанным в проекте или ГТН. В

соответствии с требованиями Правил безопасности нефтяной и газовой

промышленности противодавление на горизонты не должно превышать

пластовые давления на 1,5 МПа для скважин глубиной до 1200 м и 2,5 - 3,0 МПа

для более глубоких скважин [45].

Максимальное значение гидродинамического давления при бурении

рассчитано по формуле:

MAX ДИНР = ПЛР ·a,

(2.23)

где ПЛР – пластовое давление по проекту (ГТН), a - эмпирический коэффициент.

Параметры коэффициента a получены эмпирическим путем в результате

анализа значений репрессии, создаваемой гидродинамическим давлением на

проницаемые карбонатные и терригенные пласты отложений перми, карбона и

девона в процессе бурения.

Таким образом, предлагается использовать ЭПЦ как критерий

оптимальности, а гидродинамическое давление в кольцевом пространстве ДИНР

как целевую функцию, характеризующую оптимальность технологического

процесса бурения для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного


http://www.xumuk.ru/bse/1935.html

38

2.4. Выводы

1. Процесс бурения скважины обладает свойствами, характерными для

открытой неустойчивой динамической системы.

2. Процесс бурения скважины необходимо исследовать с позиции

синергетики как динамическую геолого-технологическую систему, состоящую из

геологической, технико-технологической и гидродинамической подсистемы.

3. Синергетический подход к исследованию динамической системы

позволяет решать научно-производственные проблемы, находящиеся на стыках

разных профессиональных дисциплин (бурение, геология, гидродинамика,

геомеханика, геофизика и д.р.).

4. Для исследования образования дифференциальных прихватов

бурильных труб в карбонатно-терригенном разрезе на месторождениях

Самарской области предлагается использовать динамическую систему

«проницаемый пласт - скважина - бурильная колонна»

5. Эквивалентная плотность бурового раствора при циркуляции может

применяться в качестве критерия оптимальности, а гидродинамическое давление

в кольцевом пространстве в качестве целевой функции, характеризующей

оптимальность технологического процесса бурения для предупреждения

дифференциального прихвата бурильного инструмента.

6. Для моделирования технологических процессов бурения целесообразно

использовать специализированное программное обеспечение, позволяющее

выполнять расчеты параметров ЭПЦ и гидродинамического давления в кольцевом

пространстве при бурении, промывке и СПО.

39

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ

БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

3.1. Постановка задач исследования

Анализ научных работ, выполненных отечественными и зарубежными

исследователями [16, 29, 34, 100, 101], а также результаты расследований случаев

прихвата бурильного инструмента по причине перепада давлений, показывают,

что одним из основных факторов, приводящих к данному инциденту, является

тип и физико-химические свойства бурового раствора.

Результаты исследования типов буровых растворов на скважинах, где имели

место инциденты, связанные с дифференциальными прихватами бурильного

инструмента на месторождениях Самарской области, представлены на

рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Типы буровых растворов при дифференциальных прихватах на

месторождениях Самарской области

В теории и производственной практике для предупреждения

дифференциального прихвата рекомендуется контролировать параметры

фильтрации и толщину фильтрационной корки бурового раствора.

В полевых условиях на буровой исследование фильтрации и толщины

фильтрационной корки выполняется на приборах ВМ-6, фильтр-прессах LPLT

фирм FANN, Chandler, OFITE, Halliburton и других компаний при давлении 0,7

40

МПа. В качестве проницаемой поверхности на данных фильтр-прессах

используется фильтровальная бумага.

Общепринятая в бурении модель фильтрации предполагает, что в

результате данного процесса на поверхности и внутри проницаемого пласта

образуются зоны, занимаемые частицами бурового раствора:

- внешняя фильтрационная корка на стенке скважины;

- внутренняя фильтрационная корка в поровом пространстве стенки

скважины [16].

При этом необходимо отметить, что в ряде исследовательских работ,

посвященных фильтрации, используется терминология, в которой под

“фильтрацией” понимаются процессы движения жидкостей и газов через

пористые массивы горной породы в природных условиях, а “фильтрованием”

обозначаются процессы разделения суспензий и других неоднородных систем в

промышленных и лабораторных условиях.

Фильтрование является гидродинамическим процессом, скорость которого

прямо пропорциональна разности давлений, создаваемых по обеим сторонам

фильтровальной перегородки, и обратно пропорциональна сопротивлению,

испытываемому жидкостью при её движении через поры перегородки и слой

образовавшегося осадка. Таким образом, суспензия разделяется на чистый

фильтрат и влажный осадок [20, 25].

Процессы фильтрования суспензий с образованием осадка и

закупориванием внутренних пор фильтровальной перегородки широко

используются при описании технологических процессов в химической,

нефтехимической, угольной и других отраслях промышленности. В сфере

бурения скважин данная терминология и методы исследования процесса

фильтрования суспензий практически не применяются.

В процессе бурения и СПО под воздействием гидродинамического давления

может возникать эффект фильтрования бурового раствора в проницаемый пласт-

коллектор, что, вероятно, также приводит к образованию осадка на стенках

скважины в виде рыхлой и неэластичной корки. Данный осадок состоит из

41

мелкого выбуренного шлама и твердой фазы химических реагентов, входящих в

состав бурового раствора.

В данной работе применяется терминология, традиционно используемая

при решении научно-производственных проблем в области бурения скважин, а

именно: фильтрация буровых растворов в условиях высоких забойных давлений.

Таким образом, необходимо исследовать процесс фильтрации буровых

растворов, свойства их фильтрационных корок в условиях, приближенных к

забойным условиям в процессе бурения скважины. В качестве объекта

исследования используются буровые растворы при бурении на которых имели

место инциденты, связанные с прихватом бурильного инструмента из-за перепада

давления.

3.2. Методика проведения эксперимента

В результате анализа отечественного и зарубежного лабораторного и

стендового оборудования, используемого для исследования фильтрационных

процессов, был выбран метод исследования с использованием пресс - фильтра

высокого давления и высокой температуры (HPHT).

Пресс-фильтр высокого давления и высокой температуры фирмы OFITE №

170-00 емкостью 175 мл используется в качестве контрольно-измерительного

оборудования для тестирования буровых растворов и цемента при повышенных

температурах и давлениях. Пресс-фильтр OFITE HPHT имитирует

внутрискважинные условия для определения свойств исследуемого раствора.

Пресс-фильтр в полном сборе включает контролируемый источник давления

(CO2 или азот), регуляторы, ячейку высокого давления, систему для нагрева

ячейки.

Сущность эксперимента состоит в установлении скорости фильтрации

бурового раствора через керамический фильтр с проницаемостью, примерно

соответствующей проницаемости горной породы, где наиболее часто происходят

прихваты бурильного инструмента, а также исследованию свойств получаемых

42

фильтрационных корок. Принципиальная схема установки представлена на

рисунке 3.2.

Манометр

Гильза для баллонов CO2

Блок манифольда

Стопорная шпилька

Регулятор высокого давления

Игольный клапан

Шток клапана для ячейки Уплотнительное кольцо дляштока клапана

Корпус ячейки

Уплотнительное кольцо

Нагревательная рубашкаи подставка

Крышка ячейки с экраном

Шток клапана для ячейки

Стопорная шпилька

Уплотнительное кольцодля накопителя

Запорный винт головки

Корпус накопителя

Уплотнительное кольцодля накопителя

Поддерживающая штанга длянагревательной рубашки

Подставка

Рисунок 3.2 - Схема пресс-фильтра высокого давления и высокой температуры

Порядок проведения эксперимента следующий.

1. Исследуемый буровой раствор перемешивается в скоростной мешалке в

течение 10 минут. Подготовленный керамический фильтрационный диск кладется

сверху уплотнительного кольца ячейки.

2. Буровой раствор заливается в ячейку и затягивается шток впускного

клапана. Крышка ячейки затягивается запирающими винтами. Закрываются штока

игольчатых клапанов. Ячейка помещается в стальную нагревательную рубашку.

43

3. К штоку верхнего игольчатого клапана подсоединяется агрегат,

создающий высокое давление, который фиксируется стопорной шпилькой.

4. При закрытых клапанах устанавливается верхний регулятор.

Открывается шток верхнего игольчатого клапана на 1/2 оборота и создается

давление на буровой раствор внутри ячейки (до 6 МПа).

5. Для начала фильтрации открывается шток нижнего игольчатого клапана

на пол-оборота. Фильтрат собирается в течение 30 минут в мерную емкость.

Величины общего объема фильтрата, давления и времени записываются.

6. В конце эксперимента закрываются штока верхнего и нижнего

игольчатых клапанов для герметизации ячейки. Поворачиваются Т-винты

регулятора против часовой стрелки для остановки притока сжатого газа.

7. Сбрасывается давление в верхнем и нижнем узлах путем открытия

игольчатых клапанов.

8. Удаляются шпильки, запирающие штока верхнего и нижнего клапанов.

Извлекается ячейка из нагревательной рубашки. Ячейка устанавливается в

вертикальное положение, сбрасывается давление в корпусе ячейки.

9. Выливается буровой раствор из ячейки, извлекается керамический

фильтрационный диск. Фильтрационная корка промывается слабой струей воды.

Металлической линейкой измеряется и записывается толщина фильтрационной

корки.

Для проведения экспериментов использовались фильтрационные диски с

проницаемостью 775 и 850 мД. Керамические фильтры классифицируются по

среднему диаметру пор в единицах проницаемости (мД). Проницаемость - это

способность среды пропускать через себя жидкость под воздействием разности

давлений, математически описываемой законом Дарси [16]:

h

Pk

dt

dq

, (3.1)

где k – проницаемость, Д; ΔP – перепад давления, кгс/см²; μ – вязкость фильтрата,

сП; q – объем фильтрата, см³; h – толщина корки, образующейся на единичной

поверхности в единицу времени, см; t – время, с.

44

Преимущество керамических фильтров заключается в том, что они

выпускаются с порами различного диаметра. Это позволяет проводить анализ

фильтрации при почти тех же значениях пористости, что и у исследуемого пласта-

коллектора. Пористая керамика фильтра состоит из связанных частиц примерно

одного размера, что создает однородный, проницаемый материал для

прохождения потока флюида. Размеры пор и проницаемость определены на

основе методов, разработанных Американским Нефтяным Институтом (API). Еще

одно преимущество керамических фильтров состоит в том, что у них, в отличие

от фильтровальной бумаги, есть определенная толщина. Она составляет - 6 мм.

Твердая и проницаемая поверхность керамического фильтра с характеристикой

примерно соответствующей пласту-коллектору позволяет более точно

исследовать фильтрационные свойства бурового раствора.

Таким образом, выполнено моделирование фильтрационных процессов

буровых растворов в условиях, близких к забойным условиям при бурении

скважин. Это позволило исследовать процесс фильтрации буровых растворов и

свойства фильтрационных корок, получаемых при высокой репрессии на

проницаемые пласты (2-5МПа), создаваемой гидродинамическим давлением в

кольцевом пространстве.

3.3. Фильтрационные процессы буровых растворов

Для получения сведений о свойствах буровых растворов, используемых при

бурении на месторождениях Самарской области, были проведены исследования

фильтрации полимер-глинистого, известкового и известково-глинистого раствора

Lime Asphaltene Enriched System при высоких давлениях (2-5 МПа). Также были

проведены исследования свойств фильтрационных корок данных буровых

растворов.

В лабораторных условиях были приготовлены полимер-глинистый и

известковый растворы. Известково-глинистый раствор Lime Asphaltene Enriched

System был отобран из ЦСГО при бурении скважины № 3104 Мухановского

45

месторождения. Составы исследованных буровых растворов представлены в

таблице 3.1.

Таблица 3.1

Тип раствора

Концентрация,

кг/м3 Описание Функции

Полимер-

глинистый

раствор

25 Бентонит Струкурообразование

1 Сода кальцинированная Регулирование жесткости

10 Крахмал Контроль водоотдачи

3 Биополимер XG Polim Структурообразование

4 PAC - LE Контроль водоотдачи,

вязкости

100 Мраморная крошка 150

мкм Утяжелитель, кольматант

Известковый

раствор

60 Бентонит Структурообразование,

регулятор вязкости

3 Известь Поставщик ионов Са++

1 Сода кальцинированная Регулирование жесткости

10 КССБ Контроль водоотдачи

10 PAC - LE Контроль водоотдачи,

вязкости

80 Мраморная крошка 100-

150 мкм Утяжелитель, кольматант

Известково-

глинистый

раствор Lime

Asphaltene

Enriched System

20 Бентонит Регулятор вязкости

2 Каустическая сода Регулирование уровня рН

2 BARAZAN D Структурообразователь

2 PAC-L Контроль водоотдачи

2 PAC-R Контроль водоотдачи,

вязкости

10 DEXTRID/FILTЕR

CHEK Контроль водоотдачи

80 СаСО3 5 мкм Утяжелитель, кольматант



10 LUBRICANT AKC-303/

ТOРГ-ТРИМ II Plus Смазывающая добавка

2 LIME Поставщик ионов Са++

1 Drilling Detergent Противосальниковая добавка

1 ИКБАК Бактерицид

1 Пеногаситель ПК-3

(Defoamer) Пеногаситель

5 BDF-490 Ингибитор глин

46

Результаты исследования буровых растворов на лабораторном и стендовом

оборудовании OFITE представлены в таблице 3.2

Таблица 3.2

Тип раствора

Плотн

ост

ь, кг/

м3

Усл

овн

ая в

язк

ост

ь, с

Фи

льтр

аци

я з

а 30 м

ин

., с

м3

СН

С ч

ерез

10 м

ин

., П

а

Плас

тичес

кая

вязк

ост

ь,

мП

а∙с

Ди

нам

ичес

кое

нап

ряж

ени

е

сдви

га, П

а

pH

Полимер-глинистый раствор 1,08 40 6 8/13 23 27 10

Известковый раствор 1,10 45 6,4 4/8 43 31 12

Известково-глинистый раствор

Lime Asphaltene Enriched System 1,22 62 4,3 4/17 23 23 7

Фильтрация полимер-глинистого раствора через керамический фильтр 775

мД с использованием пресс - фильтра HPHT при давлении 0,5; 3; 5 МПа,

представлена на рисунке 3.3. График изменения объема фильтрата полимер-глинистого раствора

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

0 1 2 7 13 15 20 30

Время, мин

Об

ъем

фи

ль

тр

ата,

см

3

Объем фильтрации

при 5 МПа


при 3 МПа


при 0,5 МПа

Рисунок 3.3 - Изменение объема фильтрата полимер-глинистого раствора

Фильтрация известкового раствора через керамический фильтр 775 мД с

использованием пресс - фильтра HPHT при давлении 0,5; 3; 5 МПа, представлена

на рисунке 3.4.

47 График изменения объема фильтрата известкового раствора

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 1 2 7 13 15 20 30

Время, мин

Об

ъем

фи

ль

тр

ата,

см

3 Объем фильтрации

при 5 МПа


при 3 МПа


при 0,5 МПа

Рисунок 3.4 - Изменение объема фильтрата известкового раствора

Фильтрация известково-глинистого раствора Lime Asphaltene Enriched

System через керамический фильтр 850 мД с использованием пресс - фильтра

HPHT при давлении 0,5; 2,5; 4; 5 МПа, представлена на рисунке 3.5.

График изменения объема фильтрата известково-глинистого раствора

Lime Asphaltene Enriched System

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0 1 2 7 13 15 20 30

Время, мин

Об

ъем

фи

ль

тр

ата,

см

3 Объем фильтрации при

5 МПа

Объем фильтрации при

4 МПа


2,5 МПа


0,5 МПа

Рисунок 3.5 - Изменение объема фильтрата известково-глинистого раствора

Приведённые графические зависимости показывают, что при давлениях 0,5;

2,5; 4; 5 МПа в течение 30 мин. закупоривания порового пространства

фильтрационных дисков 775 и 850 мД достичь не удалость.

При аппроксимации полученных значений фильтрации буровых растворов

можно сделать вывод, что объём фильтрации при постоянном давлении находится

в линейной зависимости от времени проведения эксперимента. Это указывает на

проявление свойств ньютоновской вязкости исследуемых растворов.

48

Увеличение толщины фильтрационной корки характеризуется нелинейным

поведением. При давлении 3 МПа отмечена стабилизация увеличения толщины

фильтрационной корки на уровне примерно 2-3 мм. График изменения толщины

фильтрационной корки известкового, известкого-глинистого и полимер-

глинистого раствора представлены на рисунке 3.6. График изменения толщины фильтрационной корки

0

1

2

3

4

0 0.5 3 5

Давление, МПа

То

лщ

ин

а к

ор

ки

, м

м

Известковый раствор

Известково-

глинистый раствор

Полимер-глинистый

раствор

Рисунок 3.6 - Изменение толщины фильтрационной корки известкового,

известково-глинистого и полимер-глинистого раствора

При этом необходимо отметить, что корректно измерить толщину

фильтрационной корки полимер-глинистого и известкового раствора весьма

затруднительно по причине нелипкости фильтрата (осадка) и его легкого

удаления с поверхности керамического фильтра при промывке под слабой струёй

воды. Полученный фильтрат (осадок) данных растворов характеризуется как

рыхлая и неэластичная структура, которая хорошо удаляется с твердой

поверхности керамического фильтра при механическом воздействии на неё.

В результате экспериментальных исследований установлено, что

фильтрационные корки исследуемого известкового и полимер-глинистого

раствора имеют рыхлую и неэластичную структуру, которая хорошо удаляется с

поверхности керамического фильтра при механическом воздействии на неё после

снятия высокого давления.

Фильтрационная корка исследуемого известково-глинистого раствора Lime

Asphaltene Enriched System – это цельная, плотная и эластичная структура,

которая плохо удаляется с поверхности фильтра после снятия высокого давления

(3 - 5 МПа).

49

Физические свойства фильтрационных корок полимер-глинистого,

известкового, известкого-глинистого раствора представлены на рисунке 3.7.

а) б) в)

Рисунок 3.7 - Физические свойства фильтрационных корок полимер-

глинистого (а), известкового (б) и известково-глинистого раствора (в)

Установлено, что физические свойства фильтрационных корок, получаемых

в условиях, приближенных к забойным давлениям при репрессии на пласт 3-

5МПа, имеют ключевое значение для прогнозирования и предупреждения

образования дифференциальных прихватов.

Таким образом, буровые растворы с цельной, плотной, эластичной и

непроницаемой фильтрационной коркой являются наиболее эффективными

промывочными жидкостями при вскрытии пластов-коллекторов.

3.4. Выводы

1. Апробация методики исследования буровых растворов и свойств их

фильтрационных корок на пресс – фильтре HPHT позволила сделать вывод об

удовлетворительном качестве моделирования процесса фильтрации бурового

раствора через проницаемую среду керамического диска, что свидетельствует о

корректности проведения эксперимента.

2. Фильтрационные корки известкового и полимер-глинистого растворов

имеют рыхлую и неэластичную структуру, которая хорошо удаляется с

поверхности керамического фильтра при механическом воздействии на неё после

снятия высокого давления (3 - 5 МПа).

50

3. Фильтрационная корка известково-глинистого раствора Lime Asphaltene

Enriched System представляет цельную, плотную и эластичную структуру, которая

плохо удаляется с поверхности фильтра при механическом воздействии на неё

после снятия высокого давления (3 - 5 МПа).

4. Физико-химические свойства фильтрационных корок, получаемых в

условиях, приближенных к забойным (репрессия на пласт 2-5 МПа), имеют

ключевое значение для прогнозирования и предупреждения образования

дифференциальных прихватов.

5. Создание плотной внешней и непроницаемой внутренней

фильтрационной корки в пласте-коллекторе является обязательным условием для

предупреждения образования дифференциального прихвата в условиях

чередования проницаемых и непроницаемых пластов.

6. Разработанный метод исследования фильтрационных процессов с

использованием пресс – фильтра HPHT позволяет моделировать забойные

давления для выбора типов буровых растворов и физико-химических свойств

фильтрационных корок.

51

ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ

Анализ технической литературы, посвящённой тематике предупреждения

дифференциальных прихватов, позволяет сформулировать следующее

определение прихвата - это потеря подвижности бурильной или обсадной

колонны, геофизических приборов, которая не восстанавливается после

приложения максимально допустимых нагрузок исходя из запаса прочности стали

используемого инструмента (оборудования).

Перед возникновением прихвата, в большинстве случаев, имеют место

затяжки колонны бурильных труб, отмечаемые регистрирующими приборами на

буровой (ГИВ, датчик веса на крюке станции ГТИ). Под затяжкой понимается

резкое увеличение нагрузки на крюке при подъеме бурильной колонны по

сравнению с весом самого инструмента.

Причина возникновения дифференциального прихвата – перепад давлений в

скважине и зоне проницаемых пластов при наличии контакта части бурильной

колонны (обсадных труб) со стенками скважины в течение определенного

времени. Таким образом, наличие репрессии на проницаемый пласт является

основной причиной возникновения дифференциального прихвата [22, 23].

Необходимые условия возникновения дифференциального прихвата:

1) наличие проницаемых пластов; 2) репрессия на проницаемые пласты;

3) толстая фильтрационная корка; 3) повышенная фильтрация бурового раствора;

4) бурильный инструмент, находящийся определенное время без движения;

5) контакт бурильного инструмента с толстой и рыхлой фильтрационной

коркой.

Признаки дифференциального прихвата: а) затяжки при оставлении

бурильного инструмента без движения; б) посадки инструмента при

наращивании, СПО; в) резкое увеличение момента на роторе (СВП) после

оставления инструмента без движения [34, 99, 100, 105].

52

4.1. Статическая модель дифференциального прихвата

Существующие подходы к исследованию проблем в области бурения

скважин, во многих случаях, носят статический характер, что не позволяет найти

эффективные проектные параметры, понять существующие взаимосвязи и

закономерности процессов, происходящих в открытой динамической системе.

Также существует проблема узко профильного исследования технологического

процесса бурения, отсутствие комплексного восприятия состояния и развития

динамической геолого-технологической системы.

Существующая методическая база, посвященная предупреждению

дифференциальных прихватов, предлагает следующие действия для их

предупреждения: 1) уменьшение дифференциального давления путем снижения

в допустимых пределах плотности бурового раствора; 2) ингибирование

бурового раствора; 3) введение смазочных добавок; 4) снижение

фильтрации; 5) уменьшение толщины фильтрационной корки.

При статическом подходе образование дифференциального прихвата

объясняется следующим механизмом. Сила, с которой инструмент, находящийся

в скважине (бурильная или обсадная колонна), прижимается к стенке скважины,

определяется дифференциальным давлением, т.е. разностью между

гидростатическим давлением жидкости в скважине и пластовым давлением:

Δ ДИФP = СТР – ПЛР , (4.1)

где ПЛР – пластовое давление, СТР – гидростатическое давление в

скважине [14, 15, 22, 23, 33].

В производственных инструкциях, используемых на буровых, механизм

возникновения дифференциального прихвата представлен таким образом: «Если

давление, оказываемое гидростатическим напором бурового раствора, превышает

пластовое давление, также, если пласт является пористым, проницаемым или

трещиноватым, также, если поверхностный контакт значителен, также, если есть

53

толстый осадок на фильтре, также, если труба стационарна, труба прижимается к

боковой стенке скважины и давлением блокируется на месте».

Для предупреждения дифференциального прихвата той же

производственной инструкцией предлагается: «Применять минимальное

превышение гидростатического давления бурового раствора. Не останавливать

движение трубы. КНБК должна быть как можно короче и стабильнее. Не

проводить ГИС в зоне коллектора. Сократить потери бурового раствора до

минимума» [37].

Статическая модель образования дифференциального прихвата

представлена на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 - Статическая модель образования дифференциального прихвата с

входными и выходными параметрами

В данном разделе диссертационной работы исследования технико-

технологических и геолого-геофизических параметров бурения скважин

выполнялись на основе вышеописанных статических теоретических и

практических рекомендаций. Промысловой информацией были суточные рапорта

и технологические диаграммы станций геолого-технологических исследований на

буровых Западно-Коммунарского месторождения.

В качестве базового объекта для исследований была выбрана скважина

№ 4П Западно-Коммунарского месторождения. Скважина находилась в бурении в

интервале 1564,9 - 1576,9 м. верейского горизонта C vr

2. Перед наращиванием в

Бурение, наращивание

бурильного инструмента Статическая модель

дифференциального

прихвата

Гидростатическая

репрессия

Толстая и рыхлая

фильтрационная корка

Повышенная

фильтрация

бурового раствора

Контакт бурильного

инструмента с толстой и

рыхлой фильтрационной

коркой

Бурильный инструмент

без движения

Проницаемые

пласты

ВХОД

Дифференциальный прихват

бурильного инструмента

ВХОД

ВХОД

ВХОД

ВХОД

ВЫХОД

54

течение 25 мин. выполнялась промывка с проработкой пробуренного интервала.

Во время наращивания бурильный инструмент в течение 13 мин. был без

движения и потерял подвижность в результате прихвата. Инцидент был

ликвидирован расхаживанием бурильного инструмента с установкой водяной

ванны. Данный прихват был идентифицирован как дифференциальный по

характерным для него признакам. В ходе исследований был выполнен анализ

проектных решений - раздел проекта «Возможные осложнения по разрезу

скважин», указанный в таблице 4.1, а также графа в ГТН, где отмечены интервалы

возможных зон осложнений.

Таблица 4.1

Индекс

Интервал по

вертикали, м Вид прихвата

Наличие

ограничений на

оставление

инструмента без

движения или

промывки (да, нет)

Условия

возникновения

от до

C2vr

1505 1590

Заклинка инструмента

сальнико-

образования

да обвалы стенок

скважин

Была проанализирована рабочая документация, а именно, план - программа

на строительство скважины № 4П, раздел «Осложнения в процессе бурения»,

указанный в таблице 4.2.

Таблица 4.2

Интервал, м Виды осложнения Меры борьбы и профилактика

1446-1676

Поглощения, возможны

водопроявления. Осыпи и

обвалы стенок скважины.

Соответствие параметров промывочной

жидкости проектным. Долив скважины при

СПО. Ликвидация поглощения по

согласованию с Заказчиком. Проработка,

промывка.

1676-2118 Возможны поглощения,

водопроявления.



СПО. Ликвидация поглощения по

согласованию с Заказчиком.

55

В результате исследований установлено, что проектной и рабочей

документацией на строительство скважины № 4П, осложнений, связанных с

дифференциальным прихватом в терригенно-карбонатном разрезе верейского

горизонта (C vr

2), не предусмотрено. При бурении в верейских глинах, согласно

проекту, а также ГТН и план - программе на строительство скважины № 4П,

возможны лишь обвалы стенок и образование сальников.

Результаты полученных исследований по скважине № 4П сравнены с

параметрами бурения соседних скважин на данном месторождении, где не было

инцидентов при прохождении терригенно-карбонатного интервала верейского

горизонта (C vr

2), связанных с дифференциальным прихватом. Результаты

исследований представлены в таблице 4.3.

Таблица 4.3

Скважины

Ин

тервал

бурен

ия, м

Гори

зон

т

Рп

л, М

Па

(по Г

ТН

)

Зен

итн

ый

уго

л, º

Нал

ичи

е

осл

ож

нен

ий

(п

о Г

ТН

)

Раз

рез

Осложнения

№ 109 1516-1635

Cvr

2

16,6 18,8 обвалы,

НГВП

Тер

ри

ген

но

-кар

бон

атн

ый

затяжки, посадка

№ 4П 1540-1576 16,96 13,1 обвалы затяжки, посадки,

прихват

№ 3П 1560-1574 17,2 6,1 обвалы затяжки,

поглощение

№ 157 1498-1580 17,2 16,5 обвалы затяжки

№ 127 1465-1593 16,6 4,2 обвалы нет

№ 105 1527-1550 17,2 13 обвалы нет

№ 10 1533-1578 17,2 20,1 нет нет

№ 198 1521-1570 16,5 22 обвалы нет

№ 114 1517-1560 16,6 5,6 обвалы нет

№ 111 1498-1540 16,6 7,4 обвалы нет

№ 161 1511-1596 17,1 н/св обвалы нет

№ 103 1525-1550 16,6 17,1 обвалы нет

№ 104 1531-1540 17,2 19 нет нет

56

Исследование технико-технологических параметров скважины № 4П

показало наличие возможного контакта УБТ 178 мм. со стенками скважины в

местах набора кривизны (13,1º) в интервале верейского горизонта при длине УБТ

- 124 м. с долотом 215,9 мм. Результаты исследований технико-технологических

параметров скважин Западно-Коммунарского месторождения представлены в

таблице 4.4.

Таблица 4.4

Скв.

Гори

зон

т

Долото

УБТ СБТ,

ТБТ, ЛБТ

Рм

ани

ф, М

Па

Рас

ход

м

³/с

Мех

ани

чес

кая

скорост

ь, м

/ч

Врем

я б

ез

дви

жен

ия, м

ин


№ 109

Cvr

2

295,3 203 мм–84 м

178 мм–18 м

127 мм-

1463 м. 13 0,04 12,1 0

затяжки,

посадка

№ 4П 215,9 178 мм–124 м 127 мм–

1425м 11 0,042 9,4 13

затяжки,

посадки,

прихват

№ 3П 215,9 178 мм–123 м 127 мм–

1526 м 8,5 0,03 7,6 6

затяжки,


№ 157 215,9 165 мм–75 м 127 мм–

1500 м 11 0,024 2,2 7 затяжки

№ 127 295,3 203 мм–85 м

178 мм–17 м

127 мм–

1472 м 11 0,04 4,2 11 нет

№ 105 295,3 178 мм–16 м

165 мм–134 м

127 мм–

1369 м 10 0,031 3,7 9 нет

№ 10 215,9 178 мм–24 м 127 мм–

1543 м 9 0,033 12,9 8 нет

№ 198 295,3 203 мм–72 м

178 мм–16 м

127 м–

1488 м 11,5 0,043 7 4 нет

№ 114 295,3 178 мм–16 м

165 мм–120 м

127 мм–

1415 м 8 0,036 3,3 10 нет

№ 111 295,3 203 мм–16 м

178 мм–130 м

127 мм–

1394 м 9 0,035 4 8 нет

№ 161 215,9 178 мм–9 м

165 мм– 80 м

127 мм–

302 м

147 мм–

1143 м

8 0,045 2,4 6 нет

57

Продолжение таблицы 4.4

Скв.

Гори

зон

т

Долото

УБТ СБТ,

ТБТ, ЛБТ

Рм

ани

ф, М

Па

Рас

ход

м

³/с

Мех

ани

чес

кая

скорост

ь, м

/ч

Врем

я б

ез

дви

жен

ия,

ми

н


№

103

Cvr

2

295,3

203 мм–16 м

178 мм–16 м

165 мм–75 м

127 мм–

1433 м 10 0,011 3,2 7 нет

№

104 295,3

203 мм–18 м

178 мм–18 м

165 мм–120 м

127 мм–

1384 м 8,5 0,042 2,3 14 нет

Результаты исследования плотности бурового раствора по базовой

скважине № 4П показали, что параметры плотности на минимальном уровне, что

объясняется действиями инженерно-технологической службы бурового

предприятия по снижению репрессии на пласт при появлении затяжек

инструмента. В целом проектная плотность бурового раствора исследуемых

скважин в пределах допустимых проектной документацией границ, за

исключением скважин № 157 и 161 (рисунок 4.2).

1100

1120

1140

1160

1180

1200

1220

№ 104№ 103№ 161№ 111№ 114 № 198 № 10 № 105 № 127 № 157 № 3П № 4П № 109

Скважины

Плотность БР (проект),кг/м3

Плотность БР (факт), кг/м3

Критическая величина плотности БР, кг/м3

прихват

затяжки, поглощение

затяжкизатяжки

кг/м3

Рисунок 4.2 - Изменение значений плотности бурового раствора на скважинах

Западно-Коммунарского месторождения

Таким образом, установлено, что такой основной параметр, как плотность

бурового раствора, не оказал критического влияния на развитие

дифференциального прихвата при бурении скважины № 4П, т.к. находился на

минимально допустимом значении – 1140 кг/м3.

58

Результаты исследований показали, что значения фильтрации по базовой

скважине № 4П в пределах проектных решений.

Результаты исследований, представленные на рисунке 4.3, показывают, что

значение фильтрации не превышают 10 см3

за 30 мин., что допускается

проектными решениями для скважин № 157, 198, 103 и 104. Превышение

фильтрации по скважинам № 127, 105, 114, 111, 161 не отмечено осложнениями,

связанными с затяжками и посадками бурильного инструмента.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

№ 104№ 103№ 161№ 111№ 114 № 198 № 10 № 105 № 127 № 157 № 3П № 4П №109

Скважины

Фильтрация за 30 мин. см3 (факт)

Фильтрация за 30 мин. см3 (проект)

затяжки

прихват

затяжки,поглощениезатяжки

см3

Рисунок 4.3 - Изменение значений фильтрации на скважинах Западно-

Коммунарского месторождения

Результаты исследований параметров фильтрационной корки,

представленные на рисунке 4.4, показывают, что контрольные значения находятся

в пределах проектных решений, и составляют не более 1,5 мм. Критических

отклонений по данному параметру не установлено.

0

0,5

1

1,5

2

№ 104№ 103№ 161№ 111№ 114 № 198 № 10 № 105 № 127 № 157 № 3П № 4П №109

Скважины

Фильтрационная

корка, (факт) мм

Фильтрационная

корка (проект), мм

прихват

затяжки

затяжки,поглощение

затяжки

мм

Рисунок 4.4 - Изменение значений фильтрационной корки на скважинах Западно-


59

Результаты исследований гидравлических параметров по скважине № 4П,

представленные в таблице 4.5 показали, что контрольные параметры плотности

бурового раствора, фильтрации (отклонение в пределах погрешности измерений)

и фильтрационной корки в рамках проектных решений. В соответствии

Правилами безопасности нефтяной и газовой промышленности реологические

параметры бурового раствора не регламентируются [45].

Таблица 4.5

Скважины

Гори

зон

т

Плотн

ост

ь, кг/

м3

Фи

льтр

аци

я з

а 30

ми

н., с

м3

СН

С ч

ерез

10

ми

н., д

Па

Усл

овн

ая

вязк

ост

ь, с

Плас

тичес

кая

вязк

ост

ь, м

Па∙

с

Ди

нам

ичес

кое

нап

ряж

ени

е

сдви

га, П

а

Фи

льтр

аци

он

ная

корка,

мм


№ 109

Cvr

2

1180 3,2 7/15 54 20 26 0,7 затяжки

№ 4П 1140 4,3 5/14 33 15 13 0,8 затяжки,

посадки,

прихват

№ 3П 1150 4 24/49 30 17 63 0,5 затяжки,


№ 157 1190 6 11/24 60 27 19 1,5 затяжки

№ 127 1180 9 4/9 56 16 17 0,7 нет

№ 105 1160 10 16/18 50 18 17 1 нет

№ 10 1140 5 24/67 35 16 18 0,2 нет

№ 198 1180 9,6 7/11 40 11 21 1 нет

№ 114 1160 9 23/34 33 14 17 0,8 нет

№ 111 1160 10 6/12 44 11 12 1 нет

№ 161 1210 8,5 15/21 58 16 19 0,5 нет

№ 103 1160 7 9/13 42 21 28 0,5 нет

№ 104 1180 7 21/44 45 14 23 0,4 нет

Установлено, что динамическое напряжение сдвига (YP) и пластическая

вязкость (PV) не указываются в качестве контрольных параметров ГТН. При этом

данные реологические параметры важны для исследований, моделирования

технологических процессов. Параметры YP и PV рассчитываются инженером по

растворам на буровой, указываются в суточных рапортах операторов станций

ГТИ и сводках супервайзера.

60

Наличие репрессии на проницаемый пласт является основной причиной

возникновения дифференциального прихвата [15, 22, 34]. Для определения

гидростатической репрессии Δ СТР на терригенно-карбонатные пласты верейского

горизонта выполнены расчеты по формуле:

Δ СТР = СТР – ПЛР , (4.2)

где СТР – гидростатическое давление в скважине, ПЛР – пластовое давление.

Гидростатическое давление в скважине СТР рассчитывается по формуле:

СТР = ρ · g ·H , (4.3)

где ρ - плотность раствора на входе, H – вертикальная глубина скважины.

Результаты исследований показывают, что параметры гидростатического

давления на забое СТР в пределах контрольных значений. В скважине № 4П

гидростатическая репрессия на проницаемые пласты верейского горизонта

составляет всего - 0,5 МПа. Это допустимо проектными решениями и

требованиями Правил безопасности нефтяной и газовой промышленности (Δ СТР

не более 2,5 - 3,0 МПа) [45]. Полученные результаты расчётов параметров

гидростатической репрессии на пласт 3А верейского горизонта представлены в

таблице 4.6.

Таблица 4.6

Скв. Гори-

зонт

ρ, кг/м3

(проект)

ρ, кг/м3

(факт) ПЛР , МПа СТР , МПа Δ СТР ,МПа Осложнения

№ 109

Cvr

2

1160 1180 16,6 18,8 2,2 затяжки

№ 4П 1160 1140 16,9 17,4 0,5

затяжки,

посадки,

прихват

№ 3П 1160 1150 17,2 17,7 0,5 затяжки,


№ 157 1160 1190 17,2 18,4 1,2 затяжки

№ 127 1160 1180 16,6 18,4 1,8 нет

№ 105 1160 1160 17,2 17,5 0,3 нет

№ 10 1160 1140 17,2 17,6 0,4 нет

№ 198 1160 1180 16,5 18,16 1,6 нет

№ 114 1160 1160 16,6 17,7 0,5 нет

61


Скв. Гори-

зонт

ρ, кг/м3

(проект)

ρ, кг/м3

(факт) ПЛР , МПа СТР , МПа Δ СТР ,МПа Осложнения

№ 111

Cvr

2

1160 1160 16,6 17,5 0,9 нет

№ 161 1160 1210 17,1 18,2 1,1 нет

№ 103 1160 1160 16,6 17,6 1 нет

№ 104 1160 1180 17,2 17,8 0,6 нет

Результаты исследований, представленные на рисунок 4.5, показывают, что

превышение допустимых значений гидростатического давления на забой СТР

отсутствует как по базовой скважине № 4П, так и по аналогичным скважинам

Западно-Коммунарского месторождения.

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

№ 104№ 103№ 161№ 111№ 114 № 198 № 10 № 105 № 127 № 157 № 3П № 4П № 109

Скважины

Критическая велична Рст, МПа

Рст, МПа

Пластвое давление (проект)., МПа

затяжки


прихватзатяжки

МПа

Рисунок 4.5 - Изменение значений гидростатического давления на забое на

скважинах Западно-Коммунарского месторождения

Выполненный анализ технико-технологических и геолого-геофизических

параметров бурения по базовой скважине № 4П и ряду других скважин Западно-

Коммунарского месторождения, показывает, что существующий в теоретических

и экспериментальных исследованиях, производственной практике статический

подход к предупреждению дифференциальных прихватов не учитывает комплекс

причин, влияющих на возникновение инцидента.

Таким образом, рассмотренный статический подход к исследованию

технико-технологических и геолого-геофизических параметров бурения скважин

62

не позволяет установить причины возникновения дифференциальных прихватов в

интервале пластов верейского горизонта и разработать мероприятия для

своевременного предупреждения данных инцидентов.

4.2. Динамическая модель дифференциального прихвата

Основу динамического подхода к исследованию технико-технологических,

геолого-геофизических и гидродинамических параметров составляет восприятие

технологического процесса бурения как неустойчивой динамической системы.

Для исследования причин образования дифференциального прихвата

бурильного инструмента использован комплексный подход. Данный подход

включает в себя анализ суточных рапортов и технологических диаграмм станций

геолого-технологических исследований, отчетов о геолого-геохимических

исследованиях, результатов интерпретации радиоактивного, индукционного и

бокового каротажей, математическое моделирование технологических процессов

на специализированном программном обеспечении, а также лабораторные

исследования свойств буровых растворов и их фильтрационных корок.

Динамическая модель образования дифференциального прихвата

бурильного инструмента представлена на рисунке 4.6.

Рисунок 4.6 - Динамическая модель образования дифференциального прихвата с

входными и выходными параметрами

Гидродинамическая

репрессия

Наращивание бурильного инструмента,

дифференциальный прихват Бурение

ВХОД ВЫХОД

Проницаемые пласты

Проницаемая внутренняя


Рыхлая и неэластичная внешняя


Отсутствие технологических

операций по формированию

плотной и непроницаемой

корки

Динамическая модель

дифференциального

прихвата

ВХОД ВХОД

ВХОД ВХОД

63

Анализ промысловой геолого-геофизической информации позволил

определить, что литологический разрез верейского горизонта (Cvr

2) Западно-

Коммунарского месторождения неоднороден по составу и, кроме глин, может

содержать пропластки известняка и песчаника, в том числе

нефтегазонасыщенного. В результате выполненных исследований установлено,

что в интервале верейского горизонта базовой скважины № 4П, литологический

разрез содержит потенциально проницаемые пласты 3А , сложенные

известняками. Прихватоопасный интервал верейского горизонта 1541 - 1560 м,

сложенный проницаемыми известняками (пласт 3А ), представлен на рисунке 4.7.

Рисунок 4.7 - Прихватоопасный интервал верейского горизонта 1541 - 1560 м,

сложенный проницаемыми известняками (пласт 3А )

Пр

их

ват

оо

пас

ны

й и

нте

рвал

1541 -

1560 м

вер

ейск

ого

гори

зон

та

64

Динамическое моделирование технологических процессов и выбор

оптимальных значений проектных параметров для предупреждения

дифференциальных прихватов выполнялось с использованием программы

«Гидродинамические расчёты», модуля «Анализ геофизической и геолого-

технологической информации» в составе корпоративной информационной

подсистемы «Контроль и управление строительством скважин» блока «Добыча»,

а также программы для инженерных расчётов «Petris DrillNet».

В ходе экспериментальных исследований было выполнено математическое

моделирование гидродинамических параметров процесса бурения исследуемой

скважины № 4П Западно-Коммунарского месторождения. Расчет значений

выбранного критерия оптимальности, а именно, ЭПЦ выполняется по формуле

2.2, указанной в разделе 2.3. главы 2.

Исследования гидродинамических параметров процесса бурения позволили

установить, что критические значения ЭПЦ находятся в диапазоне 1212 - 1218

кг/м³. Полученные результаты расчетов ЭПЦ при бурении для Западно-

Коммунарского месторождения представлены в таблице 4.7.

Таблица 4.7

Скважины Глуб. м Геол.

разрез

ЭПЦ (факт)

кг/м3

MIN ЭПЦ кг/м

3

MAX ЭПЦ кг/м

3

Инцидент

№ 111 1540 Cvr

2 1180 1160 1218 нет

№ 104 1541 Cvr

2 1190 1160 1218 нет

№ 161 1543 Cvr

2 1230 1160 1218 нет

№ 103 1550 Cvr

2 1220 1160 1218 нет

№ 105 1552 Cvr

2 1220 1160 1218 нет

№ 114 1561 Cvr

2 1180 1160 1218 нет

№ 198 1570 Cvr

2 1190 1160 1218 нет

№ 3П 1574 Cvr

2 1330 1160 1218

затяжки,


№ 4П 1577 Cvr

2 1284 1160 1218

затяжки и

посадки,

прихват

№ 10 1578 Cvr

2 1190 1160 1218 нет

№ 157 1580 Cvr

2 1240 1160 1218 затяжки

65


Скважины Глуб. м Геол.

разрез

ЭПЦ (факт)

кг/м3

MIN ЭПЦ кг/м

3

MAX ЭПЦ кг/м

3

Инцидент

№ 127 1593 Cvr

2 1200 1160 1218 нет

№ 109 1635 Cvr

2 1212 1160 1218

затяжки,

посадки

На скважинах № 157 и 3П из-за превышения критических значений ЭПЦ

были зафиксированы затяжки при наращивании и контрольных СПО. Также

установлено, что на скважине № 3П превышение величины ЭПЦ до значения

1330 кг/м³ привело к полному поглощению бурового раствора (рисунок 4.8).

1100

1120

1140

1160

1180

1200

1220

1240

1260

1280

1300

1320

1340

№ 104№ 103№ 161№ 111№ 114 № 198 № 10 № 105 № 127 № 157 № 3П № 4П № 109

Скважины

Минимальная величина ЭПЦ, кг/м3

Максимальная величина ЭПЦ., кг/м3

ЭПЦ (факт), кг/м3


затяжки

затяжки

прихваткг/м3

Рисунок 4.8 - Изменение параметров ЭПЦ на скважинах Западно-Коммунарского

месторождения

В результате исследований установлено, что максимальное значение ЭПЦ

должно составлять не более – 1218 кг/м3, что превышает на 5% значение

проектной плотности бурового раствора, которая составляет - 1160 кг/м3.

Соблюдение значений ЭПЦ в минимальных и максимальных границах позволяет

обеспечить эффективность процесса бурения для предупреждения

дифференциального прихвата, вызванного репрессией на проницаемый пласт 3А .

Таким образом, установлено, что на Западно-Коммунарском месторождении

в интервале прохождения верейских отложений значения ЭПЦ не должны

превышать 5% от проектной плотности бурового раствора. При этом необходимо

66

отметить, что проницаемый пласт 3А входит в состав верейского горизонта,

сложенного непроницаемыми глинами, склонными к обвалам, что требует

соблюдения необходимых значений плотности бурового раствора – 1160 кг/м³

(допуск ± 20 кг/м³).

Выбор оптимальных реологических свойств бурового раствора в

совокупности с выбором оптимального расхода для данной реологии, возможен

путем снижения ЭПЦ, повышения выносящей способности промывочной

жидкости, оптимизации её расхода, снижения гидродинамических

сопротивлений.

Расчет параметров выбранной целевой функции, а именно,

гидродинамического давления в кольцевом пространстве ДИНР выполняется по

формуле 2.3, указанной в разделе 2.3. главы 2.

В результате выполненных расчетов гидродинамического давления в

кольцевом пространстве ДИНР , установлено, что в скважине № 4П при

прохождении верейских отложений репрессия, создаваемая гидродинамическим

давлением при бурении, составляла 2,7 МПа. Это уже в границах критических

значений, установленных требованиями Правил безопасности нефтяной и газовой

промышленности для гидростатической репрессии (Δ СТР не более 2,5 - 3,0 МПа)

[45]. Максимальная критическая величина гидродинамического давления в

кольцевом пространстве при бурении (MAX ДИНР ) по скважине № 4П, равная

значению 18,8 МПа, получена эмпирическим путем (рисунок 4.9). Результаты

расчетов значений гидродинамического давления при бурении для Западно-

Коммунарского месторождения представлены в таблице 4.8.

Таблица 4.8

Скважины Глуб., м Геол.

разрез ДИНР ,

МПа

Δ ДИНР ,

МПА

MIN ДИНР ,

МПа

MAX ДИНР ,

МПа Инцидент

№ 111 1540 Cvr

2 17,8 1,2 16,6 18,6 нет

№ 104 1541 Cvr

2 18,1 0,9 17,2 19,2 нет

№ 161 1543 Cvr

2 18,6 1,5 17,1 19,1 нет

№ 103 1550 Cvr

2 18,6 2,0 16,6 18,6 нет

67


Скважины Глуб., м Геол.


МПа

Δ ДИНР ,

МПА

MIN ДИНР ,

МПа

MAX ДИНР ,


№ 105 1552 Cvr

2 18,6 1,4 17,2 19,2 нет

№ 114 1561 Cvr

2 18 1,4 16,6 18,6 нет

№ 198 1570 Cvr

2 18,3 1,8 16,5 18,5 нет

№ 3П 1574 Cvr

2 20,5 3,3 17,2 19,2 затяжки,


№ 10 1576 Cvr

2 18,5 1,3 17,2 19,2 нет

№ 4П 1577 Cvr

2 19,6 2,7 16,9 18,8

затяжки,

посадки,

прихват

№ 157 1580 Cvr

2 19,3 2,1 17,2 19,2 затяжки

№ 127 1593 Cvr

2 18,7 2,1 16,6 18,6 нет

№ 109 1635 Cvr

2 19,7 2,8 16,9 18,9

затяжки,

посадки

По скважине № 3П установлено, что вызванная гидродинамическим

давлением (20,5 МПа) репрессия (3,3 МПа), привела не только к затяжкам при

наращивании и контрольных СПО, но и гидроразрыву пласта. Это привело к

полному поглощению бурового раствора в подошве верейского горизонта и в

кровле башкирского яруса (рисунок 4.9).

16

16,5

17

17,5

18

18,5

19

19,5

20

20,5

21

№ 104№ 103№ 161№ 111№ 114 № 198 № 10 № 105 № 127 № 157 № 3П № 4П № 109

Скважины

Рдин (факт), МПа

Критическая велична Рстат, МПа

Рпл (проект), МПа

затяжки


прихват

затяжки

МПа

Рисунок 4.9 - Изменение значений параметров ДИНР на скважинах Западно-


68

Под воздействием гидродинамического давления в процессе бурения и СПО

может возникать эффект фильтрации бурового раствора в проницаемый пласт-

коллектор, что, вероятно, приводит к образованию осадка в виде рыхлой и

проницаемой корки на стенках скважины. Осадок состоит из выбуренного шлама,

твердой фазы реагентов, входящих в состав бурового раствора.

Установлено, что на Западно-Коммунарском месторождении в интервале

верейских отложений при значении гидродинамического давления 18,9 МПа или

более 12% от проектного пластового давления, возникает эффект «прилипания к

стенке скважины» бурильного инструмента.

Механическое воздействие элементов КНБК бурильной колонны на рыхлую

фильтрационную корку при наращивании инструмента ведет к её частичному

удалению со стенок скважины, что приводит к появлению дифференциального

давления в зоне контакта бурильной трубы с горной породой в интервале

проницаемого пласта-коллектора.

Модель развития дифференциального прихвата в условиях чередования

непроницаемых и проницаемых пластов на примере скважины № 4П Западно-

Коммунарского месторождения представлена в графическом виде на рисунках

4.10-4.13.

Рисунок 4.10 - Увеличение толщины рыхлой и проницаемой корки под

воздействием гидродинамического давления в зоне пласта-коллектора

ДИНP - 19,6 МПа

ПЛР - 16,9 МПа

ΔДИНP - 2,7 МПа

69

Рисунок 4.11 - Затяжка при подъеме инструмента в интервале рыхлой и

проницаемой корки

Рисунок 4.12 - Частичное удаление рыхлой и проницаемой корки КЛС

при проработке в зоне пласта-коллектора перед наращиванием

Рисунок 4.13 - Образование дифференциального давления в интервале контакта

УБТ 178 мм с пластом-коллектором

Затяжка 29 кН

70

В результате исследований, представленных на рисунке 4.14, установлено,

что для предупреждения возникновения дифференциального прихвата

бурильного инструмента в проницаемом пласте 3А верейского горизонта Западно-

Коммунарского месторождения превышение ЭПЦ при бурении над проектной

плотностью бурового раствора не должно составлять более 5%.

1000102010401060108011001120114011601180120012201240126012801300132013401360

1540 1541 1543 1550 1552 1561 1572 1574 1576 1577 1580 1593 1635

глубина, м

ЭПЦ при бурении


MAX ЭПЦ, кг/м3

MIN ЭПЦ, кг/м3


прихват затяжки

кг/м3

Рисунок 4.14 - График параметров ЭПЦ в интервале пласта 3А Западно-


В результате исследований, представленных на рисунке 4.15, установлено,

что минимальное значение гидродинамического давления при бурении должно

составлять не менее – 16,9 МПа. Максимальное значение – не более 18,8 МПа.

12

14

16

18

20

22

1540 1541 1543 1550 1552 1561 1572 1574 1576 1577 1580 1593 1635

глубина, м

Гидродинамические параметры при бурении


МАХ Рдин, МПа

MIN Рдин, МПа

прихватзатяжки, поглощение

затяжки

МПа

Рисунок 4.15 - График параметров гидродинамического давления при бурении

в интервале пласта 3А Западно-Коммунарского месторождения

71

Знание максимальных и минимальных значений гидродинамических

давлений позволяет предупредить возникновение эффекта «прилипания к стенке

скважины» из-за дифференциального давления, вызванного динамической

репрессией на проницаемый пласт 3А .

Для определения площади контакта поверхности УБТ 178 мм с

фильтрационной коркой вдоль оси тела трубы используется формула:

Sк =0,0175βr БТ L , (4.4)

где β – угол охвата трубы коркой, rБТ – радиус трубы, L – длина поверхности

контакта фильтрационной корки вдоль оси трубы [15, 22].

В результате расчетов по формуле 4.4 установлено, что у известкового

раствора площадь контакта поверхности УБТ 178 мм с фильтрационной коркой

толщиной 2,9 мм на 73% больше (получена при 3 МПа), чем площадь контакта с

фильтрационной коркой толщиной 0,8 мм (по данным исследований полевой

лаборатории).

В результате исследований установлены следующие причины

дифференциального прихвата на скважине № 4П Западно-Коммунарского

месторождения:

а) наличие проницаемых известняков (пласт 3А ) в интервале верейского

горизонта (рисунок 4.7);

б) высокое гидродинамическое давление при бурении на стенки скважины,

что привело к превышению допустимого критического значения репрессии (2,7

МПа) на проницаемый пласт 3А ;

в) образование под воздействием высокого гидродинамического давления

при бурении рыхлой и проницаемой фильтрационной корки, состоящей из

выбуренного шлама, твердой фазы реагентов, входящих в состав бурового

раствора;

г) нарушение толстой и рыхлой фильтрационной корки из шлама и твердой

фазы в зоне проницаемого пласта 3А при проработке ствола скважины перед

наращиванием инструмента (зафиксированы затяжки и посадки 29-39 кН);

72

д) значительная площадь контакта УБТ диаметром 178 мм, которая

составляет 2,6 м², с проницаемой и рыхлой фильтрационной коркой в интервале

залегания пласта 3А , сложенного проницаемыми известняками;

е) фильтрование бурового раствора (в динамике <10%) в интервале

залегания пласта 3А через проницаемую и рыхлую корку.

Анализ ранее разработанных технических решений по кольматации

пористых сред для решения такой проблемы как поглощение буровых растворов,

показывает, что наиболее простым и эффективным решением является

механическая кольматация горной породы путем втирания твердых частиц в

проницаемую среду. В 70-80-е годы отдел бурения ЦНИЛ ПО «Куйбышевнефть»

разработал технологию, которая заключалась в том, чтобы оснащать каждую

скалку УБТ калибраторами с длиной калибрующих элементов не более 50 мм.

При вращении бурильной колонны осуществляется калибрование стенок

скважины и механическая кольматация пористых сред путем втирания глинистой

корки в поры и каналы пласта калибрующими элементами [29].

При этом необходимо учитывать, что технологии механической

кольматации в 70-80–х годах использовались при бурении на глинистых буровых

растворах. В настоящее время используются полимерные растворы или полимер-

глинистые, известковые растворы на полимерной основе, отличающиеся по своим

физико-химическим свойствам от глинистых растворов прошлого века.

В данной работе для механической кольматации проницаемых пластов-

коллекторов предлагается использовать долота PDС армированные твердым

сплавом в боковой части и лопастные спиральные калибраторы (КЛС, КСИ) в

составе компоновки УБТ. Необходимо отметить, что в настоящее время для

предупреждения прихватообразования между скалками УБТ диаметром 178 мм.

включаются гладкие противоприхватные переводники диаметром 190 мм.

Рекомендуемая компоновка бурильного инструмента для предупреждения

прихватов на скважинах Западно-Коммунарского месторождения, включающая

долото PDC и 4 калибратора в составе бурильной колонны, представлена в

таблице 4.9.

73

Таблица 4.9

Компоновка бурильного

инструмента при

прихвате*

Компоновка бурильного

инструмента после ликвидации

прихвата*

Рекомендуемая компоновка

бурильного инструмента для

предупреждения прихвата

215,9 TD 61 AXLK

(REED)

КСИ 215,6 мм – 0,5 м.

5 LZ 172 мм – 8,7 м.

КЛС 214,3 мм – 0,8 м.

УБТ-178 мм – 124 м.

ТБПК 127 мм «Л» -

остальное.

215,9 TD 61 AXLK (REED)

КСИ 215,6 мм – 0,5 м.

5 LZ 172 мм – 8,7 м.

КЛС 214,3 мм – 0,8 м.

УБТ-178 мм – 16,5 м.

Противоприхватный

переводник 190 мм – 0,3 м.

УБТ-178 мм – 16,7 м.

Противоприхватный

переводник 190 мм – 0,28 м.

УБТ-178 мм – 41,3 м.

ТБПК 127 мм «Л» - остальное.

БИТ 215,9 В 913 СВ. 382-01

5 LZ 172 мм – 8,7 м.

КЛС 214,3 мм – 0,43 м.

УБТ-178 мм – 16,5 м.

КЛС 190,5 мм – 0,36 м.

УБТ-178 мм – 16,7 м.

КЛС 190,5 мм – 0,36 м.

УБТ-178 мм – 16,8 м.

КЛС 190,5 мм – 0,36 м.

УБТ-178 мм – 24,5 м.

ТБПК 127 мм «Л» - остальное.

* - по данным суточных рапортов станции геолого-технологических

исследований на скважине № 4П Западно-Коммунарского месторождения

Анализ результатов исследования значений гидродинамической репрессии

при бурении, исходя из положительных и отрицательных примеров проводки

скважин на Западно-Коммунарском месторождении, позволяет выбрать

оптимальные проектные параметры и режимы бурения, компоновки бурильного

инструмента, реологические параметры бурового раствора в интервалах

чередующихся непроницаемых и проницаемых интервалов верейского горизонта.

Полученные оптимальные технологические параметры для Западно-Коммунарского

месторождения при бурении верейского горизонта представлены в таблице 4.10.

Таблица 4.10

Долото

, м

м

Рм

ани

ф, М

Па

Q,

м³/

с

Мех

. ск

ор

, м

/ч

ρ, кг/

м3

Фи

льтр

аци

я

за

30 м

ин

., с

м3

YP

, м

Па∙

с

PV

, П

а

ФК

, м

м

MA

X Э

ПЦ

,

кг/

м³

MIN

Р д

ин

,

МП

а

MA

X Р

ди

н,

МП

а

215,9 10 0,038 12 1140 5 16 18 0,2 1218 16,9 18,8

74

Результаты статического и динамического моделирования образования

дифференциального прихвата бурильного инструмента на примере скважины

№ 4П Западно-Коммунарского месторождения представлены в таблице 4.11.

Таблица 4.11

Причины дифференциального прихвата Статическая модель Динамическая модель

Прихватоопасные проницаемые пласты - пласт 3А

Репрессия на проницаемый пласт, МПа 0,5 2,7

Фильтрационная корка, мм 0,8* 2,9

Фильтрация, см3/30 мин 4,3* 6,6

Физические свойства фильтрационной

корки -

рыхлая, неэластичная,

проницаемая

Площадь контакт УБТ с фильтрационной

коркой, м² 1,5 2,6

Технологические операции по

формированию плотной и непроницаемой

фильтрационной корки

- нет

* - по данным исследований полевой лаборатории на буровой.

Таким образом, динамическая модель образования дифференциального

прихвата бурильного инструмента в отличие от статической модели, позволяет

устанавливать причины образования прихвата бурильного инструмента для

своевременного прогнозирования данных инцидентов и решения задачи

оптимизации технологического процесса бурения [86].

4.3. Геолого-технологические параметры процесса бурения

По результатам исследования 22 инцидентов, связанных с

дифференциальными прихватами бурильного инструмента, установлены

стратиграфические горизонты на месторождениях Самарской области, где

наиболее часто происходят данные осложнения. Результаты исследования

представлены на рисунке 4.16.

75

Рисунок 4.16 - Диаграмма распределения прихватоопасных горизонтов

Большинство инцидентов происходит в среднем и нижнем карбоне, а также

в среднем девоне, где имеются высокопроницаемые пласты-коллектора. Также

зафиксированы случаи дифференциального прихвата бурильного инструмента в

пермской системе в проницаемом кунгурском ярусе P1k.

В ходе анализа проектной и рабочей документации, геолого-технических

нарядов на строительство скважин установлено, что в большинстве случаев, где

имели место прихваты бурильного инструмента, проницаемые водо- и

нефтенасыщенные пласты карбона и девона не указывались в разделе

«Возможные осложнения при бурении» как прихватоопасные зоны.

В результате исследования геолого-технологических параметров 63

скважин на 10 месторождениях Самарской области было установлено, что

математическая модель ЭПЦ позволяет прогнозировать возникновение

инцидента, связанного с дифференциальным прихватом бурильного инструмента

не только на скважинах Западно-Коммунарского месторождения, но и на

скважинах других 9 месторождений, расположенных в Самарской области. Это

связано с наличием ряда важных параметров, входящих в математическую модель

ЭПЦ, и настройки данной модели на динамическое описание процесса бурения.

76

В таблицах 4.13, 4.15, 4.17, 4.19 представлены результаты расчетов

гидродинамического давления при бурении по скважинам, где были случаи

дифференциального прихвата бурильного инструмента в сравнении со

скважинами, пробуренными без осложнений на различных месторождениях


В таблице 4.12 представлены результаты расчетов значений ЭПЦ при

бурении карбонатно-терригенных пластов карбона в интервале 1090-1380 м. на

Южно-Орловском и Кулешевском месторождениях.

Таблица 4.12

Месторождение, скважина Глуб.,

м

Геол.

разрез

ЭПЦ

(факт)

кг/м3

MIN

ЭПЦ кг/м

3

MAX

ЭПЦ кг/м

3

Инцидент

Кулешевское, № 997 1090 С3 1240 1240 1302 прихват

Кулешевское, № 1126 1324 С3 1262 1190 1250 нет

Южно-Орловское, № 31 1355 Сs

1 1300 1200 1260 прихват

Кулешевское, № 1110 1380 C mc

2 1020 1200 1260 нет

На рисунке 4.17 представлен график значений ЭПЦ при бурении скважин в

интервале 1090-1380 м. на Южно-Орловском и Кулешевском месторождениях.

1000

1100

1200

1300

1400

1090 1324 1355 1380

глубина, м



MAX ЭПЦ,кг/м3


прихват

кг/м3

Рисунок 4.17 - График значений ЭПЦ при бурении в интервале 1090-1380 м.

В таблице 4.13 представлены результаты расчетов параметров

гидродинамического давления при бурении карбонатно-терригенных пластов

карбона в интервале 1090-1380 м. Южно-Орловского и Кулешевского


77

Таблица 4.13

Месторождение,

скважина Глуб., м

Геол.


МПа

Δ ДИНР ,

МПа

MIN

ДИНР ,

МПа

MAX

ДИНР ,

МПа

Инцидент

Кулешевское, № 997 1090 С3 13,6 2,1 11,5 13 прихват

Кулешевское, № 1126 1324 С3 16,3 4,8 11,5 13 нет

Южно-Орловское,

№ 31 1355 С

s

1 17,8 1,6 16,2 17,7 прихват

Кулешевское, № 1110 1380 C mc

2 13,8 1,5 12,3 13,8 нет

На рисунке 4.18 представлен график параметров гидродинамического

давления при бурении скважин в интервале 1090-1380 м. на Южно-Орловском и

Кулешевском месторождениях.

4

6

8

10

12

14

16

18

20

1090 1324 1355 1380

глубина, м

МПа




прихват

Рисунок 4.18 - График параметров гидродинамического давления при бурении в

интервале 1090-1380 м.

В результате исследования значений гидродинамической репрессии на

карбонатно-терригенные пласты карбона установлено, что репрессия на стенки

скважины не должна превышать 1-1,5 МПа для скважин глубиной до 1400 м. в

условиях чередования непроницаемых и проницаемых карбонатно-терригенных

пластов с начальными пластовыми давлениями.


бурении в интервале 1428-2080 м. по 5 месторождениям.

78

Таблица 4.14


скважина

Глуб.

м

Геол.

разрез

ЭПЦ

(факт)

кг/м3

MIN ЭПЦ

кг/м3

MAX ЭПЦ

кг/м3

Инцидент

Южно-Орловское, № 38 1428 Сок

1 1237 1120 1176 нет

Петрухновское, № 71 1490 Cvr

2 1190 1160 1218 нет


2 1170 1160 1218 нет


2 1180 1160 1218 нет


2 1170 1160 1207 нет


2 1170 1160 1207 нет


2 1250 1160 1218 прихват


2 1170 1160 1218 нет


1 1260 1200 1260 нет


1 1020 1020 1071 нет


2 1190 1160 1207 нет


2 1170 1160 1218 нет


1 1120 1120 1176 нет

Ново-Ключевское, №

632 1687 С

b

2 1518 1150 1207 прихват

Ново-Ключевское,

№ 611 1694 С

b

2 1250 1150 1207 нет


1 1170 1120 1176 нет


1 1190 1120 1176 затяжки

Утевское, № 234 1815 Сb

2 1130 1120 1176 прихват


2 1276 1120 1176 прихват

Кулешевское, № 1123 1906 Сb

2 1260 1190 1250 прихват

Кулешевское, №1126 1908 Сb

2 1209 1190 1250 прихват


2 1284 1190 1250

затяжки,

прихват

Кулешевское, № 1126 1916 Cvr

2 1170 1190 1250 затяжки


2 1274 1200 1260 затяжки


2 1272 1180 1239 прихват

Южно-Орловское, № 40 2038 Df

3 1321 1220 1281 прихват

Кулешевское, № 1123 2080 Cvr

2 1170 1190 1250 прихват

79

На рисунке 4.19 представлен график значений ЭПЦ при бурении в

интервале 1428-2080 м. по 5 месторождениям Самарской области.

1000102010401060108011001120114011601180120012201240126012801300132013401360138014001420144014601480150015201540

глубина, м


MAX ЭПЦ, кг/м3


прихват

прихват

затяжкизатяжки прихват

кг/м3




карбона и девона в интервале 1428-2080 м. по 5 месторождениям.

Таблица 4.15


скважина

Глуб.,

м

Геол.


МПа

Δ ДИНР ,

МПа

MIN

ДИНР ,

МПа

MAX

ДИНР ,

МПа

Инцидент


№ 38 1428 С ок

1 17,3 1,0 16,2 17,8 нет


2 17,4 0,7 16,7 18,7 нет


2 17,6 0,9 16,7 18,7 нет


2 17,8 1,1 16,7 18,7 нет


2 17,8 1,1 16,7 18,7 нет


2 17,6 0,9 16,7 18,7 нет


2 19,1 2,4 16,7 18,7 прихват


2 17,9 1,2 16,7 18,7 нет

Южно-Орловское, №

28 1570 С

s

1 19,5 1,4 18,1 19,6 нет


32 1575 С

s

1 15,8 -2,5 18,3 19,8 нет

80



скважина

Глуб.,

м

Геол.


МПа

Δ ДИНР ,

МПа

MIN

ДИНР ,

МПа

MAX

ДИНР ,

МПа

Инцидент

Петрухновское,

№ 65 1581 C

vr

2 18,5 1,8 16,7 18,7 нет


№ 56 1586 C

vr

2 18,2 1,5 16,7 18,7 нет


29 1645 С

s

1 19,5 0,1 19,4 20,9 нет


№ 632 1687 С

b

2 25,1 8,3 16,8 18,8 прихват

Ново-Ключевское, №

611 1694 С

b

2 20,7 3,9 16,8 18,8 нет


33 1760 С

s

1 20,3 0,9 19,4 20,9 нет


33 1794 С

s

1 20,9 1,5 19,4 20,9 затяжки


2 20 1,6 18,4 20,2 прихват


2 23,7 5,3 18,4 20,2 прихват

Кулешевское,

№ 1123 1906 С

b

2 23,6 8,6 15 17 прихват


№ 1126 1908 С

b

2 22,6 6,3 16,3 18,3 прихват


№ 1126 1909 С

b

2 24 7,7 16,3 18,3 затяжки


№ 1126 1916 C

vr

2 22 5,7 16,3 18,3 затяжки


№ 1110 1940 С

b

2 24,2 7,2 17 19 затяжки


2 24,5 6,1 18,4 20,4 прихват


№ 40 2038 D

f

3 26,4 4,7 21,7 23,7 прихват


№ 1123 2080 C

vr

2 23,9 5,6 18,6 20,6 прихват


давления при бурении в интервале 1428-2080 м. по 5 месторождениям.

81

14

16

18

20

22

24

26

глубина, м





прихватзатяжки

прихват

затяжки

прихватМПа

Рисунок 4.20 - График параметров гидродинамического давления при бурении в

интервале 1428-2080 м.

В результате исследования значений гидродинамического давления на

терригенно-карбонатные пласты карбона установлено, что репрессия на стенки

скважины не должна превышать значения 1,5-2 МПа для скважин глубиной

1400-2100 м. в условиях чередования непроницаемых и проницаемых карбонатно-

терригенных пластов с начальными пластовыми давлениями.

В таблице. 4.16 представлены результаты расчетов значений ЭПЦ при

бурении карбонатно-терригенных пластов карбона в интервале 2295-2603 м. для 3


Таблица 4.16


скважина

Глубина,

м

Геол.

разрез

ЭПЦ

(факт)

кг/м3

MIN ЭПЦ кг/м

3

MAX ЭПЦ кг/м

3

Инцидент

Мих-Коханское,

№ 638 2295 С

bb

1 1180 1180 1239 нет

Бариновско-

Лебяжинское, № 8 2309 С ок

1 1220 1140 1197 нет


Лебяжинское, № 81 2348 С

ок

1 1260 1180 1239 прихват

Михаловско-

Коханское, № 556 2364 С

bb

1 1300 1180 1239 прихват


Лебяжинское, № 6 2377 С ок

1 1180 1140 1197 нет

Грековское, № 116 2382 С ок

1 1196 1150 1208 прихват

Михайловско-


bb

1 1350 1180 1239 прихват

82



скважина

Глубина,

м

Геол.

разрез

ЭПЦ

(факт)

кг/м3

MIN ЭПЦ кг/м

3

MAX ЭПЦ кг/м

3

Инцидент



bb

1 1280 1180 1239 нет


1 1245 1170 1228 прихват


1 1199 1150 1208 затяжки


интервале 2295-2603 м. для 3 месторождений.

1000

1020

1040

1060

1080

1100

1120

1140

1160

1180

1200

1220

1240

1260

1280

1300

1320

1340

1360

2295 2309 2348 2364 2377 2382 2409 2475 2601 2603

глубина, м



MAX ЭПЦ,кг/м3


прихватприхват

прихват

затяжки

кг/м3




карбона в интервале 2295-2603 м. для 3 месторождений.

Таблица 4.17


скважина

Глуб.,

м

Геол.


МПа

Δ ДИНР ,

МПа

MIN

ДИНР ,

МПа

MAX

ДИНР ,

МПа

Инцидент



bb

1 26,7 1,6 25,1 28,1 нет



ок

1 26,2 2,6 23,6 26,6 нет



ок

1 29,1 5,5 23,6 26,6 прихват



bb

1 30,2 4,3 25,9 28,9 прихват



ок

1 25,1 2,3 22,8 25,8 нет

83



скважина

Глуб.,

м

Геол.


МПа

Δ ДИНР ,

МПа

MIN

ДИНР ,

МПа

MAX

ДИНР ,

МПа

Инцидент


1 27,9 3,1 24,8 27,8 прихват



bb

1 31,9 5,7 25,9 28,9 прихват



bb

1 28 2,2 25,8 28,8 нет


1 31,7 15,8 15,9 18,9 прихват


1 30.6 3.2 27.4 30.4 затяжки


давления при бурении в интервале 2295-2603 м. для 3 месторождений.

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

32

34

2295 2309 2348 2364 2377 2382 2409 2475 2601 2603

глубина, м






прихват затяжкиМПа

Рисунок 4.22 - График параметров гидродинамического давления при бурении

в интервале 2295-2603 м.

В результате исследования значений гидродинамического давления на

карбонатно-терригенные пласты карбона установлено, что репрессия на стенки

скважины не должна превышать 2-3 МПа для скважин глубиной 2100-2600 м. в




бурении карбонатно-терригенных пластов девона в интервале 2782-3190 м. для

Семеновского и Михайловско-Коханского месторождений.

84

Таблица 4.18


скважина Глуб., м

Геол.

разрез

ЭПЦ

(факт)

кг/м3

MIN ЭПЦ кг/м

3

MAX ЭПЦ

кг/м3

Инцидент

Семеновское,

№ 55 2782 D

f

3 1310 1140 1197 прихват


№ 66 2821 D

f

3 1200 1140 1197 нет


Коханское, № 556 2911 D

f

3 1310 1180 1239 прихват



f

3 1300 1180 1239 нет



f

3 1300 1180 1239 нет

Миайловско-

Коханское, № 562 3080 D р

3 1291 1180 1239 прихват


Коханское, № 562 3190 D vb

2 1306 1180 1239 прихват


интервале 2782-3190 м. для Семеновского и Михайловско-Коханского


1000102010401060108011001120114011601180120012201240126012801300132013401360

2782 2821 2911 2920 2945 3080 3190

глубина, м



MAX ЭПЦ,кг/м3


прихват прихваткг/м3




девона в интервале 2782-3190 м. для Семеновского и Михайловско-Коханского

месторождения.

85

Таблица 4.19


скважина

Глуб.,

м

Геол.


МПа

Δ ДИНР ,

МПа

MIN ДИНР ,

МПа

MAX ДИНР ,



№ 55 2782 D

f

3 36 9,7 26,3 29,3 прихват

Семеновское, № 66 2821 Df

3 29,1 3,3 25,8 28,3 нет



f

3 37,5 9,2 28,3 32,3 прихват



f

3 33,4 4,3 29,1 32,1 нет



f

3 34,1 5,9 28,3 32,3 нет


Коханское, № 562 3080 D р

3 39 7 32 36 прихват


Коханское, № 562 3190 D vb

2 40,8 7,6 33,2 37,2 прихват


давления при бурении в интервале 2782-3190 м. для Семеновского и

Михайловско-Коханского месторождения.

20

22

24

26

28

30

32

34

36

38

40

42

44

2782 2821 2911 2920 2945 3080 3190

глубина, м





прихват

прихватМПа

Рисунок 4.24 - График изменения параметров гидродинамического давления при

бурении в интервале 2782-3190 м.

В результате исследования параметров гидродинамического давления на

карбонатно-терригенные пласты девона установлено, что репрессия на стенки

скважины не должна превышать 3-4 МПа для скважин глубиной 2600-3100 м. в



86

Результаты анализа мероприятий проектной и рабочей документации на

бурение скважин по предупреждению образования дифференциальных прихватов,

применяемые технологические операции при углублении скважин, компоновки

бурильного инструмента, геолого-геофизические и технико-технологические

параметры бурения, свойства буровых растворов представлены в таблицах 4.20. –

4.23 и на рисунках 4.25 - 4.27.

Результаты анализа значений плотности бурового раствора и ЭПЦ при

бурении, параметров гидродинамических давлений, репрессии на проницаемые

пласты при бурении представлены в таблицах 4.24 – 4.25.

87

Анализ мероприятий в проектной и рабочей документации на бурение скважин

по предупреждению образования дифференциальных прихватов

Таблица 4.20

Месторождение, скважина Геол.

разрез

Интервал

по ГТН, м

Виды возможных

осложнений

Меры борьбы и профилактика

осложнений Инцидент

Кулешевское, № 997 С3 1053-1063 НГВП

Поддержание плотности бурового

раствора, избежание резкого

разбавления большими количествами

облегченного раствора, соблюдение

регламента СПО и долива скважины.

Достаточный запас утяжелителя на

скважине.

Прихват

Южно-Орловское, № 31 Сок

1 1270-1382

НГВП

Осыпи и обвалы стенок

скважины

Соответствие параметров

промывочной жидкости проектным.

Долив скважины при СПО.

Проработка, промывка.

Прихват

Петрухновское, № 1 Cvr

2 1462-1583

Осыпи и обвалы

стенок скважин.

Заклинка


Сальникообразования

Проработка, промывка Прихват

Западно-Коммуннарское, № 4П Cvr

2 1512-1592

Поглощения,



скважины



Долив скважины при СПО.

Проработка, промывка.

Прихват

88



скважина

Геол.

разрез

Интервал

по ГТН, м


осложнений Меры борьбы и профилактика осложнений Инцидент

Ново-Ключевское, № 632 Сb

2 1619-1765

Поглощения, НВП

Прихват из-за

перепада давлений

Поддерживать концентрацию кольматанта на

уровне программных значений, не оставлять

инструмент без движения более 5 мин, контроль

за значениями крутящего момента и

«подвисанием» инструмента (совместно со

станцией ГТИ). В случае возникновения первых

признаков осложнения прокачать

кольматирующую пачку с повышенным

содержанием кольматанта и смазки.

Прихват

Утевское, № 234 Сb

2

1810-1930 НВП

Осложнениями в интервале могут стать

поглощения бурового раствора, осыпи и обвалы

слабосцементированных алевролитов и

песчаников, трещиноватых известняков,

приводящие к заклиниванию бурильного


Прихват


2 Прихват

Кулешевское, № 1123 Сb

2 1898-1913 НГВП



СПО.

Прихват


2

1904-1931

НГВП

Поддержание плотности бурового раствора,

избежание резкого разбавления большими

количествами облегченного раствора,

соблюдение регламента СПО и долива

скважины. Достаточный запас утяжелителя на

скважине.

Прихват


2 НГВП Прихват

89



разрез

Интервал по

ГТН, м






2 1833-1951 НГВП


жидкости проектным. Долив скважины

при СПО. Прихват

Южно-Орловское, № 40 Df

3 1988-2054

Возможны НГВП,

поглощения



при СПО. Ликвидация поглощения Прихват

Кулешевское, № 1123 Cvr

2 1770-2183

Обвалы,

поглощения,

НГВП

Согласно мероприятиям программы

промывки при бурении горизонтальных

скважины Прихват

Бариновско-Лебяжинское, № 81 С ок

1 2035-2499

Поглощения,



стенок скважины



при СПО. Проработка, промывка Прихват

Михаловско-Коханское, № 556 Сbb

1 2263-2382

Обвалы осыпи,

нефтепроявление Проработка, промывка Прихват

Грековское, № 116 С ок

1 2340-2749 НГВП, поглощения



при СПО Прихват

Михайловско-Коханское, № 562 Сbb

1 2334-2452


стенок скважины.

Заклинка

инструмента

Проработка и промывка, закачка

тампона, установка цементного моста Прихват


1 2363-2658 Возможны НГВП,




при СПО. Ликвидация поглощения Прихват

90



разрез

Интервал

по ГТН, м





Семеновское, № 55 Df

3 2765-2925

Нефтепроявление,




Долив скважины при СПО Прихват

Михайловско-Коханское, № 556 Dp

3 2910-2932

Нефтепроявление.


скважины, заклинка

инструмента


тампона, установка цементного

моста Прихват

Миайловско-Коханское, № 562 D р

3 3022-3059 Обвалы стенок скважины

и осыпи




Миайловско-Коханское, № 562 D vb

2 3170-3207 Обвалы стенок скважины

и осыпи.




91

Рисунок 4.25 - Технологические операции до инцидента (дифференциального прихвата)

Два дифференциальных

прихвата на глубине 1312 и 1355

м. (скв. № 31 Южно-Орловского

месторождения)

Дифференциальный прихват на

глубине 2348 м. (скв. № 81

Бариновско-Лебяжинского



глубине 3220 м. (скв. № 3088 Мухановского месторождения)


глубине 1969 м. (скв. № 278

Утевского месторождения)

92

Рисунок 4.26 - Технологические операции до инцидента (дифференциального прихвата)

Бурение перед прихватом на

глубине 2409 м.

(скв. № 562 Михайловско-

Коханского месторождения)


глубине 2601 м.(скв. № 117

Грековского месторождения)



(скв. № 116 Грековского месторождения)



(скв. № 40 Южно-Орловского месторождения)

93

Выводы.

Рисунок 4.27 - Технологические операции для предупреждения затяжек и посадок бурильного инструмента

Шаблонировка перед

наращиванием

(скв. № 38 Южно-Орловского


КСПО 10 свечей и бурение с

отрывом от забоя

(скв. № 632 Ново-

Ключевского месторождения)

Бурение с отрывом от забоя

(скв. № 623 Ново-Ключевского


Бурение с отрывом от забоя,

шаблонировка с протаскиванием

свечи (скв. № 117 Грековского


94

Анализ типов и диаметров долот, КНБК, УБТ, ЯСС и бурильного инструмента

Таблица 4.21


скважина

Геол.

разрез Долото КНБК УБТ, СБТ ЯСС УБТ, СБТ Инцидент

Кулешевское, № 997 С3

295,3

VM516D

GHX

ВЗД 240 мм. -9 м.

НУБТ 203 мм - 9м

ТЭМС 203 мм -4,5 м

УБТ 203 мм -

65м

ЯСС 203 мм.

-9,6 м.

УБТ 165 мм -37м.

СБТ 127 мм -ост. Прихват


№ 31 С

s

1 215,9

SMD537

КЛС 215,9 мм – 0,5 м.

5LZ 178 мм -9,1 м.

КЛС 212,6 мм -0,9 м.

УБТ 178 мм -

123 м

нет СБТ 114 мм - ост Прихват


2

215,9

GX38CH

КЛС 214,3 мм - 0,5 м.

Д3-195 мм – 7,4 м.

КЛС 215,9 мм -0,5 м.

УБТ 178 мм

– 17 м.

УБТ 165 мм -

140 м.

нет СБТ 127 мм - ост. Прихват

Западно-

Коммуннарское, № 4П C

vr

2

215,9 TD

61 AXLK

КСИ 215,6мм – 0.5 м.

5 LZ 172 мм -8,7 м.

КЛС 214,3 мм – 0,8 м.

УБТ-178 мм

- 124 м. нет ТБПК 127 мм - ост Прихват


№ 632 С

b

2

215,9

AUM

2LSP62 X

GGD-

R590-10

УБТ 178 мм – 9,4 м

КЛС 212,7 мм – 0,4 м

УБТ-178 мм

- 56 м.

ЯСС RDT-

2HM-172ПС

6,6 м.

УБТ-178 мм

- 56 м.

СБТ 127 мм - ост. Прихват

95



скважина

Геол.



2 215,9

DP505X

SMITH

ВЗД 178 мм – 8,45 м.

НУБТ 172 мм – 9,2 м.

САБ 172 мм – 1, 2 м.

УБТ 178

мм – 72 м.

ЯСС 178

мм – 7,6 м.

УБТ 178 мм – 48 м.

СБТ 127 мм -

1278 м.

ЛБТ 147 мм – ост.

Прихват


2 Прихват


2

215,9

R40 AP-A2 -

УБТ165 мм

– 56 м

ЯСС

172 мм. –

7,2 м.

УБТ 165 мм -36 м

СБТ 127 мм - ост Прихват

Кулешевское, № 1126

Сb

2

142,9

FXD64

WF475-120 мм - 8,8

м.

НУБТ 120 мм - - 9,3

м.

НУБТ 120 мм – 9,4 м.

СБТ 88,9

мм – 346 м.

УБТС-ЕМ

мм -108

мм. - 58 м.

ЯСС

120 мм –

9,25 м

УБТ 121 мм – 64 м.

УБТС-ЕМ 108 мм –

57 м.

СБТ 88,9 мм – ост.

Прихват

Кулешевское, № 1126


2

215,9

MI913WUE

BPX

КЛС 213 мм- 0,24 м.

ВЗД 178 мм – 8,25 м.

НУБТ 170 мм – 9,6 м.

САБ 172 мм – 1,02 м.

УБТ 178

мм – 49,8

м.

ЯСС 176

мм – 6,5 м.

УБТ 178 мм. – 48,2 м.

СБТ 127 мм – ост. Прихват


№ 40 D

f

3

215,9

EQH47R -

УБТ 165

мм – 64 м.

ЯГ-171 –

7,7 м.

УБТ 165 мм – 64 м.

СБТ 127 мм - ост Прихват


2 нет

АМК "Горизонт" -

15,1 м. СБТ-89 мм нет

СБТ-89 мм – ост.

Прихват


Лебяжинское, № 81 С ок

1 215,9 SMD

617

ДРУ 2 172 мм – 8,4 м.

ЦЛС 212 мм – 0,3 м УБТ 178

мм – 72 м.

ЯСС

172 мм –

6,5 м.

УБТ 178 мм – 48 м.

ТБПК 114 мм - ост Прихват


Коханское, № 556 С

bb

1

215,9

Q606F

ВЗД 172 мм – 8,8 м.

УБТ 165 мм – 9,3 м

КЛС 213 мм – 0,9 м

УБТ 165

мм – 48 м

ЯСС

165 мм –

9,9 м.

ТБТ127 мм -148 м

СБТ 127 мм – 2068 м Прихват

96



скважина

Геол.



1

215,9

R40AP-

A2

ВЗД ДРУ-3 172 мм -7,4

м

УБТН-А-172 мм - 9.4 м

САБ-172 мм - 0,9м

ТПБК 114 мм-

537 м

УБТ 178 мм –

48 м

ЯСС RDT-

2HM-172 мм

- 7,1 м

УБТ-178 мм

24 м.

ТБПК 114 мм

- 1613 м

Прихват



bb

1

215,9

М616LPX

ДРУ2-172 мм - 7,18 м

КЛС 213,4 мм– 0,4 м

УБТ 178 мм –

27 м

УБТ 165 мм-

28 м

ЯСС 2МГ-

165 мм – 4,8

м

УБТ 165 мм – 65 м

СБТ 127 мм ост Прихват


1

215,9

DSFX813

M-F6

ВЗД172 мм – 8,6 м

НУБТ 172 мм – 9,4 м

Т/С 178 мм – 4,3 м

НУБТ 172 мм – 9,4 м.

СБТ 114 мм –

1100 м

УБТ 178 мм –

24 м

ЯСС -

HMJ675-056

– 7,1 м

УБТ 178 мм – 24 м

ТБПК 127 мм –

361 м.

СБТ 114 мм –

1057 м

Прихват


3

215,9

SMD 627

КСИ 212 мм-0,4 м.

ДРУ – 172 мм – 7,8 м.

УБТ 178 мм

- 75 м,

противо-

прихватные

переводники

195 мм -0,3 м.

Противо-

прихватные

переводники

195 мм -0,3

м.

ЛБТ 147 мм –

1513 м.

СБТ 127 мм ост. Прихват


Коханское, № 556 D

f

3

215,9

Q-407FX

ВЗД 172 мм – 8,7 м.

ТБТ 127 мм –

100 м

ЯСС 165 мм

– 9,9 м

ТБТ 127 мм– 76 м

СБТ 127 мм –

2715 м Прихват

97



скважина

Геол.



Коханское, № 562 D р

3 215,9

VTD613DGX

ДРУ2-172 мм -

8,7 м

УБТ 165 мм –

56 м

ЯСС RDT-

2HM-172 мм

- 6,7 м.

УБТ 165 мм – 37 м

СБТ 114 мм-899 м.



Коханское, № 562 D vb

2

215,9

VTD613DGX

ДРУ2-172 мм -

8,7 м

УБТ 165 мм –

56 м

ЯСС RDT-

2HM-172 мм

- 6,7 м.

УБТ 165 мм – 37 м

СБТ 114 мм-899 м.


98

Анализ геолого-геофизических и технико-технологических параметров

Таблица 4.22


разрез

Забой,

м

Зенитный

угол, º

Рманиф,

МПа

Расход,

м³/с

Мех.

скорость,

м/ч

Время без

движения,

мин

Потери

бурового

раствора,

м³/сут

Инцидент

Кулешевское, № 997 С3 1090 28 14 0,054 10,6 6 0 Прихват

Южно-Орловское, № 31 Сs

1 1355 22 11 0,038 4,8 9 3,4 Прихват


2 1548 19 10 0,034 4,1 60 н/св Прихват


2 1577 13 11 0,042 9,4 13 3,5 Прихват


2 1687 22 6 0,025 прораб 15 5,2 Прихват


2 1814 25 13 0,031 11 5 0 Прихват


2 1896 25 13 0,034 4,1 10 0 Прихват


2 1906 80 9 0,03 прораб 23 0,5 Прихват


2 1908 89 16 0,016 спуск - 0 Прихват


2 1909 89 15 0,015 прораб 4 0 Прихват


2 1969 35 16 0,032 9,7 3 0,5 Прихват


3 2038 4 6 0,03 2 19 2 Прихват


2 2080 89 8 0,017 промывка 8 0,5 Прихват


1 2348 18 12 0,031 2,6 10 0,8 Прихват

99



разрез

Забой,

м

Зенитный

угол, º

Рманиф,

МПа

Расход,

м³/с

Мех.

скорость,

м/ч

Время без

движения,

мин

Потери

бурового

раствора,

м³/сут

Инцидент


1 2364 2,5 11,5 0,026 7,4 11 0,9 Прихват


1 2382 71 11 0,028 2,4 17 27 Прихват


1 2409 11 13 0,03 6 8 19 Прихват

Грековское, № 117 Сок

1 2601 64 12 0,029 6 3 42 Прихват


3 2782 6 11 0,032 1,4 5 0 Прихват

Михайловско-Коханское, № 556 Df

3 2911 3 12 0,025 3,7 8 5,6 Прихват


3 3080 2 13 0,03 5 7 н/св Прихват


2 3188 2 15 0,03 1 4 4,8 Прихват

100

Анализ типов и физико-химических параметров буровых растворов

Таблица 4.23

Месторождение

скважина

Ти

п р

аств

ора

ρ

кг/м3

Фи

льтр

аци

я з

а

30 м

ин

., с

м3

Плас

тичес

кая

вязк

ост

ь, м

Па∙

с

Ди

нам

ичес

кое

нап

ряж

ени

е

сдви

га, П

а

Фи

льтр

аци

он

ная

корка,

мм

Кольматант

по программе

промывки

Нал

ичи

е, к

г

Рас

ход

, кг

Твер

дая

фаз

а,

%

См

азка,

%

Ин

ци

ден

т


№ 997

Полимер-

малоглинис-

тый

1240 4,8 15 18 0,5

СаСО 3 5 мкм 11000 1000

14,5 нефть Прихват СаСО 3 60 мкм 7000 3000

СаСО 3 150 мкм 19000 0

СаСО 3 600 мкм 11000 0

Южно-

Орловское, № 31

Известковый

1210 4 14 17 1

Компак 60/100

мкм 19200 0 н/св н/св Прихват


№ 1

Глинисто-

известковый

1160 5,5 16 14 0,5

Мрамор 10000 0

8 3,5 Прихват КФ-5ц 1000 0

К1 100 0

Западно-

Коммуннарское,

№ 4П

Известковый 1140 6,5 15 13 0,8

Компак

фракционный

22000 0

н/св н/св Прихват

Компак 100 мкм 12000 0

101



скважина

Ти

п р

аств

ора

ρ

кг/м3

Фи

льтр

аци

я з

а

30 м

ин

., с

м3

Плас

тичес

кая

вязк

ост

ь, м

Па∙

с

Ди

нам

ичес

кое

нап

ряж

ени

е

сдви

га, П

а

Фи

льтр

аци

он

ная

корка,

мм



промывки

Нал

ичи

е, к

г

Рас

ход

, кг

Твер

дая

фаз

а,

%

См

азка,

%

Инцидент

Ново-

Ключевское,

№ 632

Полимер-

глинистый 1180 6 19 67 1,0


оргн. (мелкий) 3200 0

н/св - Прихват Кольматант

оргн. (средний) 400 0


оргн. (крупный) 0 0

Утевское, № 234 Соленая вода 1120 - - - - - - - - - Прихват

Утевское, № 234 Полимер-

карбонатный 1180 3.7 19 16 1,0 СаСО 3 15000 8000 13 6 Прихват


№ 1123

Полимер-

карбонатный 1210 4 13 13 1,0

СаСО 3 5 мкм 9000 3000

8 1,5 Прихват СаСО 3 60 мкм 1000 0

СаСО 3 160 мкм 0 0

СаСО 3 400 мкм 0 0


№ 1126

Полимер-

глинистый

1100 3,6 12 22 0,5

СаСО 3 5 мкм 2000 0

н/св - Прихват

СаСО 3 50 мкм 4000 0

СаСО 3 150 мкм 3000 0

СаСО 3 600 мкм 3000 0

102



скважина

Ти

п р

аств

ора

ρ, кг/

м3

Фи

льтр

аци

я з

а

30 м

ин

., с

м3

Плас

тичес

кая

вязк

ост

ь, м

Па∙

с

Ди

нам

ичес

кое

нап

ряж

ени

е

сдви

га, П

а

Фи

льтр

аци

он

ная

корка,

мм



промывки

Нал

ичи

е, к

г

Рас

ход

, кг

Твер

дая

фаз

а,

%

См

азка,

%

Инцидент


№ 1126

Полимер-

глинистый

1150 3,5 16 28 0,5

СаСО 3 5 мкм 2000 0

н/св нефть Прихват СаСО 3 50 мкм 4000 0

СаСО 3 150 мкм 3000 0

СаСО 3 600 мкм 3000 0

Утевское, № 278 Полимер-

карбонатный 1180 4 24 16 0,5 СаСО 3 35000 0 10 1 Прихват

Южно-

Орловское, № 40

Гипсо-

известковый

SB ALK

1240 4 17 120 0,6 - - - 12 нефть Прихват


№ 1123

Полимер-

карбонатный

1100 4 15 15 0,3

СаСО 3 5 мкм 3000 0

8 2,5 Прихват СаСО 3 60 мкм 1000 0

СаСО 3 160 мкм 0 0

СаСО 3 400 мкм 22000 0


Коханское,

№ 556

Полимер

карбонатный 1240 4 20 24 0,5 СаСО 3 150 мкм 21000 0 6 6 Прихват

103



скважина

Ти

п р

аств

ора

ρ, кг/

м3

Фи

льтр

аци

я з

а

30 м

ин

., с

м3

Плас

тичес

кая

вязк

ост

ь, м

Па∙

с

Ди

нам

ичес

кое

нап

ряж

ени

е

сдви

га, П

а

Фи

льтр

аци

он

ная

корка,

мм



промывки

Нал

ичи

е, к

г

Рас

ход

, кг

Твер

дая

фаз

а,

%

См

азка,

%

Инцидент

Грековское, № 116 Полимер-

глинистый 1140 3,6 20 19 0,5

Валкарб 600 2000 0

11 - Прихват

Валкарб 60 23100 4

Валкарб 25 2000 0

СаСО 3 600 мкм 8000 0

CALCIUM

CARBONATE 20000 0

CALCIUM

CARBON FINE 26000 0

CALCIUM

CARBONATE

COARSE

6000 0


Лебяжинское,

№ 81

Полимер

карбонатный 1200 6 21 17 0,6 Мрамор 12000 0 н/св 4 Прихват


Коханское,

№ 562

Глинистый

1220 4 18 25 н/с

К-1 0 0 н/св 5 Прихват К-5 1160 0

Валкарб 600

Грековское, №117 Полимер-

глинистый 1160 4 15 23 0,5

Валкарб 150

12 3 Прихват Валкарб 60 11000 3000

Валкарб 25 9771 5000

104



скважина

Ти

п р

аств

ора

ρ, кг/

м3

Фи

льтр

аци

я з

а

30 м

ин

., с

м3

Плас

тичес

кая

вязк

ост

ь, м

Па∙

с

Ди

нам

ичес

кое

нап

ряж

ени

е

сдви

га, П

а

Фи

льтр

аци

он

ная

корка,

мм



промывки

Нал

ичи

е, к

г

Рас

ход

, кг

Твер

дая

фаз

а,

%

См

азка,

%

Инцидент


№ 55 Известковый 1200 4,2 15 16 0,5

Компк

фракционный 5000 0

н/св - Прихват

Компак 160 мкм 13000 0


Коханское,

№ 556

Полимер-

глинистый

раствор

1260 4 20 20 0,5

СаСО 3 150 мкм 6000 0

11,9 4 Прихват

СаСО 3 600 мкм 12000 0

CALCIUM

CARBONATE

COARSE

5000 0


Коханское,

№ 562

Глинистый 1220 4 7 21 1,0

Мрамор 12000 8000

н/св 3 Прихват К-1 600 600

К-5 1620 0


Коханское,

№ 562

Глинистый 1220 4 16 22 0,2

Мрамор 8000 4000

н/св 2,8 Прихват К-1 0 0

К-5 0 0

Барит 3000 0

105

Анализ значений плотности бурового раствора и ЭПЦ при бурении

Таблица 4.24


скважина

Геол.

разрез

Забой,

м

ρ, кг/м3

(проект)

ρ, кг/м3

(факт)

ЭПЦ

(факт)

кг/м3

MIN

ЭПЦ кг/м

3

MAX

ЭПЦ

кг/м3

Превышение ЭПЦ над

MIN ЭПЦ, %

Инцидент

Кулешевское, № 997 С3 1090 1240 1240 1274 1240 1302 2,7 Прихват


1 1355 1200 1210 1300 1200 1260 8,3 Прихват


2 1548 1160 1160 1250 1160 1218 7,7 Прихват

Западно-Коммуннарское,

№ 4П C

vr

2 1577 1160 1140 1284 1160 1218 10,6 Прихват


2 1687 1150 1180 1518 1150 1207 32 Прихват


2 1814 1120 1130 1130 1120 1176 0,9 Прихват


2 1896 1120 1180 1276 1120 1176 14 Прихват


2 1906 1190 1210 1260 1190 1250 5,8 Прихват


2 1908 1190 1100 1209 1190 1250 1,6 Прихват


2 1909 1190 1150 1284 1190 1250 7,9 Прихват

Утевскаое, № 278 Сb

2 1969 1180 1180 1272 1180 1239 7,8 Прихват


3 2038 1220 1240 1321 1220 1281 8,2 Прихват


2 2080 1100 1100 1170 1190 1250 6,3 Прихват


Лебяжинское, № 81 С ок

1 2348 1180 1200 1260 1180 1239 6,7 Прихват

106



скважина

Геол.

разрез

Забой,

м

ρ, кг/м3

(проект)

ρ, кг/м3

(факт)

ЭПЦ

(факт)

кг/м3

MIN ЭПЦ кг/м

3

MAX ЭПЦ

кг/м3

Превышение ЭПЦ над

MIN ЭПЦ, %

Инцидент



bb

1 2364 1180 1240 1300 1180 1239 10,1 Прихват


1 2382 1150 1140 1196 1150 1208 4,0 Прихват



bb

1 2409 1180 1220 1350 1180 1239 14,4 Прихват


1 2601 1170 1160 1245 1170 1228 6,4 Прихват


3 2782 1140 1200 1310 1140 1197 14,9 Прихват


Коханское, № 556 D

f

3 2911 1180 1260 1310 1180 1239 11 Прихват


Коханское, № 562 D р

3 3080 1180 1220 1291 1180 1239 9,4 Прихват


Коханское, № 562 D vb

2 3188 1180 1220 1306 1180 1239 10,6 Прихват

107

Анализ параметров гидродинамических давлений и репрессии на проницаемые пласты при бурении

Таблица 4.25


разрез Забой, м ДИНР ,

МПа

MIN

ДИНР ,

МПа

MAX

ДИНР ,

МПа

Δ ДИНР ,

МПа

Превышение

ДИНР над

MIN ДИНР , %

Инцидент

Кулешевское, № 997 С3 1090 13,6 11,5 13 2,1 18,2 Прихват


1 1355 17,8 16,2 17,7 1,6 9,8 Прихват


2 1548 19,1 16,7 18,7 2,4 14,3 Прихват


2 1577 19,6 16,9 18,8 2,7 15,9 Прихват


2 1687 25,1 16,8 18,7 8,3 49,4 Прихват


2 1814 20,2 18,4 20,2 1,8 9,7 Прихват


2 1896 23,7 18,4 20,4 5,3 28,8 Прихват


2 1906 23,6 15 17 8,6 57,3 Прихват


2 1908 22,6 16,3 18,3 6,3 38,6 Прихват


2 1909 24 16,3 18,3 7,7 47,2 Прихват


2 1969 24,5 18,4 20,4 6,1 33,1 Прихват


3 2038 26,4 21,7 23,7 4,7 21,6 Прихват


2 2080 23,6 18,6 20,6 5,3 26,8 Прихват


1 2348 29,1 23,6 26,6 5,5 23,3 Прихват

108



разрез Забой, м ДИНР ,

МПа

MIN

ДИНР ,

МПа

MAX

ДИНР ,

МПа

Δ ДИНР ,

МПа

Превышение

ДИНР над

MIN ДИНР , %

Инцидент


1 2364 30,2 25,9 28,9 4,3 16,6 Прихват


1 2382 27,9 24,8 27,8 3,1 12,5 Прихват


1 2409 31,9 25,9 28,9 5,7 23,1 Прихват


1 2601 31,7 15,9 18,9 15,8 99,3 Прихват


3 2782 36 26,3 30,3 9,7 36,8 Прихват

Михайловско-Коханское, № 556 Df

3 2911 37,5 28,3 32,3 9,2 32,5 Прихват


3 3080 39 32 36 7 21,8 Прихват


2 3188 40,8 33,2 37,2 7,6 22,8 Прихват

109

В таблице 4.26 представлено максимальное значение ЭПЦ для

предупреждения дифференциальных прихватов в интервалах карбонатно-

терригенных пластов перми, карбона и девона. Данное значение получено в

результате анализа значений плотности бурового раствора и ЭПЦ при

бурении скважин, указанных в таблице 4.24.

Таблица 4.26

Геологический разрез Глубина скважины, м MAX ЭПЦ

Карбонатно-терригенный

до 1400 не более 5% от проектной

плотности бурового

раствора

1400 - 2100

2100 - 2600

2600 - 3200

В таблице 4.27 представлены максимальные и минимальные величины

репрессии, оказываемой гидродинамическим давлением при бурении на

проницаемые пласты перми, карбона и девона. Значения гидродинамической

репрессии получены на основе анализа результатов бурения 22 скважин, где

имели место дифференциальные прихваты (таблица 4.25), а также 41

скважины на 10 месторождениях Самарской области, пробуренных без

инцидентов (таблицы 4.13, 4.15, 4.17, 4.19).

Таблица 4.27

Геологический разрез Глубина

скважины, м MIN Δ ДИНР , МПа MAX Δ ДИНР , МПа


до 1400 1 1,5

1400 - 2100 1,5 2

2100 - 2600 2 3

2600 - 3200 3 4

В таблице 4.28 представлены параметры эмпирического коэффициента

a, позволяющего оперативно рассчитывать максимальные величины

гидродинамического давления в зависимости от глубины скважины для


110

Таблица 4.28

Геологический разрез Глубина скважины, м Эмпирический

коэффициент a


до 1400 1,10

1400 - 2100 1,11

2100 - 2600 1,11

2600 - 3100 1,11

На основе указанных в таблице 4.28 эмпирических коэффициентов

построен график зависимости гидродинамического давления в кольцевом

пространстве от глубины скважины для предупреждения дифференциальных

прихватов в интервалах карбонатно-терригенных пластов перми, карбона и

девона. Данный график представлен на рисунке 4.28.

На основе графика зависимости гидродинамического давления от

глубины скважин, построена номограмма с аппроксимацией экстремумов

гидродинамического давления при бурении для предупреждения

дифференциальных прихватов. Данная номограмма представлена на рисунке

4.29.

Таким образом, путем динамического моделирования, анализа и

обобщения полученных результатов установлено, что величина

гидродинамического давления в кольцевом пространстве на стенки

скважины не должна превышать 10 - 11% от проектного пластового давления

для предупреждения дифференциального прихвата бурильного инструмента

в интервалах карбонатно-терригенных пластов перми, карбона и девона на


111

10

13

16

19

22

25

28

31

34

37

40

43

глубина, м


Рдин, МПа факт


прихват

прихват затяжкизатяжки, поглощение

МПа

прихват

затяжки

прихват

затяжки

затяжки


прихват

Рисунок 4.28 - График зависимости гидродинамического давления в процессе бурения от глубины скважин

в интервалах карбонатно-терригенных пластов в отложениях перми, карбона и девона

112

5

10

15

20

25

30

35

40

глубина, м



Полиномиальная (МАХ Рдин, МПа )

Полиномиальная (MIN Рдин, МПа)

МПа

репрессия не более 1-1,5 МПадля скважин до 1400 м.

репрессия не более 3-4 МПав инт. 2600-3200 м.

репрессия не более 1,5-2 МПав инт. 1400-2100 м.

репрессия не более 2-3 МПав инт. 2100-2600 м.

Рисунок 4.29 - Номограмма с аппроксимацией экстремумов гидродинамического давления

для предупреждения дифференциальных прихватов в интервалах карбонатно-терригенных пластов

перми, карбона и девона

113

4.4. Выводы

1. Установлено, что в скважине № 4П Западно-Коммунарского

месторождения причиной возникновения дифференциального прихвата в

терригенно-карбонатном разрезе верейского горизонта является репрессия в 2,7

МПа, создаваемая гидродинамическим давлением 19,6 МПа при бурении в

интервале пласта 3А , сложенного проницаемыми известняками.

2. Установлено, что превышение значений ЭПЦ над проектной

плотностью бурового раствора не должно составлять более 5% для пласта 3А

верейского горизонта Западно-Коммунарского месторождения.

3. Установлено, что для пласта 3А верейского горизонта Западно-

Коммунарского месторождения превышение параметров гидродинамического

давления на стенки скважины не должно составлять более 11% от проектного

пластового давления.

4. Разработана оптимальная компоновка бурильного инструмента и

рассчитаны проектные технологические параметры для безаварийного бурения

скважин на Западно-Коммунарском месторождении.


циркуляции является критерием оптимальности, а гидродинамическое давление -

целевой функцией для предупреждения дифференциального прихвата бурильного

инструмента при вскрытии проницаемых водо- и нефтенасыщенных пластов в

карбонатно-терригенных разрезах на месторождениях Самарской области.

6. Рекомендовано не допускать превышения значений эквивалентной

плотности бурового раствора при циркуляции над проектной плотностью

бурового раствора на величину более 5% при бурении скважин в условиях

чередования непроницаемых и проницаемых карбонатно-терригенных пластов в

отложениях перми, карбона и девона.

114

7. Установлено, что репрессия, создаваемая гидродинамическим

давлением на стенки скважины, не должна превышать значения 1-1,5 МПа для

скважин глубиной до 1400 м., 1,5-2 МПа для скважин 1400-2100 м., 2-3 МПа для

скважин 2100-2600 м. и 3-4 МПа для скважин 2600-3200 м. в условиях

чередования непроницаемых и проницаемых карбонатно-терригенных пластов.

8. Установлено, что величина гидродинамического давления в

кольцевом пространстве на стенки скважины не должна превышать 10 - 11% от

проектного пластового давления в условиях чередования непроницаемых и

проницаемых пластов для предупреждения дифференциального прихвата

бурильного инструмента.

9. Установлено, что основными взаимосвязанными факторами,

влияющими на образование дифференциальных прихватов, являются

геологические особенности разреза, гидродинамические параметры промывки,

технико-технологические режимы бурения и физико-химические свойства

бурового раствора и его фильтрационных корок.

10. Обоснована необходимость динамического моделирования геолого-

технологической системы «проницаемый пласт – скважина - бурильная колонна»

для анализа, прогнозирования и предупреждения образования

дифференциального прихвата бурильного инструмента в условиях чередования

непроницаемых и проницаемых пластов.

11. Разработана динамическая модель системы «проницаемый пласт –

скважина - бурильная колонна» для предупреждения образования

дифференциальных прихватов бурильного инструмента в условиях чередования

проницаемых и непроницаемых пластов.

12. Обосновано, что динамическая модель системы «проницаемый пласт

– скважина - бурильная колонна» позволяет по мере поступления новой геолого-

технологической информации прогнозировать образование дифференциальных

прихватов бурильного инструмента в условиях чередования непроницаемых и


115

ГЛАВА 5. МЕТОДИКА ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ ДЛЯ

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ ПРИХВАТОВ

Методика оптимизации процесса бурения для предупреждения образования

дифференциальных прихватов основана на динамическом восприятии

технологических процессов и междисциплинарном подходе к решению проблем.

Основной акцент в методике делается не на объяснение прежних, уже

случившихся отклонений от проектных параметров, а на прогнозирование

развития технологических процессов, предупреждение нештатных ситуаций,

выдачу оперативных рекомендаций по оптимизации буровых работ.

Главная цель методики оптимизации процесса бурения для предупреждения

образования дифференциальных прихватов – создание геолого-технологической

основы для поиска и выбора оптимальных технологических параметров процесса

бурения на месторождениях Самарской области.

Основная задача методики оптимизации процесса бурения – обеспечить

оперативный выбор оптимального инженерно-технологического решения из всего

возможного множества решений по установленному критерию оптимальности

(ЭПЦ) и экстремумам целевой функции ( ДИНР ) для предупреждения образования

дифференциальных прихватов, повышения качества и эффективности буровых

работ [82].

Методика оптимизации процесса бурения для предупреждения образования

дифференциальных прихватов позволяет решить следующие задачи:

- выполнить анализ геолого-технологических параметров процесса бурения;

- спрогнозировать геолого-технологические условия образования

дифференциальных прихватов;

- обеспечить выбор бурового оборудования, КНБК и бурильного

инструмента, типа бурового раствора с необходимыми физико-химическими

свойствами;

116

- обеспечить выбор оптимальных технологических параметров процесса

бурения.

5.1. Разработка методики оптимизации процесса бурения

Разработка методики оптимизации процесса бурения для предупреждения

образования дифференциальных прихватов состоит из трех этапов.

1. Построение базовой модели технологического процесса бурения.

2. Динамическое моделирование технологического процесса бурения.

3. Мониторинг бурения скважины и выдача оперативных рекомендаций

по оптимизации технологического процесса.

В ходе первого этапа методики выполняется анализ геологического разреза

проектируемой скважины:

- изучение литологических характеристик горных пород;

- идентификация водо- и нефтенасыщенных пластов по всему разрезу;

- уточнение пластового (порового) давления;

- уточнение глубины залегания водо- и нефтенасыщенных пластов по

стволу.

Результат анализа геологического разреза – включение в разделы проектной

и рабочей документации интервалов проницаемых пластов-коллекторов в

отложениях перми, карбона и девона как прихватоопасных зон из-за перепада

давлений.

Далее анализируется буровое оборудование, КНБК и бурильный

инструмент проектируемой скважины:

- выбор типов долот, ВЗД, УБТ, ТБТ, бурильного инструмента;

- выбор типов телеметрических систем;

- расчет внешних и внутренних диаметров бурильного инструмента;

- расчет внешних и внутренних диаметров замковых соединений;

- расчет длины секции бурильного инструмента;

- расчет механических скоростей;

117

- расчет давлений на манифольде;

- расчет расхода бурового раствора на манифольде;

- выбор способа бурения (слайд, ротор).

Результат анализа бурового оборудования, КНБК и бурильного

инструмента - включение в разделы проектной и рабочей документации базового

бурового оборудования, гаммы долот, КНБК и бурильного инструмента.

В ходе анализа физико-химических свойств буровых растворов

выполняется:

- расчет плотностей бурового раствора;

- выбор типа бурового раствора;

- выбор типа кольматирующих реагентов и размера их фракций;

- определение фильтрации бурового раствора;

- определение условной вязкости;

- расчет пластической вязкости;

- расчет динамического напряжения сдвига;

- определение толщины фильтрационной корки;

- определение физико-химических свойств фильтрационной корки.

Результат анализа физико-химических свойств буровых растворов

проектируемой скважины - включение в разделы проектной и рабочей

документации типа бурового раствора с указанием физико-химических свойств

фильтрационной корки.

В ходе второго этапа методики выполняются работы по динамическому

моделированию технологических процессов с использованием

специализированного программного обеспечения, осуществляется выбор

оптимальных проектных параметров технологического процесса бурения.

Рассчитываются значения ЭПЦ и экстремумы ДИНР для прихватоопасных

интервалов. На основе полученных значений ЭПЦ, минимальных и

максимальных параметров гидродинамического давления осуществляется выбор

технологических операций по формированию непроницаемого ствола скважины в

процессе бурения.

118

Также в ходе второго этапа осуществляется выбор метода лабораторных

исследований свойств бурового раствора и фильтрационной корки в процессе

бурения скважины.

В ходе третьего этапа методики выполняется мониторинг фактических

параметров процесса бурения скважины с использованием прямых каналов связи

с буровой для получения и обработки геолого-технологической информации. По

мере поступления новой геолого-технологической информации выполняется

сравнение фактических параметров с проектными параметрами, фиксируются

отклонения от контрольных значений [83].

Получаемая с буровой геолого-технологическая информация используется

для динамического моделирования технологических процессов. В ходе

моделирования уточняется прогноз образования дифференциального прихвата

бурильного инструмента для фактических горно-геологических условий,

корректируется динамическая модель технологического процесса. На основе

уточненной динамической модели разрабатываются оперативные рекомендации

по оптимизации технологического процесса бурения. Этапы методики

оптимизации процесса бурения представлены на рисунке 5.1.

Таким образом, представленная методика оптимизации процесса бурения

обеспечивает теоретическую основу для поиска и выбора оптимальных

технологических параметров с целью предупреждения образования

дифференциальных прихватов бурильного инструмента как на стадии разработки

проектной и рабочей документации, так и на стадии бурения скважины.

119

Рисунок 5.1 - Этапы методики оптимизации процесса бурения

Этап 1. Построение базовой модели технологического процесса бурения

Идентификация прихватоопасных пластов-коллекторов геологического разреза

Этап 2. Динамическое моделирование технологического

процесса бурения

Расчет ЭПЦ и экстремумов Р дин для прихватоопасных интервалов

Выбор метода лабораторных исследований свойств буровых растворов и их фильтрационных корок

Выбор технологических операций по формированию непроницаемого ствола скважины

А) Анализ геологического разреза проектируемой скважины

В) Анализ физико-химических свойств буровых растворов

проектируемой скважины

Б) Анализ бурового оборудования, КНБК и бурильного инструмента

проектируемой скважины

Выбор бурового оборудования, КНБК и бурильного инструмента

Выбор типа бурового раствора с необходимыми физико-химическими свойствами

Этап 3. Мониторинг технологического процесса бурения

Рекомендации по оптимизации технологического процесса в ходе бурения скважины

Идентификация отклонений от проектных параметров

120

5.2. Практические рекомендации по предупреждению прихватов

Завершающим этапом методики оптимизации процесса бурения является

разработка практических рекомендаций, позволяющих предупреждать

возникновение дифференциальных прихватов в условиях чередования

непроницаемых и проницаемых карбонатно-терригенных пластов на


Практические рекомендации заключаются в комплексе мероприятий по

гидродинамической и механической кольматации прихватоопасных зон. На

основе расчетного гидродинамического давления предлагается ввод в буровой

раствор реагентов СаСО 3 (мрамор, мел) различных фракций и механическое

воздействие калибрующих элементов бурильной колонны (долота PDC с

армированной боковой частью, лопастные спиральные калибраторы) на стенки

проницаемых пластов при бурении, наращивании, КСПО.

Таким образом в случае необходимости проводки скважины в интервале

проницаемых водо- и нефтенасыщенных пластов с превышением величины

гидродинамического давления в кольцевом пространстве на стенки скважины на

10 - 11% от проектного пластового давления целесообразно выполнять

следующий комплекс мероприятий для предупреждения прихватообразования

бурильного инструмента:

- до вскрытия кровли проницаемых пластов и в процессе их бурения

вводить в буровой раствор кольматирующие реагенты СаСО 3 различных фракций

(10 - 150 мкм и более) в объеме не менее 150 кг/м³ для создания внутренней и

внешней непроницаемой фильтрационной корки в пласте-коллекторе;

- контролировать содержание карбоната кальция в буровом растворе с

использованием измерительного прибора - кальциметра;

- контролировать физико-химические свойства фильтрационной корки

бурового раствора с использованием пресс - фильтра высокого давления и

высокой температуры (HTHP);

121

- контролировать проектные и фактические значения ЭПЦ, параметры

гидродинамического давления бурового раствора в кольцевом пространстве,

величины гидродинамической и гидростатической репрессии на проницаемые

пласты;

- включать в компоновку бурильной колонны долота PDC с армированной

боковой частью и лопастные спиральные калибраторы в составе УБТ и СБТ

(ТБТ);

- производить отрывы инструмента от забоя через каждые 10 минут для

формирования плотной внешней и непроницаемой внутренней фильтрационной

корки за счет механического воздействия калибрующих элементов бурильной

колонны на стенки скважины;

- производить отрыв бурильной колонны от забоя на 10 – 15 метров через

каждые 30 мин. бурения в проницаемых пластах;

- перед наращиванием в интервале проницаемого пласта-коллектора

выполнять шаблонировку пробуренного ствола на длину квадрата 2-3 раза с

циркуляцией и (или) протаскивание свечи бурильного инструмента - 1 раз;

- при углублении скважины на 100-120 метров ниже залегания

проницаемых пластов-коллекторов выполнять контрольный подъем и спуск 5-6

свечей.

При выполнении технологических операций по формированию

непроницаемого ствола скважины контролировать посадки и затяжки бурильного

инструмента. При наличии посадок (49 кН) и затяжек (98 кН) остановить

дальнейшее углубление скважины до их полной ликвидации. Дальнейшее

углубление производить после устранения затяжек и посадок бурильного


122

5.3. Расчет экономического эффекта от внедрения методики

В период 2009-2012 годов происходил рост объемов буровых работ на

территории Самарской области. Это связано с увеличением общемирового спроса

на энергоносители, ростом цен на углеводородное сырье. В регионе бурится 60-80

эксплуатационных скважин, 4-6 поисково-разведочных скважины ежегодно (без

учета объемов небольших нефтедобывающих компаний). Результаты

исследования представлены на рисунке 5.2.

Проходка поисково-разведочного и эксплуатационного бурения в

Самарской области (по нефтегазодобывающему предприятию)

629,5

245,5

110

524,3

292,9

49,8

34,748

141,2

57,8 49,491,37363,6

49,2

0

100

200

300

400

500

600

700

1940 1946 1953 1958 1965 1997 1999 2000 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

годы

тыс.

мет

ро

в

Рисунок 5.2 - Динамика объема буровых работ

Коммерческие скорости бурения эксплуатационных скважин составляют в

среднем 910 - 950 м./ст.мес. Не достаточно высокие технико-экономические

показатели бурения скважин в самарском регионе обусловлены, в том числе, и

наличием значительного количества инцидентов, связанных с

дифференциальными прихватами бурильного инструмента - 32% от общего

количества прихватов.

Проблема предупреждения прихватообразования является одной из

наиболее актуальных для повышения коммерческих скоростей бурения. Бурение

большинства эксплуатационных скважин выполняется в сложных горно-

геологических условиях, как с низкими пластовыми давлениями из-за

многолетней разработки месторождений, так и повышенными пластовыми

давлениями из-за работы ППД.

123

Для определения экономической эффективности от применения методики

оптимизации процесса бурения, выполняется анализ времени, затрачиваемого на

ликвидацию дифференциальных прихватов. Например, продолжительность

ликвидации прихвата на скважине № 4П Западно-Коммунарского месторождения

составила 7,25 час. Стоимость буровых работ с учетом затрат сервисных

подрядчиков (ГТИ, долотный, растворный сервис, услуги супервайзинга и др.)

составляет примерно 1300 тыс. рублей в сутки исходя из сметной стоимости и

проектных сроков строительства данной скважины. Затраты на ликвидацию

осложнения, связанного с дифференциальным прихватом, составили 392,7 тыс.

руб.

В таблице 5.1 представлены временные и финансовые затраты на

ликвидацию 22 дифференциальных прихватов, имевших место на самарских

месторождениях.

Таблица 5.1

Месторождение, скважина

Время

ликвидации

прихвата, час

Примерные

затраты,

тыс. руб

Примечание

Кулешевское, 997 0,3 16,2

Стоимость буровых

работ с учетом

сервисных

подрядчиков – 1300

тыс. руб. в сутки

Южно-Орловское, 31 6,5 352,0

Петрухновское, 1 105* 5687,5*

Западно-Коммуннарское, 4П 7,25 392,7

Ново-Ключевское, 632 25,6* 1385,6*

Утевское, 234 18* 234*

Утевское, 234 9,4* 123*

Кулешевское, 1123 17,5* 947,9*



Утевское, 278 20* 1083,3*

Южно-Орловское, 40 76* 988*

Кулешевское, 1123 10* 541,6*

Бариновско-Лебяжинское, 81 5,33 288,7

Михаловско-Коханское, 556 7,42 401,9

Грековское, 116 20* 1083,3*

Михайловско-Коханское, 562 5,2 281,6

124


Месторождение, скважина

Время

ликвидации

прихвата, час

Примерные

затраты,

тыс. руб

Примечание

Грековское, 117 378* 20475,0* Стоимость буровых

работ с учетом

сервисных

подрядчиков – 1300

тыс. руб. в сутки

Семеновское, 55 21,6* 1170,0*

Михайловско-Коханское, 556 384,0* 20800,0*

Михайловско-Коханское, 562 3,0 162,5

Михайловско-Коханское, 562 18,7* 1013,0*

Среднее значение времени,

(менее 8 часов): 5 263

без сложных

аварийных работ

Среднее значение времени,

(более 8 часов):

85*

4272*

* - сложные

аварийные работы

Среднее значение, ИТОГО: 52 2632

Из таблицы 5.1 следует, что на ликвидацию дифференциальных прихватов

без проведения сложных аварийных работ (в течение 8 часов) в среднем

затрачивается 5 часов, относимого к непроизводительному времени. При этом

средние финансовые потери для бурового подрядчика составляют – 263 тыс.

рублей.

На ликвидацию дифференциальных прихватов с проведением сложных

аварийных работ (более 8 часов), таких как, работа мечиком, левым

инструментом, установка нескольких ванн, цементных мостов и др., в среднем

затрачивается 85 часа. Средние финансовые потери для бурового подрядчика

составляют - 4272 тыс. рублей. Среднее время, затрачиваемое на ликвидацию

дифференциального прихвата, составляет 52 часа. Финансовые затраты в среднем

- 2632 тыс. руб. С учетом того, что количество инцидентов, связанных с

дифференциальным прихватом, составляет примерно 8-12 случаев в год по

месторождениям Самарской области, суммарный годовой экономический эффект

оценивается в объеме 21056 - 31584 тыс. руб.

Возможная экономическая эффективность от внедрения методики

оптимизации процесса бурения на месторождениях Самарской области составляет

ежегодно не менее 21056 тыс. руб.

125

5.4. Выводы

1. Разработанная методика оптимизации процесса бурения позволяет

анализировать геолого-технологическую информацию, результаты лабораторных

исследований и моделировать технологические процессы для выбора

оптимальных параметров.

2. Обосновано, что практические рекомендации по оптимизации процесса

бурения скважин в части технологии углубления, режимов промывки, свойств

буровых растворов и их фильтрационных корок, позволяют предупреждать

образование дифференциальных прихватов бурильного инструмента.

3. В проектную и рабочую документацию, производственные инструкции

по предупреждению осложнений следует включать мероприятия по кольматации

прихватоопасных зон реагентами на основе СаСО 3 (мрамор, мел) различных

фракций исходя из расчетного гидродинамического давления в кольцевом

пространстве, а также мероприятия по механическому воздействию калибрующих

элементов бурильной колонны (долота PDC, калибраторы) на стенки скважины.

4. Экономический эффект от внедрения методики оптимизации процесса

бурения в карбонатно-терригенных пластах на месторождениях Самарской

области может составлять примерно 21056 - 31584 тыс. руб. ежегодно.

126

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные выводы и рекомендации диссертационной работы.

1. Установлена закономерность образования дифференциальных

прихватов на месторождениях Самарской области.

2. Обоснована и разработана динамическая модель системы «проницаемый

пласт – скважина - бурильная колонна» для анализа, прогнозирования и

предупреждения образования дифференциального прихвата бурильного

инструмента в условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов.


циркуляции является критерием оптимальности, а гидродинамическое давление -

целевой функцией для предупреждения дифференциального прихвата бурильного

инструмента при вскрытии проницаемых водо- и нефтенасыщенных пластов в

карбонатно-терригенных разрезах на месторождениях Самарской области.

4. Установлено, что величина гидродинамического давления на стенки

скважины не должна превышать 10 - 11% от проектного пластового давления в

условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов для


5. Разработана номограмма для предупреждения дифференциальных

прихватов бурильного инструмента в интервалах карбонатно-терригенных

пластов отложений перми, карбона и девона на месторождениях Самарской

области.

6. Установлено, что фильтрационные корки отдельных типов буровых

растворов имеют рыхлую и неэластичную структуру, которая хорошо удаляется с

твердой и проницаемой поверхности при механическом воздействии в условиях

снижения репрессии в 3-5 МПа.

7. Установлено, что проектные мероприятия и производственные

инструкции по предупреждению дифференциальных прихватов основаны на

статической модели образования дифференциального прихвата.

127

8. Разработаны рекомендации по включению в соответствующие разделы

проектной и рабочей документации на бурение скважин интервалов проницаемых

пластов отложений перми, карбона и девона как прихватоопасных зон.

9. Разработана методика оптимизации процесса бурения и практические

рекомендации по предупреждению дифференциальных прихватов бурильного

инструмента на месторождениях Самарской области.

10. Рассчитан ожидаемый экономический эффект от внедрения методики

оптимизации процесса бурения для предупреждения образования

дифференциальных прихватов бурильного инструмента, который составляет не

менее 21056 тыс. руб. ежегодно.

128

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Аветов, Р. В. Предупреждение осложнений при бурении в условиях

аномально высоких пластовых давлений / Р. В. Аветов. // Нефтяное хозяйство. –

2005. – № 2. – С. 66-69.

2. Анализ текущего состояния и перспектив развития технологий LWD,

MWD и каналов связи для приема и передачи информации с забоя :

информационный отчёт / К. А. Шиповский, И. Н. Дунаев, В. В. Синица. –

Самара : ООО «СамараНИПИнефть», 2011. – 72 с.

3. Бабаян, Э. В. Буровые технологии. / Э. В. Бабаян. – 2-ое изд. доп.-

Краснодар: Совет. Кубань, 2009. – 80-83 с.

4. Бабаян, Р. П. Математическая модель углубления скважин в

терригеных отложениях / Р. П. Бабаян, Я. А. Гельфгат, Г. М. Филькенштейн. –

М. : Нефтяное хозяйство, 1987. – № 6. – 14-17 с.

5. Басарыгин, Ю. М. Информационное обеспечение строительства

нефтяных и газовых скважин / Ю. М. Басарыгин, В. Ф. Будников, А.И. Булатов,

В.И. Демихов. – Краснодар : Просвещение-Юг, 2000. – 316 с.

6. Басарыгин, Ю. М. Теория и практика предупреждения осложнений и

ремонта скважин при их строительстве к эксплуатации / Ю. М. Басарыгин,

В. Ф. Будников, А. И. Булатов. – М. : Недра-Бизнесцентр, 2000. – T. 1. – 510 с.

7. Басарыгин, Ю. М. Бурение нефтяных и газовых скважин : учебное

пособие для вузов / Ю. М. Басаргин, И. А. Булатов, Ю. М. Проселков. – М. :

ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – 632 с.

8. Балицкий, П. В. Взаимодействие бурильной колонны с забоем

скважины / П. В. Бальницкий. – М. : Недра, 1975. – 293 с.

9. Бревдо, Г. Д. Проектирование режимов бурения / Г. Д. Бревдо. – М. :

Недра, 1988. – 200 с.

129

10. Близнюков, В. Ю. Методические основы проектирования

рациональных конструкций скважин / В. Ю. Близнюков. – М. : ВНИИЭ-Газпром,

1991. – 50 с.

11. Беркунов, B. C. Совершенствование методики оптимизации

параметров режима бурения скважин трехшарошечными долотами : автореф. дис.

на соискание ученой степени канд. техн. наук : 05.15.10 / Беркунов Владимир

Сергеевич. – М., 1998. – 24 с.

12. Войтенко, В. C. Прикладная геомеханика в бурении / B. C. Войтенко.

– М. : Недра, 1990. – 251 с.

13. Вибрации в технике : спр. в 6-ти т. / ред. совет: В. Н. Челомбей

(пред.). – М. : Машиностроение, 1978. – Т.1. Колебания линейных систем / под

ред. В. В. Болотина. – М. : Машиностроение,1978. – 352 с.

14. Вязельщиков, В. М. Методические указания по гидравлическому

расчёту циркуляционной системы при бурении скважин /

В. М. Вязельщиков, Е. П. Варламов. – Куйбышев : Кафедра бурения нефтяных и

газовых скважин, 1988. – 35 с.

15. Ганджумян, Р. А. Инженерные расчёты при бурении глубоких

скважин : справочное пособие / Р. А. Ганджумян, А. Г. Калинин, Б. А.

Никитин. – М.: Недра, 2000. – 42-43 с.

16. Грей, Дж. Р. Состав и свойства буровых агентов (промывочных

жидкостей) / Дж. Р. Грей, Г. С. Дарли. — М.: Недра, 1985. — 509 с.

17. Дашевский, А. С. О влиянии зашламленности забоя на механическую

скорость бурения / А. С. Дашевский. — Уфа : Миннефтепром, 1978. – 143-148 с.

18. Дашевский, А. С. Влияние режимных параметров на величину

шламовой подушки как фактора, определяющего показатели работы долота /

А. С. Дашевский. – Уфа : Миннефтепром, 1982. – 208 – 211 с.

19. Жлобинский, Б. А. Динамическое разрушение горных пород при

вдавливании / Б.А. Жлобинский. – М. : Недра, 1970. – 39 с.

20. Жужиков, В. А. Фильтрование. Теория и практика разделения

суспензий / В. А. Жужиков. – М. : «Химия», 1971. – 440 с.

130

21. Инструкция : О составе, порядке разработки, согласования и

утверждения проектно-сметной документации на строительство скважин на нефть

и газ : [ приказ Миннефтепрома СССР от 06.08.1986 г.]. – М.,1986. – 90 с.

22. Калинин, А. Г. Технология бурения разведочных скважин на нефть и

газ : учеб. для вузов / А. Г. Калинин, А. З. Левицкий, Б. А. Никитин. – М. : Недра,

1998. – 437 с.

23. Калинин, А. Г. Бурения наклонных и горизонтальных скважин :

справочник / Б. А. Никитин, К. М. Солодкий, Б. З. Султанов. – М. : Недра, 1997. –

618 с.

24. Каменских, С. В. Развитие методики оптимизации режимов бурения

скважин трехшарошечными долотами : автореф. дис. на соискание уч. степ. канд.

техн. наук : 05.15.10 / Каменских Сергей Владиславович. - Ухта, 1998. – 188 с.

25. Капитонов, В. А. Повышение эффективности первичного вскрытия и

освоения продуктивных пластов на основе применения биополимерных

растворов: дис. на соискание уч. степ. канд. технических наук: 25.00.15 / СПб,

2007. – 115 с.

26. Козловский, А. Е. Оптимизация процесса бурения (структура и

элементы управления) / А. Е. Козловский. – М., 2000. – 234-239 с.

27. Леонов, Е. Г. Гидромеханика в бурении: учебник для вузов /

Е. Г. Леонов, В. И. Исаев. – М. : Недра, 1987. – 304 с.

28. Левицкий, А. З. Оперативное управление процессом бурения по

динамичной информационной модели буримости : автореф. дис. на соискание

ученой степени д-ра техн. наук : 05.15.14 /Александр Захарович Левицкий. – М.,

1994. – 55 с.

29. Мавлютов, М. Р. Воздействие на твердые частицы бурового раствора

при кольматации стенок скважины : производственно-практическое издание /

М. Р. Мавлютов, Х. И. Акчурин, С. В. Соломенников. – М. : Недра, 1997. – 123 с.

30. Макет рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ :

[приказ Миннефтепрома СССР от 28.01.1987]. – М.,1987. – 174 с.

131

31. Методика проводки опорно-технологических скважин. – М. :

ВНИИБТ, 1976. – 236 с.

32. Методы оптимизации процесса бурения : сборник статей – М. :

ВНИИОЭНГ, 1977. – № 18. – С. 15

33. Методика выбора комплекса мероприятий для предупреждения и

ликвидации осложнений, связанных с нарушением устойчивости пород в

процессе бурения : [утв. мин. нефт. пром. СССР 10.10.88 г.]. – Краснодар :

ВНИКРнефть, 1988. – 99 с.

34. Митчелл, Джон. Безаварийное бурение / Джон Митчелл. — Drilbert

Engineerring Inc., 2001. – 331 с.

35. Новиков, А. М. Методология научного исследования / А. М. Новиков,

Д. А. Новиков. – М. : Книжный дом, 2009. – 145 с.

36. Новиков, B. C. Устойчивость глинистых пород при бурении скважин /

B. C. Новиков. – М. : Недра, 2000. – 270 с.

37. ОАО «НК «ЮКОС» Технология бурения: прихват инструмента. –

DRILLING ENGINEERING, 2001. – 33 с.

38. Осипов, П. Ф., Скрябин Г. Ф. Оптимизация режимов бурения

гидромониторными шарошечными долотами / П. Ф. Осипов, Г. Ф. Скрябин. –

Ярославль : Медиум-пресс, 2001. – 239 с.

39. Орлов, A. B. Оптимизация параметров режима бурения на основе

опытно-промысловых работ / A. B. Орлов, A. C. Копылов, А. Я. Виноградова. –

М. : Бурение,1983. – № 2. – 18-20 с.

40. Орлов, A. B. Влияние параметров режима бурения на механическую

скорость проходки в условиях изменяющегося дифференциального давления /

A. B. Орлов, В. Г. Гераськин, В. Е. Дубенко. – М. : Нефтегазовая геология,

геофизика и бурение, 1984. – № 7. – 31-33 с.

41. Орлов, A. B. Оптимизация процесса углубления скважин на основе

промысловых данных / A. B. Орлов, С. А. Орлов. – М. : Нефтяное хозяйство,

1981. – № 11. – 14-21 с.

132

42. Орлов, A. B. Об оптимизации процесса углубления скважин /

A. B. Орлов. – М. : Нефтяное хозяйство, 1982. – № 6. – 10-12 с.

43. Орлов, A. B. Математическая модель процесса бурения для

оптимизации параметров его режима / A. B. Орлов, A. A. Афанасьев – М. :

Бурение, 1983. – № 1. – 3-5 с.

44. Осипов, П. Ф. Оптимизация режимов бурения гидромониторными

шарошечными долотами / П.Ф. Осипов, Г.Ф. Скрябин. – Ярославль: Медиум-

пресс, 2001. – 239 с.

45. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности :

[утв. пост. Госгортехнадзора России от 05.06.03 № 56]. – М., 2003. – 305 с.

46. Постановление Правительства РФ О порядке организации и

проведения государственной экспертизы проектной документации и результатов

инженерных изысканий : [утв. Пост. Прав. РФ от 05.03.2007 № 145]. – М., 2007.

– 12 с.

47. Постановление Правительства РФ О составе разделов проектной

документации и требованиях к их содержанию : [утв. Пост. Прав. РФ от

16.02.2008 № 87]. – М., 2008. – 14 с.

48. Погарский, А. А. Оптимизация процессов глубокого бурения /

А. А. Погарский, К. А. Чефранов, О. П. Шишкин. – М. : Недра, 1981. – 923 с.

49. Погарский, A. A. Автоматизация процесса бурения глубоких

скважин / А. А. Погарский. – М. : Недра, 1972. – 216 с.

50. Павлова, H. H. Разрушение горных пород при динамическом

разрушении / H. H. Павлова, JI. A. Шрейнер. – М. : Недра, 1964. – 160 с.

51. РД 39-2-706-82 Положение об авторском надзоре организаций-

разработчиков проектно-сметной документации за исполнением проектов на

строительство нефтяных и газовых скважин : [утв. Министерством нефтяной

промышленности СССР от 05.04.1982 г.]. – Москва : ВНИИБТ, 1982. – 11 с.

52. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-

технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений : [приказ

Минтопэнерго России от 10.03.2000 г.]. – М., 2008. – 99 с.

133

53. Стандарт Компании Осуществление инженерно-технологического

сопровождения строительства и реконструкции скважин Компании. – Москва :

ОАО «НК «Роснефть», 2010. – 91 с.

54. Стандарт Компании Создание и экспертиза геологических моделей

нефтяных и газонефтяных месторождений. – Москва : ОАО «НК «Роснефть»,

2009. – 62 с.

55. Стандарт Компании Подготовка, экспертиза и защита

интегрированных проектов разработки месторождений. – Москва : ОАО «НК

«Роснефть», 2008. – 37 с.

56. Стандарт Компании Методические указания Компании: создание

петрофизической модели и методики интерпретации геофизических исследований

скважин. – Москва : ОАО «НК «Роснефть», 2010. – 72 с.

57. Стандарт Компании П1-01 СЦ-038 Геологическое сопровождение

бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов при

разработке нефтяных и газонефтяных месторождений. – Москва : ОАО «НК

«Роснефть», 2009. – 45 с.

58. Середа, Н. Г., Бурение нефтяных и газовых скважин / Н. Г. Середа,

Е. М. Соловьев. – М. : Недра, 1974. – 456 с.

59. Свинцицкий, С. Б. Прогнозирование устойчивости стенок скважин в

глинистых отложениях / С. Б. Свинцицкий // Обз. инф. Сер. : Бурение газовых и

газоконденсатных скважин. – М. : ИРЦ Газпром, 2002. – 81 с.

60. Степанов, Н. В. Моделирование и прогноз осложнений при бурении

скважин / Н. В. Степанов. – М. : Недра, 1989. – 252 с.

61. Сегаль, В. А. Методы выбора рациональных способов и режимов

бурения / В. А. Сегаль. – М. : Бурение, 1964. – 76 с.

62. Ситников, Н. Б. Моделирование и оптимизация процесса бурения

геологоразведочных скважин: автореф. дис. на соискание ученой степени д-ра

техн. наук: 05.13.07 / Николай Борисович Ситников. – Екатеринбург, 2000. – 35-

41 с.

134

63. Синев, С. В. Анализ моделей бурения с оценкой возможностей их

реализации / С. В. Синев // Наука в нефтяной и газовой промышленности. – 2009.

– № 4. – 10-22 с.

64. Синев, С. В. Модели процесса бурения / С. В. Синев // Нефтегазовое

дело. – 2009. – № 2. – 22 с.

65. Султанов, Б. З. Крутильные автоколебания бурильной колонны /

Б. З. Султанов. // Уфимский нефтяной институт. – 1972. – № 13. – 15-24 с.

66. Стрекалова, Р. В. К использованию моделирования процесса бурения

для анализа взаимосвязи между эффективностью работы долота и динамикой

колонны / Р. В. Стрекалова, М. В. Тобин, P. M. Эйгелес. – М. : ВНИИБТ, 1981. –

№ 52. – 20-35 с.

67. Свод правил по проектированию и строительству СП 11-110-99

Авторский надзор за строительством зданий и сооружений. – М. :

ГП "ЦЕНТРИНВЕСТпроект", 1999. – 9 с.

68. Федоров, В. С. Проектирование режимов бурения / В. С. Федоров. –

М. : Гостоптехиздат, 1958. – 48-50 с.

69. Федоров, B. C. Научные основы режимов бурения / B.C. Федоров. –

М. : Гостоптехиздат, 1956. – 65 с.

70. Хакен, Г. Синергетика. / Г. Хакен. – М. : Мир, 1980. – 404 с.

71. Хакен, Г. Тайны восприятия / Г. Хакен, М. Хакен - Крелль – М. :

Институт компьютерных исследований, 2002. – 272-273 с.

72. Хакен, Г. Тайны природы. Синергетика. Учение о взаимодействии

/ Г. Хакен. – М. : Институт компьютерных исследований, 2003. – 151 – 152 с.

73. Хакен, Г. Информация и самоорганизация: Макроскопический подход

к сложным системам / Г. Хакен. – М. : Мир, 1991. – 79-80 с.

74. Чернавский, Д. С. Синергетика и информация: Динамическая теория

информация / Д. С. Чернавский. – М. : Книжный дом «ЛИБРОКОМ», 2009. – 17-18 с.

75. Черепанов, Г. П. Механика разрушения горных пород в процессе

бурения / Г. П. Черепанов. – М. : Недра, 1987. – 308 с.

135

76. Чистяков, В. К. Оптимизация и автоматизация процессов

разведочного бурения: учеб. пособие / В. К. Чистяков, И. Г. Шелковников и др. –

Л. : Ленинградский горный институт, 1990. – 102 с.

77. Шиповский, К. А. Внедрение новых информационных технологий в

процесс строительства и реконструкции скважин ОАО «НК «Роснефть»: сборник

научных трудов ООО «СамараНИПИнефть» / К. А. Шиповский, В. Н. Гнибидин.

– Самара, 2010. – № 1. – С. 229.

78. Шиповский, К. А. Внедрение новых информационных технологий в

процесс строительства и реконструкции скважин ОАО «НК «Роснефть» /

К. А. Шиповский, В. Н. Гнибидин // Нефть. Газ. Новации. – 2009. – № 10. – С. 19.

79. Шиповский, К. А. Инженерно-технологическое сопровождение.

Новые подходы к повышению качества и эффективности строительства скважин.

Основные задачи инженерно-технологического сопровождения скважин в свете

утвержденного Стандарта Компании [Электронный ресурс] / К. А. Шиповский //

Электронный журнал «Нефтяное хозяйство». – 2011. – Режим доступа:

https://sites.google.com/site/oilindustry2011060103/home/2.

80. Шиповский, К. А. Моделирование строительства нефтяных и

газовых скважин в процессе инжиниринга строительства скважин /

К. А. Шиповский, В. В. Живаева // Строительство нефтяных и газовых скважин на

суше и на море. – 2011. – № 9. – С. 2.

81. Шиповский, К.А. Результаты опытно-промышленной эксплуатации

системы КиУСС и перспективы ее развития. Моделирование технологических

процессов в ходе инжиниринга строительства (реконструкции) скважин

[Электронный ресурс] / К. А. Шиповский, Г. А. Моисеев // Электронный журнал

«Нефтяное хозяйство». – 2011. – Режим доступа:

https://sites.google.com/site/oilindustry2011060103/home/2.

82. Шиповский, К. А. Методика оптимизации процесса строительства

скважины на основе моделирования строительства скважин / К. А. Шиповский,

В. В. Живаева // Бурение и нефть. – 2011. – № 7-8. – С. 30.

https://sites.google.com/site/oilindustry2011060103/home/2

https://sites.google.com/site/oilindustry2011060103/home/2

136

83. Шиповский, К. А. Опыт проведения инженерно-технологического

сопровождения скважин в ОАО НК «Роснефть». Предложения по развитию

системы ИТС. Моделирование процесса бурения. ИТС как система

осуществления авторского надзора [Электронный ресурс] / К. А. Шиповский //

Электронный журнал «Нефтяное хозяйство». – 2012. – Режим доступа:

http://www.oil-industry.ru/images/Programma-Samara-2012.pdf.

84. Шиповский, К. А. Оптимизация процесса бурения скважин на основе

мониторинга технико-технологических и геолого-геофизических параметров / К.

А. Шиповский // Сборник научных трудов VIII Международной научно-

практической конференции. – Самара : Сам. ГТУ, 2012. – С. 82.

85. Шиповский, К. А. Оптимизация процесса бурения наклонно-

направленных и горизонтальных скважин на основе мониторинга технико-

технологических и геолого-геофизических параметров / К. А. Шиповский,

Д. Н. Цивинский // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на

море. – 2012. – № 11. – С. 9.

86. Шиповский, К. А. Проблемы статического подхода при исследовании

причин возникновения дифференциальных прихватов / К. А. Шиповский, В. В.

Живаева // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. –

2013. – № 8. – С. 34.

87. Эйгелес, P. M. Расчет и оптимизация процессов бурения скважин /

Р. М. Эйгелес, Р. В. Стрекалова. – М. : Недра, 1977. – 200 с.

88. Юнин, Е. К. Динамика глубокого бурения / Е. К. Юнин, В. К. Хегай. –

М.: Недра, 2004. – 286 с.

89. Юнин, Е. К. Эволюция различных зон динамики бурильной колонны

по мере износа породоразрушающего инструмента / Е. К. Юнин, В. К. Хегай,

Е. Ю. Турыгин. – М. : ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007. – № 5. – 19-22 с.

90. Юнин, Е. К. Низкочастотные колебания бурильного инструмента /

Е. К. Юнин. – М.: Недра, 1983. – 132 с.

91. Юнин, Е. К. Динамика бурения нефтяных и газовых скважин :

учебное пособие / Е. К. Юнин. – Ухта : УГТУ, 2004 – 67-75 с.

http://www.oil-industry.ru/images/Programma-Samara-2012.pdf

137

92. Юнин, Е. К. Влияние волновых процессов на разрушение горных

пород / Е. К. Юнин, В. В. Симонов. – ВИНИТИ, 1994, – № 3019 – 94 с.

93. Юнин, Е. К. О проблемах прогноза работы породоразрушающего

инструмента и оптимизации режима бурения вертикальных скважин /

Е. К. Юнин. – М. : 1999. – 181 с.

94. Юнин, Е. К. Низкочастотные колебания бурильного инструмента /

Е. К. Юнин. – М. : Недра, 1983. – 132 с.

95. Colon, J. I. Дистанционный метод бурения наклонно-направленных

скважин / J. I. Colon, A. C. Juin. // Нефтегазовые технологии. – 2010. – № 4. –

11-13 с.

96. Clark, R. K. Evaluation of Spotting Fluids in a Full-Scale Differential

Pressure Sticking Apparatus / R. K. Clark, S.G. Almquist // SPE Drilling Engineering,

Volume 7, Number 2, 1992. SPE 22550-PA.

97. Christman, S. Offshore fracture gradients / S. Christman. – Journal of

Petroleum Technology, 1973. – 910-914 рp.

98. Eaton, B. A. Fracture gradient prediction and its application in oilfield

operations / B. A. Eaton. – Journal of Petroleum Technology, 1969. – 1353-1360 рp.

99. Hayward., J. T. Cause and Cure of Frozen Drill Pipe and Casing. Drilling

and Production Practice / J. T. Hayward. – 1937. – 180 рр.

100. Helmick, W. E. Pressure-differential Sticking of Drill Pipe and How It Can

Be Avoided or Relieved / W. E. Helmick, Shell Oil Co., A. J. Longley, Shell Oil Co //

Drilling and Production Practice, 1957. API 57-055.

101. Hubbert, M. K. Mechanics of hydraulic fracturing / M. K. Hubbert. –

Society of Petroleum Engineers Journal, Transactions of AIME, 1957. – № 210. –

153-168 рp.

102. Hasan, A. R. Two-Phase Flow in Vertical and Horizontal Annuli /

A. R. Hasan, C. S. Kabir. – Int. J. Multiphase Flow., 1992. – № 2. – 279-293 рp.

103. Johancsik, C. A. Torque and Drag in Directional Wells—Prediction and

Measurement / C. A. Johancsik. – SPE 11380, IADC/SPE Drilling Conference, New

Orleans, LA, et al, 1984. – February 20-23. – P. 14.

138

104. Moore, Preston L. Drilling Practices Manual / Preston L, Moore. – The

Petroleum Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1974. – 247-290 рp.

105. Outmans, H. D. Spot fluid quickly to free differentially stuck pipe /

H. D. Outmans. – Oil and Gaz Journal, 1974. – № 17. – 65-68 рp.

106. Rapold, K. Drilling vibration measurement detect bit stick-slip /

К. Rapold. – Oil and Gas Journal, 1993. – № 9. – 66-70 рp.

107. Reid, P.I. Differential-Sticking Mechanisms and a Simple Wellsite Test for

Monitoring and Optimizing Drilling Mud Properties / P.I. Reid, G.H. Meeten, P.W.

Way. – SPE Drilling & Completion Volume 15, Number 2, 2000. SPE 64114-PA.

108. Wu, Jiang. Frictional Drag Analysis for Helically Buckled Pipes in

Extended Reach and Horizontal Wells / Jiang, Wu, Juvkam-Wold, C. Hans. –

Рresented at the Energy-Sources Conference & Exhibition, Houston, Texas, 1993. –

January 31- February 4. – Р. 18.

109. Wu, J. Casing Centralization in Horizontal Wells / J. Wu, P. Chen, H. C.

Juvkam-Wold. – Popular Horizontal, 1991. – April/June. – 14-21 рp.

Date post:	27-Jul-2020
Category:	Documents
Upload:	others
View:	11 times
Download:	0 times

ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА...

Documents