Технологические проблемы строительства глубоких скважин и методы их системного решения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, доктор технических наук Мнацаканов, Вадим Александрович

• Мнацаканов, Вадим Александрович
• доктор технических наук
• 2010

Оглавление диссертации доктор технических наук Мнацаканов, Вадим Александрович

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

ВВЕДЕНИЕ

1. ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН

1.1. Прочностные и фильтрационные свойства массива горных пород

1.2. Термодинамические параметры вскрываемых гидродинамических систем

1.3. Гидравлика и гидродинамика нестационарных технологических процессов строительства скважин

1.4. Переходные гидромеханические процессы цементирования обсадных колонн

1.5. Заключение и выводы

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ СТРОИТЕЛЬСТВА ГЛУБОКИХ СКВАЖИН

2.1. Краткая аналитическая оценка состояния и эффективности традиционных технологий строительства скважин

2.2. Оценка прикладных возможностей теории механики сплошных сред в технологии бурения скважин

2.3. Причина и факторы, нарушающие технологию буровых работ

2.3.1. Гидродинамические осложнения, возникающие при строительстве скважин, их причина и технологические последствия

2.3.2. Промысловые факторы, осложняющие гидродинамические условия строительства скважин

2.4. Ключевые технологические проблемы строительства скважин

2.5. Выводы

3. НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ И ПРИКЛАДНЫЕ ОБОСНОВАНИЯ СИСТЕМНОГО РАЗВИТИЯ БУРОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

3.1. Постановка задачи

3.2. Основные промысловые характеристики технического состояния ствола и гидродинамического поведения системы «скважина - массив горных пород»

3.3. Методические принципы повышения уровня организации технологии буровых работ

3.4. Влияния нестационарных гидравлических процессов на технологию буровых работ

3.5. Выводы

4. ВЫБОР ПЕРСПЕКТИВНЫХ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИХ НАПРАВЛЕНИЙ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ БУРОВЫХ РАБОТ

4.1. Системные принципы совершенствования технологических процессов строительства скважин

4.2. Идеология системного развития буровых технологий

4.3. Перспективные научно-технические направления совершенствования технологических процессов бурения скважин

4.4. Выводы

5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ГИДРОИЗОЛЯЦИИ ФЛЮИ-ДОНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ В ПРОЦЕССЕ ИХ ВСКРЫТИЯ

5.1. Краткая аналитическая оценка современного уровня развития технологий борьбы с поглощениями и газо-нефтеводопроявлениями

5.2. Принципы совершенствования и развития технологий изоляции поглощающих и флюидопроявляющих пластов

5.2.1. Геолого-техническая система «скважина - п пластов», иерархическая схема, основные свойства и характеристики

5.2.2. Механизмы гидроизоляции флюидонасыщенных пластов

5.3. Параметры технологического контроля и управления процессами гидроизоляции приствольной и призабой-ной зоны проницаемых пород

5.4. Выводы

6. РЕЗУЛЬТАТЫ СИСТЕМНОГО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ БУРЕНИЯ И ЗАКАНЧИ-ВАНИЯ СКВАЖИН

6.1. Методические приемы промысловой реализации комплекса усовершенствованных технологий

6.2. Сравнительный анализ показателей применения традиционной и усовершенствованной технологии строительства скважин

6.3. Выводы

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

ЛИТЕРАТУРА

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Технологические проблемы строительства глубоких скважин и методы их системного решения»

ВВЕДЕНИЕ

Перспективы укрепления и расширения минерально-сырьевой и энергетической базы России, а также развития нефтегазодобывающего комплекса тесно связаны с темпами ведения геолого-разведочных работ на нефть и газ бурением глубоких (Западная и Восточная Сибирь) и сверхглубоких скважин (Астраханская область, Краснодарский край). Вместе с тем, рост глубин и объемов разведочного и эксплуатационного бурения в регионах со сложными горно-геологическими и природно-климатическими условиями, слабо развитой инфраструктурой и отдаленностью без материально-технического обеспечения существенно растягивают сроки строительства глубоких скважин и увеличивают финансовые и материальные затраты.

Многолетний опыт показывает, что снижение качества и эффективности буровых работ происходит от воздействия ряда ключевых факторов. Это высокая аномальность геолого-технических и термодинамических условий бурения как природного, так и техногенного происхождения. Нестационарность технологических процессов бурения и заканчивания скважин, снижающих качество и эффективность буровых работ. Высокий уровень сложности гидравлических условий бурения глубоких скважин, приводящих к поглощениям буровых и тампо-нажных растворов, гидроразрывам горных пород, межпластовым перетокам и заколонным флюидопроявлениям, выбросам и фонтанам.

В сложившихся обстоятельствах отмечается устойчивая тенденция снижения эффективности технологий бурения, основанных на поддержании различных способов равновесия в скважине (гидравлического, механического, гидромеханического и т. д.). И главными факторами при этом становятся рост глубин бурения и сложность термодинамических условий строительства скважин.

Поэтому успешное решение проблем повышения качества и эффективности строительства глубоких скважин, сокращение сроков буровых работ приобретают важное народнохозяйственное значение и актуальность.

Важнейшими задачами совершенствования технологии буровых работ являются: стабилизация технологических процессов бурения и заканчивания скважин, сохранение природных коллекторских свойств продуктивных пластов и долговременное разобщение флюидонасы-щенных пластов при креплении скважин.

Реализация новых научно-технических разработок в этой области обеспечит рост качества и эффективности буровых работ, приведет к существенному сокращению финансовых средств и времени на поиски, разведку и разработку новых глубоко залегающих месторождений углеводородного сырья, необходимых для наращивания топливно-энергетического потенциала страны.

Цель работы. Повышение качества и эффективности строительства глубоких разведочных и эксплуатационных скважин разработкой и внедрением комплекса научно-технических решений и технологий по контролю технического состояния ствола и регулированию гидравлических процессов бурения и заканчивания скважин.

Основные задачи исследований и разработок:

1. Анализ термодинамических условий строительства глубоких скважин.

2. Аналитическая оценка технологических проблем строительства глубоких скважин и методов их решения.

3. Научно-технические обоснования системного развития технологии глубокого бурения.

4. Совершенствование методических основ и комплексных технологических решений по гидромеханическому упрочнению ствола в процессе бурения глубоких скважин.

5. Оценка результатов промысловых испытаний и внедрения технологий гидромеханического упрочнения ствола при строительстве глубоких разведочных скважин.

Методы исследований. Для решения научно-прикладных задач в диссертации использованы методы аналитических обобщений информационной базы данных, классическая механика сплошных сред (раздел «гидромеханика»), научно-методические принципы системных подходов и технологических решений, методы гидродинамических и промыслово-геофизических исследований разреза скважин и флюи-донасыщенных пластов.

Научная новизна работы.

1. Установлены взаимосвязь и взаимозависимость действующих в скважине давлений природного (термодинамического) и техногенного (технологического) происхождения, оказывающих превалирующие влияние на техническое состояние и гидравлическое поведение скважин на различных этапах ее строительства. Это нестационарные процессы гидромеханического и физико-химического взаимодействия технологических жидкостей и массива вскрываемых бурением горных пород, негативными последствиями которых становятся частые нарушения процессов бурения, крепления скважин и первичного вскрытия продуктивной толщи, снижение уровня организации и управления технологическими операциями. В конечном счете снижаются конечные показатели качества и эффективности буровых работ.

2. Научно-технические обоснования по развитию технологий бурения глубоких скважин на системных принципах, главными из которых являются: расширение информационной базы промысловых дан-

ных, совершенствование методов организации технологических операций и управления механизмами воздействия технологических жидкостей на приствольную и призабойную зону обрабатываемого в процессе бурения массива горных пород.

3. Развитие идеологии совершенствования технологии бурения и заканчивания глубоких разведочных скважин с гидромеханическим упрочнением ствола в интервалах флюидонасыщенных пластов и неустойчивых горных пород.

Практическая ценность работы.

1. По результатам научных обобщений и аналитической оценки современного уровня развития технологий строительства глубоких скважин на разведочных площадях различных регионов России установлена низкая эффективность традиционно применяемых технологий. Не находят удовлетворительного решения такие ключевые проблемы технологии бурения скважин, как: предупреждение и борьба с наиболее распространенными осложнениями (поглощения, гидроразрывы, газонефтеводопроявления, межпластовые перетоки и т. д.), сохранение природных коллекторских свойств продуктивных пластов, повышение герметичности заколонного пространства крепи, разработка технологически оптимальных конструкций забоя и гидравлически совершенных фильтров в интервалах продуктивной толщи глубоких скважин.

2. Установлены гидравлические особенности совместного влияния различной природы давлений в скважине на технологию буровых работ, что позволило усовершенствовать методический подход к технологически обоснованному выделению в разрезе скважин, совместимых по геолого-промысловым условиям интервалов бурения.

3. Разработан и внедряется в промысловую практику комплекс методических решений и технологий по гидромеханическому упрочнению ствола в процессе бурения глубоких скважин, который включает:

• расширенную информационно-аналитическую базу промысловых данных по техническому состоянию и гидравлическому поведению скважин в процессе бурения;

• методы оперативного контроля и регулирования фильтрационных и прочностных характеристик необсаженного ствола скважин;

• методические решения по адаптации технологических процессов гидромеханического упрочнения ствола к буровой технике (способ бурения, мощность буровых насосов, тип долота, свойства буровых растворов) и фильтрационно-прочностным характеристикам приствольной зоны массива горных пород (механическая прочность, проницаемость, пластовое давление и температура, флюидонасыщен-ность);

• методы расчета технологических параметров процесса изоляции проницаемых пород с различными фильтрационно-прочностными характеристиками;

4. Результаты технико-экономической эффективности внедрения комплекса системных разработок при строительстве глубоких разведочных скважин на площадях ОАО «Бургаз» (Астраханская и Оренбургская области, Красноярский и Краснодарский края, Тюменская область). Показатели технологической эффективности буровых операций - бурения, первичного вскрытия продуктивной толщи, крепления, освоения и эксплуатации скважин в большинстве случаев отличает их нелинейный рост.

Диссертационная работа является научным обобщением результатов выполненных автором теоретических, экспериментальных и промысловых исследований в области технологии строительства глу-

боких разведочных и эксплуатационных скважин по повышению качества, эффективности и экологической безопасности буровых работ, что позволило решить крупную научно-техническую проблему ускорения поисков и разведки новых глубокозалегающих месторождений углеводородного сырья, имеющую важное народнохозяйственное и оборонное значение для страны.

Научная работа выполнялась автором самостоятельно, а также при оказании консультативной и научно-методической помощи профессорами В. Н. Поляковым, Ю. С. Кузнецовым, В. И. Урманчеевым, которым автор выражает благодарность и искреннюю признательность за их внимание, оказанную помощь в процессе и при завершении работы, а также моим коллегам за участие в проведении экспериментальных и промысловых работ на скважинах ОАО «Бургаз».

1. ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН

Бурение скважин на нефть и газ, глубоких в особенности, отличает высокая степень сложности геолого-технических условий производства технологических операций по углублению забоя, вскрытию продуктивной толщи, креплению ствола обсадными колоннами, освоению нефтегазонасыщенных пластов и длительной эксплуатации скважин [1, 2, 3, 4]. Основными факторами, нарушающими техническое состояние ствола и технологию бурения являются фильтрацион-но-прочностные и термодинамические характеристики массива горных пород, слагающих ствол скважины, нестационарные процессы гидромеханического и физико-химического взаимодействия горных пород приствольной зоны и технологических жидкостей, а также действующие в скважине давления, отличающиеся своей природой и характером проявления [1, 2, 3]. Поэтому анализ и оценка отмеченных технологических условий бурения скважин имеет важное научно-прикладное значение с позиций дальнейшего совершенствования технологии буровых работ и повышения качества, технико-экономических и экологических показателей строительства нефтяных и газовых скважин.

Основным назначением буровых технологий при строительстве скважин является создание оптимальных условий для эффективного применения технических средств, необходимых для производства операций, связанных с бурением, креплением ствола и долговременной эксплуатации горно-технического сооружения. Поэтому применяемые в бурении технологии разрабатываются с учетом, в первую очередь, горно-геологических условий строительства скважин.

Горно-геологические условия бурения скважин определяются, прежде всего, геолого-физическими свойствами массива горных пород

и термодинамическим состоянием вскрываемых бурением гидродинамических систем. Для совершенствования и повышения эффективности технологических процессов бурения важны адекватная оценка геолого-физических условий бурения скважин и выявление промысловых факторов, негативно влияющих на процессы строительства скважин.

При бурении глубоких скважин основные особенности геолого-физических условий связаны с ростом давлений, температур, количества вскрываемых интервалов с АНПД, АВПД и неустойчивых пониженной прочности горных пород. В этих многообразных и сложно прогнозируемых условиях с ростом глубины закономерно повышается сложность гидравлических условий бурения и заканчивания скважин, снижается качество буровых работ и эффективность традиционных технологий [1, 2, 5, 6].

1.1. Прочностные и фильтрационные свойства массива горных пород

Слагающий ствол скважины массив горных пород отличает высокая степень неоднородности, связанная с различиями состава и строения пород и бесконечным разнообразием геолого-технических условий бурения скважин, в которых происходит реализация технологических процессов. Свойства горных пород в массиве, в свою очередь, существенно зависят от конкретных условий их залегания, степени неоднородности и анизотропии.

Вместе со структурными неоднородностями на свойства пород массива в условиях природного залегания существенное влияние оказывают и другие факторы [8, 9]. Это мощность, характер и форма залегания пород с различными механическими свойствами, гидрогеологические условия, анизотропия механических свойств на контакте между слоями толщи горных пород с различием свойств смежных слоев.

Кроме того, на механическое поведение участков массива большое влияние оказывает влажность горных пород. Обводненность приводит к снижению прочности горных пород в массиве и неустойчивости стенок скважины. С ростом глубин бурения существенное влияние на состояние и поведение приствольной зоны массива горных пород оказывают увеличение их температуры и геостатического давления. При всем сказанном важно подчеркнуть, что горные породы в массиве и в условиях естественного залегания находятся в объемном напряженном состоянии. В условиях всестороннего сжатия горных пород проявляется эффект изменения их прочностных, упругих и пластических свойств. Причем рост прочностных свойств на сжатие для менее прочных пород проявляется в большей степени [7].

С технологической точки зрения, основными геолого-физическими свойствами горных пород, определяющими техническое состояние и поведение необсаженного ствола скважины являются: механическая прочность на сжатие и разрыв и фильтрационные характеристики интервалов проницаемых флюидонасыщенных пластов [9, 10]. Основные факторы внешнего воздействия на породы вокруг ствола скважины при бурении и дальнейшей эксплуатации - нестационарные гидромеханические давления и процессы физико-химического взаимодействия технологических жидкостей и массива горных пород, которые и определяют их напряженное состояние вокруг ствола.

В зависимости от состава и структуры осадочных пород показатели их прочности на сжатие и плотность изменяются довольно в широких пределах [7, 11]. Прочность на сжатие аргиллитов, алевролитов, песчаников, ангидритов, доломитов, известняков, каменной соли и мергелей изменяется от 5,0 до 500 МПа, а плотность осадочных горных пород в разрезе скважин от 2060 до 2940 кг/м3. Причем прочность пород на сжатие тем выше, чем выше их плотность [7].

Прочность на сжатие Ссж одна из основных механических характеристик горных пород, расчетная величина которого определяется равенством

6СЖ=Р/Р, МПа (1.1)

где Р - разрушающая нагрузка;

Р - площадь, на которую действует разрушающая нагрузка.

При бурении скважин гидромеханическая прочность ствола ис-пытывается опрессовками с устья или с помощью пакеров расчетным давлением, величина которого определяется по формуле

АР = дН(К3рп - рР), МПа (1.2)

где д - ускорение свободного падения;

Н - глубина кровли испытуемого интервала;

Кз - коэффициент запаса на предупреждение возможных нарушений прочности ствола (гидроразрыв горных пород, раскрытие сомкнутых трещин и т. д.);

рп - средняя (минимальная) плотность пород в горном массиве;

рр - плотность бурового раствора.

Согласно [9, 10], величина К3 принимается с учетом конкретных геолого-технических условий бурения скважины и может изменяться от 0,70 до 0,85.

Фильтрационные свойства горных пород в массиве оказывают превалирующее негативное влияние на технологические процессы бурения и заканчивание скважин, а глубоких - в особенности [1, 3, 5, 10]. Поэтому исследование этих свойств, промысловая оценка и определение их влияния на техническое состояние ствола имеют важное научное и прикладное значение.

В теории и промысловой практике строительства и эксплуатации скважин для оценки фильтрационных свойств пород-коллекторов широко используются три показателя - пористость, проницаемость и флюидонасыщенность [3, 8, 12, 13]. Эти параметры предназначены для определения физических свойств пород-коллекторов, включаемых в проекты разработки углеводородных залежей и проведения многочисленных гидродинамических расчетов, связанных с движением жидкостей и газа в продуктивных толщах к забоям эксплуатационных и в нагнетательных скважинах. Однако, анализ подобных методических подходов и предлагаемых решений не позволяет переносить их из области подземной гидравлики в область буровой гидродинамики [1, 2, 13, 14] из-за следующих обстоятельств:

1. Использование для разработки расчетных моделей десятичной системы исчислений (линейная математика) при описании нелинейных (нестационарных) гидравлических процессов некорректно.

2. Неадекватность известных расчетных моделей их физическим аналогам.

3. Невозможность использования рассматриваемых параметров в технологических расчетах.

4. Несоответствие размерности коэффициента проницаемости его физическому смыслу.

В этой связи, для оценки фильтрационных характеристик вскрываемого бурением массива горных пород применяется параметр приемистости скважины, рассчитываемый по формуле

К = О /АР, м3/(с-МПа), (1.3)

где О - подача насоса при нагнетании жидкости в скважину;

АР - перепад давления на кровлю проницаемых интервалов горных пород.

Как следует из выражения (1.3), коэффициент приемистости К является прямой гидравлической характеристикой проницаемого объекта, без определения которого невозможно обосновать и рассчитать технологические параметры процессов изоляции проницаемых пород (подача насоса, перепад давления нагнетания, средняя раскрытость каналов фильтрации технологических жидкостей, средний радиус установки гидроизолирующего экрана, свойства и объем тампонажных смесей).

Фильтрационные характеристики трещиноватых коллекторов изменяются в широких пределах [1, 15]. Обобщение результатов промысловых исследований геолого-физических характеристик поглощающих трещиноватых горных пород показало, что средняя раскрытость каналов изменяется от 0,5-Ю-3 м до 5,0-10-3 м и более, коэффициент тре-щиноватости от 0,05 % до 0,15 %, коэффициент приемистости от 0,14 м3/(с МПа)-10-2 до 7,0 м3/(с МПа)-10-2 и более, а показатель интенсивности поглощения от 1,5-3,0 м3/ч до 75-100 м3/ч и более [15,16, 17, 18].

Из приводимого анализа следует, что прочностные и фильтрационные характеристики ствола скважин в массиве горных пород, являются одним из ключевых факторов нарушения технологии буровых работ.

1.2. Термодинамические параметры вскрываемых гидродинамических систем

Термодинамические условия бурения скважин определяются сочетанием основных термодинамических параметров геолого-технических систем «скважина - массив горных пород». Это геостатическое давление массива горных пород, гидростатическое давление «столба» жидкости, гидродинамическое давление движущейся жидкости, пластовое давление и температура, дифференциальное давление (разность давления жидкости в скважине и пластового), плотность и свойства технологических жидкостей [3, 7, 20, 21].

Все перечисленные разновидности давлений, действующие в единой природно-технической системе, отличаются как своей природой, характером проявления под воздействием внешних факторов, так и влиянием на технологию буровых работ. Поскольку аналитическим исследованиям совместного влияния этих факторов на техническое состояние ствола и гидравлическое поведение скважин специалистами не уделяется должного внимания, системное рассмотрение этого вопроса имеет важное научное и прикладное значение (табл. 1.1).

Таблица 1.1

Давление различной природы, действующие в системе «скважина - массив горных пород»

№ Виды давлений Источник происхождения Расчетные модели

1 Геостатическое рг = РпдИ; УРг = Рг/1..

2 Боковое Природный Рб = ^Рг.

3 Пластовое Рпл = рплд Ь; УРПЛ = Рпл /1~

4 Гидростатическое Ргст = Рр д Ь; УРГСТ = Ргст / и

5 Гидродинамическое Технологический Ргд — Ргст АРд.

6 Дифференциальное Рдиф — Ргд Рпл-

Геостатическое давление массива горных пород (горное давление) характеризует осредненное напряжение в массиве пород и включает два компонента: геостатическое давление Рг и боковое давление Рб.

Геостатическое давление рассчитывается по формуле

Рг = р д И, МПа (1.4.)

где р - средневзвешенная плотность горных пород; д - ускорение свободного падения;

И - глубина залегания горных пород.

Боковое давление по величине прямопропорционально геостатическому и определяется по формуле

Рб= А, Рг, МПа (1.5)

где X - коэффициент бокового распора горной породы.

При пересечении массива горных пород стволом скважины напряженное состояние поля давлений в приствольной зоне изменяется от условий их естественного залегания, обусловленных весом вышележащих пород и пластовым давлением насыщающих их флюидов [5, 7, 11. 21]. Результатом этих изменений становится формирование в приствольной зоне области с максимальной концентрацией напряжений на стенках скважины [3, 12, 23]. Развиваясь во времени, поля напряжений в приствольной зоне под действием гидромеханических нагрузок и физико-химических процессов нарушают устойчивость стенок скважины (в области перехода горных пород в предельное состояние) возникновением каверно- и обвалообразований, сужений ствола. Негативными последствиями проявлений горного давления становятся прихваты колонны бурильных труб, не прохождение инструмента на участках сужения ствола, смятие обсадных труб, которые, в конечном счете, оказывают решающее влияние на формирование интервалов горных пород с несовместимыми условиями бурения [2, 11, 23].

В технологических расчетах гидромеханических процессов строительства скважин геостатический фактор выражается через градиент горного геостатического давления, определяемый отношением соответствующего давления к глубине рассматриваемого сечения

УРгр = Рг/1-|, МПа/м (1.6)

где Рг - горное геостатическое давление.

Пластовое давление и температура. Термин «пластовое давление» означает давление веса столба контурных вод в проницаемых породах гидродинамических систем, насыщенных природными флюидами, (вода, нефть, газ) [20]. Это один из ключевых промысловых факторов, оказывающих доминирующее влияние на технологию буровых работ, совместимость условий бурения в интервалах, осложненных пластами с АНПД и АВПД, долговечность крепи.

Традиционные технологии бурения скважин и производства различных операций в необсаженном стволе основаны на едином принципе - поддержании гидравлического равновесия во взаимодействующей системе «скважина — п пластов», исключающем поступление пластовых флюидов в скважину [21, 26, 36]. На этом принципе основаны и все известные разработки по оптимизации гидравлических условий бурения скважин, а также и регламенты по предупреждению осложнений и аварий [26, 31].

В проектах на строительство скважин и технологических расчетах используется показатель «градиента пластового давления» по формуле

УРПЛ = Рпл / И, МПа/м (1.7)

где Рпл -пластовое давление.

С ростом глубины залегания флюидонасыщенных пластов закономерно повышается и пластовое давление. Одновременно и более интенсивно растет градиент гидростатического давления в скважине. При выравнивании величин градиентов пластового давления и гидростатического в скважине возникают предельно сложные гидравлические условия для производства различных буровых операций (буре-

ние, промывка, СПО и т. д.), при которых высока вероятность возникновения осложнений и аварий (поглощения, флюидопроявления, гидроразрыв, выбросы, фонтаны и т. д.). Поэтому глубины, при которых градиенты этих давлений выравниваются по абсолютной величине и являются нижней границей интервала совместимых условий бурения

открытым стволом.

Кроме того, в промысловой практике часты случаи вскрытия гидродинамических систем с аномально высоким (АВПД) и аномально низким пластовым давлением (АНПД) как природного, так и техногенного происхождения [4, 9, 20]. Коэффициент аномальности пластовых давлений, как показывает практика, может изменяться в широких пределах (Ка = 0,45^-2,10) [4, 9, 31]. В таких случаях для продолжения бурения осложненный интервал или перекрывается промежуточной технической колонной (АВПД), или восстанавливается его герметичность производством изоляционных работ (АНПД) [15].

В технологических расчетах требуемая плотность бурового раствора определяется с учетом пластового давления того проницаемого объекта, который контролирует давление в скважине при разбурива-нии того или иного интервала горных пород, по формуле

Рр= 105(РПл + АР)/Н, кг/м3 (1.8)

где Рпл - пластовое давление;

АР - запас безопасности для превышения гидростатического давления над пластовым;

Н - глубина скважины.

Гидростатическое давление технологических жидкостей (буровой и тампонажный растворы), передаваемое на забой и стенки сква-

жины, существенно отличается от расчетного гидростатического, выражаемого формулой

Ргст = РР д Ь, МПа (1.9)

где рр - плотность жидкости.

На гидростатическое давление в стволе скважины в период термодинамического равновесия (покоя) заметное влияние оказывают следующие факторы:

• при заполнении скважины водой - фильтрационные характеристики в интервалах проницаемых пластов, которые при действии репрессии принимают жидкость, а при возникновении депрессий отдают пластовую жидкость в ствол скважины, и установившиеся межпластовые перетоки жидкости при замещении интервала взаимодействия пластовым флюидом плотностью, отличающейся от жидкости в скважине.

• при заполнении скважины буровым раствором с тиксотропны-ми, структурно-механическими свойствами гидростатическое давление в период остановки скважины будет непрерывно меняться как в сторону снижения от исходной величины, так и в сторону увеличения [2, 9]. Причем отличия измеренных во времени гидростатических давлений в скважине в зависимости от одновременного действия в скважине комплекса факторов (реологические, структурно-механические, седиментационные и адсорбционные свойства буровых растворов и температуры), могут превышать расчетное до 2,0 МПа и быть меньшим его на 1,4 МПа.

Для рассматриваемых условий снижение статического давления бурового раствора в скважине в первом приближении, может быть определена из выражения

Рс = 41_е/Дс, МПа

(1.10)

где I. - расчетная глубина;

0 - статическое напряжение вязко-пластичной жидкости; Дс - диаметр скважины.

Для кольцевого пространства скважины и колонны бурильных

где с1тр - наружный диаметр колонны бурильных труб.

В условиях межпластовых перетоков с замещением интервала перетока смесью бурового раствора и пластовой жидкости или только пластовой жидкостью, ориентировочное снижение (повышение) гидростатического давления определится уравнением:

где д - ускорение свободного падения;

р - плотность бурового раствора;

Нр - высота столба бурового раствора от глубины кровли интервала перетока до устья скважины;

рж-плотность пластовой жидкости;

Иж - высота столба пластовой жидкости в интервале перетока.

Таким образом, закономерные изменения гидростатического давления в скважине, заполненной буровым раствором, связаны с его структурно-механическими свойствами, адгезионными и адсорбционными процессами, фильтрационными свойствами проницаемых пород, межпластовыми перетоками и температурными градиентами [2, 3, 9]. Здесь важно отметить, что с увеличением глубин бурения зако-

труб:

Рк = 41_9 / (Дс - с!тр), МПа

(1.11)

Рс = д(РрНр±рж 1пж), МПа

(1.12)

номерно повышаются репрессии в скважинах, температурный режим бурения, интенсифицируются нестационарные гидромеханические и физико-химические процессы взаимодействия буровых растворов и массива горных пород. Негативными последствиями этих обстоятельств являются нарушения технологии буровых работ и осложнения при строительстве скважин.

Т. о., учитывая гидравлические особенности поведения буровых растворов в периоды остановок работ в скважине, необходимо обеспечивать непрерывный контроль за ее гидравлическим состоянием по изменению уровня жидкости на устье во избежания газонефтеводо-проявлений и выбросов.

Гидродинамические давления при движении буровых растворов в скважине возникают при производстве основных технологических операций, связанных с процессами бурения, спуско-подъемными работами (СПО), борьбой с осложнениями, цементированием обсадных колонн и т. д. [2, 4, 9]. Величины, пределы изменения и характер проявления гидродинамических давлений в скважине различны и определяются источниками их возбуждения и гидравлическим состоянием скважины.

Восстановление циркуляции бурового раствора перед возобновлением процесса бурения скважины отличает резкий кратковременный рост гидродинамического давления с момента включения бурового насоса, величина которого превышает гидростатическую репрессию в 1,6-1,9 раза (рис. 1.1) [1, 2]. Этот период времени длится в течение 3-5 мин до восстановления циркуляции в скважине. Анализ промыслового опыта показывает, что при восстановлении циркуляции жидкости, особенно в глубоких скважинах, периодически происходят нарушения герметичности ствола и возникают частичные или полные поглощения буровых растворов [9, 19].

Трубы

3

ф з

X ф

с ш го СЕ

Кольцевое простанство 2

3

Время -►

Рис. 1.1. Изменение забойного дифференциального давления при восстановлении циркуляции жидкости: 1 - гидростатическое давление; 2 - гидродинамическое давление восстановления циркуляции; 3 - гидродинамическое давление циркуляции жидкости

К основным факторам, обусловливающим рост гидродинамических давлений в скважине при восстановлении циркуляции бурового раствора, относятся: геометрические параметры кольцевого пространства (площадь сечения и протяженность), фильтрационные характеристики необсаженного ствола (коэффициент приемистости), подача насоса, реологические и структурно-механические свойства бурового раствора (условная вязкость, статическое напряжение сдвига), время производства операции.

Циркуляция жидкости в процессе бурения и промывка скважины сопровождается нестационарным (турбулентным) режимом течения и виброволновым изменением гидродинамических давлений в колонне бурильных труб и кольцевом пространстве (рис. 1.2) [9, 27, 29, 30]. Анализ результатов промыслового контроля процесса циркуляции бурового раствора в скважине свидетельствует о его виброволновой природе, гидравлическими характеристиками которого являются амплитудно-частотные параметры, а не только и не столько гидравличе-

ские потери в затрубном пространстве [1, 2, 9, 11, 12, 24]. В зависимости от гидравлических условий циркуляции буровых растворов в скважинах, гидродинамическая составляющая пульсирующего давления повышает общее гидравлические потери давления в затрубном пространстве (репрессии) от 1,0 МПа до 4,0 МПа и снижает дифференциальное забойное давление (депрессии) от 3,2 МПа до 5,8 МПа. Регламентируемые ПБНГП (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности) репрессии превышаются в 1,2-3,6 раза [26].

Максимальный рост забойных гидродинамических давлений (репрессий) отмечается при совмещении технико-технологических процессов - проработке ствола, промывке забоя скважины от шламовых пробок, спуске долота до забоя с промывкой.

Таким образом, действующее на забой и стенки скважины гидродинамические давления характеризуются не только гидравлическими сопротивлениями, но и параметрами виброволнового процесса - амплитудой и частотой колебаний гидродинамического давления [2, 3, 9, 27]. Источниками возбуждения виброволновых полей в скважинах являются: буровые насосы, механические колебания, колонны бурильных труб, способы бурения, буровые долота, гидромониторные струи, буровые растворы, амплитудно-частотные характеристики которых представлены в табл. 1.2.

Аккумулятором и, одновременно, генератором энергии виброволновых источников является колонна бурильных (обсадных) труб, собственные и вынужденные колебания которой обусловлены взаимодействием виброволновых полей в скважине с различными амплитудно-частотными характеристиками. Интегральной характеристикой этих сложных и неуправляемых процессов является динамика виброволновой циркуляции буровых растворов, регистрируемая на бланках глубинных манометров (рис. 1.1 и 1.2).

0)

си с; ш го

Время --►

Рис. 1.2. Характер пульсации давлений в кольцевом пространстве при бурении: 1 -гидростатическое давление; 2 - давление восстановления циркуляции; 3 - давление при циркуляции жидкости; 4 - гидростатическое давление; 5 - давление при подъеме

Дифференциальные давления на забой и стенки скважины определяются разностью гидравлических давлений в скважине (гидростатическое и гидродинамическое) и пластовых давлений флюидона-сыщенных пластов, определяемых уравнением

±АРД = Рс - Рпл, МПа/м (1.13)

где Рс - гидравлическое давление столба бурового раствора на заданной глубине; Рпл - пластовое давление флюидонасыщенного пласта.

Таблица 1.2

Амплитудно-частотные характеристики источников виброволновых процессов в скважине

Источники возбуждения виброволновых колебаний давления Амплитуда, МПа Частота, Гц

1 Буровой насос 3,2-5,3 1,2-14,0

2 Бурильные трубы 1-2 300-500

3 Долото от 0,6-2,5 до 50-60 мм 2,5-9,0

4 Турбинное бурение 5-7 10-40

5 Роторное бурение 3-6 3-20

6 Буровой раствор 3-6 1-2

7 Гидромониторная струя 3-8 20-2000

8 Спуско-подъемная операция 5-11 150-200

Поскольку режим течения бурового раствора в скважине является виброволновым, то и возникающие дифференциальные давления также отличает виброволновой характер их взаимодействия с массивом горных пород [1, 27, 29]. Поэтому значение Рс в (1.12) рассчитывается по формуле

Рс = (рдИ + Ру ± АР), МПа (1.14)

где р - плотность бурового раствора;

- высота столба бурового раствора;

Ру - давление циркуляции на устье скважины;

АР - давление, вызываемое виброволновыми колебаниями при циркуляции бурового раствора.

Т. о., к основным гидравлическим особенностям виброволнового режима циркуляции бурового раствора в скважине относится повышенная энергия знакопеременного ударно-импульсного воздействия, дифференциальные и физико-химические процессы взаимодействия буровых растворов и массива горных пород, особенно проницаемых и низкой прочности. Негативными последствиями этих нестационарных интенсивно протекающих в течение относительно длительного времени процессов становятся разупрочнение горных пород приствольной зоны, сопровождающееся обрушением стенок, каверно- и обвалооб-разованиями, возникновениями от частичных до полных поглощений буровых и тампонажных растворов, закупоркой приствольной зоны продуктивных пластов, притоком пластовых флюидов в скважину, межпластовыми перетоками и заколонными флюидопроявлениями.

Гидродинамические давления, возникающие при производстве СПО в скважине определяются режимами движения бурового инструмента в стволе, его конструктивными характеристиками и геометриче-

скими параметрами, плотностью и реологическими свойствами буровых и тампонажных растворов, фильтрационными характеристиками и количеством вскрытых скважиной флюидонасыщенных пластов.

Гидравлическими особенностями состояния скважины в процессе спуска бурильного инструмента (особенно в глубоких), являются кратковременные знакопеременные дифференциальные давления, действующие на забой и стенки скважины, которые сопровождаются противоположными по направлению фильтрационными процессами. При действии репрессий буровой раствор из ствола проникает в приствольную зону флюидонасыщенных пластов, а при возникновении кратковременной депрессии - пластовые флюиды поступают в ствол скважины [9, 30]. Тогда как при подъеме инструмента с постоянной скоростью величина гидродинамической депрессии (отрицательное дифференциальное давление) продолжает расти. Следствием этих процессов являются неконтролируемые поступления в скважину пластовых флюидов, существенно изменяющих параметры буровых растворов (плотность, условную вязкость, СНС) и нарушающих гидравлическое состояние и поведение скважины - одного из основных факторов дестабилизации технологических процессов бурения. Степень влияния этого фактора на технологию буровых работ напрямую зависит от количества циклов производства этих операций.

Геотермические характеристики вскрываемого бурением массива горных пород связаны с природными тепловыми полями, изменение которых происходит под воздействием тепловых полей техногенного происхождения [3, 4]. Это технологические операции бурения, цементирования, изоляционных работ, свойства применяемых буровых растворов, режимы движения жидкостей, температурные показатели которых отличаются от температуры горных пород [3, 4, 11].

Рис. 1.3. Температура бурового раствора в скважине: 1 - геотермическая температура; 2 - переходная температура после остановки циркуляции жидкости;

3 - температура при циркуляции бурового раствора

В технологических расчетах используется показатель термических градиентов циркулирующего бурового раствора определяемого из выражения

УТ^С/Н, °с/м (1.15)

где tp - температура бурового раствора.

С ростом глубин бурения (рис. 1.3) повышаются геотермические градиенты и температурные режимы проводимых в скважине технологических операций. Все виды температурного влияния на термодинамическое состояние скважины связаны с передачей теплоты и обусловлены теплопроводностью осадочных горных пород [3, 4]. Тепловой

режим в скважине является нестационарным термодинамическим процессом, характеристики которого изменяются при действии следующих основных факторов: геотермических градиентов, режимов циркуляции технологических жидкостей, их состава и свойств, глубины бурения. Последние, в свою очередь, оказывают негативное влияние на исходные параметры буровых и цементных растворов. В общем случае, с ростом термического градиента вязкость буровых растворов снижается, а структурно-механические свойства, статическая и динамическая водоотдача повышается.

В отношении цементных растворов-камня повышение температур в глубоких скважинах ускоряет сроки начала схватывания, процессы твердения и снижает прочность камня [3, 4]. А при температурах более 100°С повышается существенно проницаемость цементного камня, при которой цементное кольцо не приводит к герметизации за-колонного пространства. Кроме того, с ростом температур существенно повышается водоотдача цементных растворов, что оказывает превалирующее влияние на процессы формирования цементного кольца и тампонажно-технические свойства камня [1, 2, 47].

1.3. Гидравлика и гидродинамика нестационарных

технологических процессов строительства скважин

Достижение высоких качественных и технико-экономических показателей строительства нефтяных и газовых скважин во многом зависит от гидравлических условий производства технологических операций (бурение, СПО, крепление, вскрытие продуктивной толщи, борьба с осложнениями и т.д.). Формирование гидравлических уело-

вий бурения и заканчивания скважин происходит под влиянием геолого-физических характеристик вскрываемого массива горных пород, свойств применяемых технологических жидкостей и режима течения их в циркуляционной системе.

Что касается последнего фактора, то традиционно сложившееся в теории и практике бурения скважин представление о гидравлических режимах движения жидкости в циркуляционной системе связано с тремя возможными их сочетаниями: структурный в колонне бурильных труб и кольцевом пространстве; турбулентный в трубах и структурный в кольцевом пространстве; турбулентный в трубах и кольцевом пространстве [12, 33]. Основными параметрами, определяющими режимы движения жидкости в скважине, считаются: средняя скорость потока, гидравлические сопротивления в элементах циркуляционной системы скважины и действующие в ней гидродинамические давления. Связь между этими гидравлическими параметрами для ламинарного режима движения жидкости устанавливается основным уравнением гидравлики Д.Бернулли [3]. С учетом отмеченных научных принципов продолжают совершенствоваться и развиваться современные методы оптимизации гидравлических условий и технологических процессов строительства скважин [3, 12, 33].

Однако, многолетняя практика показывает, что основанные на классической теории механики сплошных сред разработки не находят применения при решении широкого круга прикладных задач в области бурения скважин [3, 12, 33]. Обусловлено сложившееся положение нестационарностью гидравлических процессов в скважине, для которых до настоящего времени не разработаны адекватные теоретические и физические модели [1, 19, 33].

Гидравлические условия бурения и промывки скважины

Как показывают результаты аналитических обобщений и оценки состояния научно-исследовательских работ в области прикладной буровой гидравлики, недостаточно внимания уделяется изучению особенностей гидродинамических условий бурения скважин, от которых во многом зависят эффективность и качество применяемых традиционных и новых технологий буровых работ [2, 4, 9, 27].

Результаты проведенных нами промысловых исследований нестационарных гидравлических процессов бурения более чем в 50 скважинах на месторождениях Башкортостана, Татарстана, Калининградской, Оренбургской, Тюменской областей, Красноярского края и др. позволил внести определенную ясность и расширить современные представления о характере турбулентного течения жидкости, его природе и влиянии на технологические процессы [1, 30, 34].

Исследования проводились в процессе бурения по схеме, представленной на рис. 1.4. Давления в скважине регистрировались глубинными манометрами (МГН-2, МСУ), устанавливаемыми в компоновке колонны бурильных труб в последовательности: над турбобуром, на 500 м и 1000 м выше долота и на устье скважины.

Как видно из данных рис. 1.1, 1.2, действительный характер турбулентного течения бурового раствора в элементах циркуляционной системы скважины существенно отличается от широко известных теоретических представлений объяснения турбулентности в гидромеханике [3, 12, 15, 24, 33]. Эти различия связаны с использованием детерминированных моделей, основанных на принципах квазистационарности (прием, впервые предложенный И.А.Чарным [35]). Кроме того, в теоретических расчетах и экспериментальных исследованиях авторами не учитывается влияние на процесс турбулентного течения жидкостей в скважине ключевых факторов - технических источников

возбуждения виброволновых полей, а также фильтрационных характеристик ствола скважины (вскрытый бурением массив горных пород). Большинство экспериментальных исследований проводится при расходах и давлениях на несколько порядок меньших, чем в практике буровых работ [33, 35, 36].

Рис. 1.4. Схема исследования гидродинамических процессов в скважине.

Глубина установки манометров: 1 - на устье; 2 - 2000 м;

3 - 3000 м; 4 - 3500 м (над турбобуром)

К особенностям реального турбулентного течения бурового раствора в скважине относятся:

- действие в скважине виброволновых, пульсирующих давлений различной природы (гидравлической, механической и гидромеханической);

- спонтанное изменение в широком диапазоне (1,0-4,0 МПа) амплитуд колебания пульсирующих гидродинамических давлений низкой частоты (15-500 Гц);

- превышение амплитуд колебания гидродинамических давлений в колонне бурильных труб над затрубными в 1,4-3,7 раза.

Отмеченные гидродинамические особенности турбулентного течения буровых растворов в процессе бурения скважин оказывают превалирующее влияние на технологические процессы.

Ниже рассмотрим влияние турбулентного (виброволнового) режима циркуляции бурового раствора на гидравлические условия бурения при различных дифференциальных давлениях в скважине (рис. 1.5).

а - репрессионныи режим бурения

в - репрессионно-депрессионный режим бурения

Рст + Рдин ^ Рпл

с - депрессионный режим бурения

чшин

Рст + Рдин Рпл

Время

Рис. 1.5. Зависимость гидравлических условий бурения скважин от виброволновых процессов при циркуляции жидкости: 1 - гидростатическое давление; 2 - давление сдвига покоящегося столба жидкости в циркуляционной системе; 3 - давление перехода жидкости из гидростатического в структурный режим течения; 4 - установившийся турбулентный (виброволновой) режим циркуляции бурового раствора; 5 - остановка бурения;

6 - пластовое давление проницаемого объекта

Технология бурения на репрессии (рис. 1.5-а) [11, 25, 33, 37].

Это основной способ бурения скважин, широко используемый в отечественной и зарубежной практике. Идеологической основой ре-прессионной технологии является поддержание в стволе различных видов равновесия (гидравлического, физико-химического, механического) для предупреждения возможных осложнений (поглощения, га-зонефтеводопроявления, гидроразрыв и т. д.) и стабилизации технологических процессов строительства скважин в сложных и непрогнозируемых геолого-технических условиях. Оптимальные пределы изменения величин гидростатических репрессий на проницаемые пласты регламентированы и в зависимости от глубины скважин составляют 1,5-3,0 МПа [26].

Однако, из рассмотрения виброволнового характера циркуляции бурового раствора на рис. 1.5-а (фрагмент бланка глубинного манометра), низкочастотные виброгидродинамические удары циркулирующей жидкости увеличивают общую (гидростатическую и гидродинамическую) репрессию на забой и ствол скважины до 5,0-7,0 МПа, т. е. в 2,5-3,0 раза, что не отвечает установленным требованиям регламента [26, 31].

С другой стороны, снизить напряженность виброволнового поля давлений и ослабить гидромеханическое воздействие гидроимпульсных ударов на стенки и забой скважины практически невозможно из-за различия их природы (гидравлическая, механическая, гидромеханическая) и одновременного действия в циркуляционной системе до семи источников возбуждения виброволновых полей. Поэтому очевидно, что попытки оптимизации гидравлических условий бурения скважин регулированием подачи буровых насосов, плотности и реологических свойств буровых растворов не приведут к заметному росту технологических показателей бурения. Это заключение подтверждается много-

летним опытом бурения скважин в различных регионах страны и за рубежом [1, 2, 4, 11, 34].

Технология бурения скважин при дифференциальных давлениях близких к пластовому (рис. 1.5-в) [1,2, 11,21, 34]. Этот способ бурения применяется значительно реже, чем репрессионная технология, как правило, в несложных геолого-технических условиях. Гидравлические условия бурения в этом случае также определяются амплитудно-частотными характеристиками турбулентного потока циркулирующего в скважине бурового раствора. Но в отличие от предыдущего примера, виброволновые процессы происходят при гидродинамических давлениях близких к пластовым. Это снижает интенсивность механизмов гидромеханического и физико-химического взаимодействия буровых растворов с массивом горных пород, повышая стабильность гидравлических условий производства технологических операций. Как и в предыдущем случае, применение традиционных методов оптимизации гидравлических условий бурения скважин отличает низкая эффективность.

Технология бурения скважин при отрицательных дифференциальных давлениях - депрессиях (рис. 1.5-с) [38, 39]. В условиях, когда гидростатическое давление бурового раствора меньше пластового давления флюидонасыщенных проницаемых пород, виброволновой режим циркуляции бурового раствора увеличивает депрессию и максимально интенсифицирует процессы дренирования прискважинной зоны и притока пластовых флюидов в ствол скважины. Поэтому вероятность нарушения технологии работ и возникновения газонефтеводопроявлений, выбросов и фонтанов повышается многократно [7, 40, 41].

Таким образом, анализ результатов промысловых исследований характера турбулентного течения буровых растворов и степени их воздействия на гидравлические условия бурения скважин показывает,

что нестационарные виброволновые гидродинамические процессы оказывают решающее влияние на качество и эффективность технологических операций на всех этапах бурения и заканчивания скважин [1, 9,34].

Этот вывод относится также ко всем технологическим операциям, связанным с течением буровых растворов в скважине: бурение, промывка, проработка ствола, цементирование обсадных колонн, изоляция поглощающих и газонефтеводопроявляющих пластов, аварийные и ремонтные операции. На рис. 1.6, 1.7 и в табл. 1.3 представлены некоторые результаты промысловых исследований нестационарных гидравлических процессов при производстве технологических операций.

Таблица 1.3

Изменение гидродинамических давлений при СПО в интервале 2132-2420 м (скв. 33 Ю-Соленинская)

Интервалы замеров, м гидродинамическое давление, МПа

спуск инструмента подъем

скорость спуска инструмента, м/с

1,0 0,5-0,6 1,5-1,8 0,3

2132-2228 3,0 2,2 4,3 -1,6

2228-2324 3,0 2,2 4,5 -1,7

2324-2420 3,0 2,2 4,4 -2,2

Гидродинамическое состояние скважин при производстве спуско-подъемных операций (СПО)

Исследованию гидродинамических давлений в скважине при производстве спуско-подъемных операций и оценке их влияния на технологию бурения скважин посвящено много работ отечественных и зарубежных специалистов [30, 33, 42, 43, 44 и др.].

Анализ этих публикаций показывает, что подавляющее большинство работ (теоретических, экспериментальных, промысловых) посвящено решению узкого круга задач, связанных с определением гидродинамических давлений при СПО в колонне обсадных труб или в необсаженном стволе, проницаемые пласты в котором отсутствуют [33, 42, 43, 44]. Подобные условия в промысловой практике являются исключением, а не правилом.

Однако, как показывает анализ материалов, многие из важных научных и прикладных вопросов ну>кдаются в дальнейшем изучении и осмыслении, такие как: характер изменения гидродинамических давлений с глубиной, механизм взаимодействия проницаемых пород с буровыми растворами, влияние пульсации гидродинамических давлений на техническое состояние скважины и технологические процессы [1].

На рис. 1.8 представлены зафиксированные на бланках глубинного манометра характерные импульсы гидродинамических давлений в зависимости от глубины спуска колонны бурильных труб со скоростью 0,5-1,8 м/с в скважину № 33 Ю-Соленинская. В табл. 1.3 и на рис. 1.8 - результаты замера величин давлений в процессе СПО в интервале 2132-2420 м.

Анализ приводимой информации подтверждает ранее установленные наиболее общие зависимости гидродинамических давлений при СПО от глубины, скорости спуска, размерных сочетаний скважины и бурильного инструмента, реологических свойств бурового раствора [1, 30, 42, 44]. Одновременно, аналитическое обобщение материалов позволяет раскрыть механизмы гидродинамических процессов взаимодействия в системе «скважина - проницаемые пласты», корректно оценить влияние гидравлической связи в этой системе на гидравлическое состояние и гидродинамическое поведение скважины [30, 44].

64 58

54"

50

41

ш х т «и с; со

го 33 СГ

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Мнацаканов, Вадим Александрович

ОСНОВЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Результаты аналитических обобщений и масштабных исследований свидетельствуют о снижении качества и технико-экономических показателей традиционных технологий буровых работ во все осложняющихся геолого-технических условиях строительства нефтяных и газовых скважин. Связаны эти обстоятельства со слабо развитой теорией в области нестационарных термодинамических процессов, отсутствием в технологии буровых работ системных разработок, неудовлетворительным контролем технического состояния необсаженного ствола и регулированием гидравлического поведения скважин.

2. Получили развитие современные представления о виброволновой природе турбулентного течения технологических жидкостей в скважине и его превалирующего влияния, как фактора, на нестационарность технологических процессов в бурении. По результатам промысловых исследований установлено, что величина амплитуд пульсирующих давлений в процессе бурения, промывки, цементирования обсадных колонн, спуско-подъемных операций, борьбы с осложнениями превышает давление гидравлических сопротивлений в элементах циркуляционной системы в 1,5-3,0 раза, а амплитуды колебания давлений в колонне бурильных труб выше, чем в затрубном пространстве в 1,4-3,7 раза.

3. Впервые проанализировано взаимодействие различной природы (геолого-физической и технической) давлений в скважине и их влияние на гидравлику буровых работ и технологические процессы. Установлена высокая степень сложности и изменчивости внутрисква-жинных гидравлических процессов взаимодействия массива горных пород и технологических жидкостей, обусловленных анизотропией свойств горных пород (физико-химические, механические, фильтрационные, структурные и т. д.), существенными различиями термодинамических параметров гидродинамических систем (давление, температура, свойства пластовых флюидов) и нестационарностью гидравлических виброволновых процессов, амплитудно-частотные характеристики которых изменяются в широких пределах при производстве в скважине различных операций.

4. Аналитическая оценка прикладных возможностей теории и эксперимента в технологии бурения скважин показала, что многочисленные попытки создания математических, физических, детерминированных, стохастических и других моделей, а также расчетных методов, адекватно отражающих нестационарность технологических процессов в скважине, оказались бесплодными. Обусловлено сложившееся положение некорректным использованием теории линейной математики, основанной на десятичной системе исчисления, для описания нестационарных процессов и состояний, характерных для термодинамических условий системы «скважина - массив горных пород», которые могут быть описаны лишь при применении теории, основанной на двенадцатеричной системе исчисления (многомерной).

5. Впервые сформулированы научно-методические принципы организации и управления технологическими процессами бурения, позволяющие расширить перспективы совершенствования традиционных технологий и поднять их на более высокий уровень качества и эффективности строительства нефтяных и газовых скважин.

6. Впервые разработан многофункциональный комплекс системных технологий по гидромеханическому упрочнению ствола в процессе бурения и заканчивания скважин в сложных и изменяющихся геолого-технических условиях, который включает:

- метод гидромеханических испытаний ствола на герметичность (приемистость) и прочность (градиент давления испытания) опрессов-ками скважин с устья или пакерующими устройствами;

- технологию гидроизоляции приствольной зоны вскрываемых бурением поглощающих, газонефтеводопроявляющих пластов и низкой прочности горных пород («метод малых проникновении»);

- технологию изоляции призабойной зоны поглощающих пластов высокой приемистости при регулируемых режимах нагнетания тампо-нажных смесей, параметры которых адекватны их геолого-физическим и фильтрационным характеристикам («метод регулируемых проникновений»);

- методы оперативного регулирования гидравлических режимов бурения, первичного вскрытия продуктивной толщи, цементирования обсадных колонн и тампонирования поглощающих пластов;

- методику совершенствования (упрощения и облегчения) конструкций глубоких скважин.

7. Промысловый опыт показал, что внедрение многофункционального комплекса гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения скважин привело к нелинейному росту качественных и технико-экономических показателей ключевых технологических операций: процесса бурения скважин, предупреждения и борьбы с осложнениями, первичного вскрытия продуктивной толщи, разобщения пластов при цементировании обсадных колонн, упрощения и облегчения конструкций глубоких скважин, т. е. к переходу их на более высокий уровень развития.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Мнацаканов, Вадим Александрович, 2010 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Поляков В. Н., Вяхирев В. И, Ипполитов В. В. Системные решения технологических проблем строительства скважин / Под общ. ред. В. Н. Полякова. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2003. - 240 с.

2. Бабаян Э. В., Булатов А. И. Некоторые гидродинамические особенности технологических процессов строительства вертикальных и наклонно направленных скважин. Обзорная информация, сер. «Бурение», М., ВНИИОЭНГ, 1982, 60 с.

3. Есьман Б. И., Габузов Г. Г. Термогидравлические процессы при бурении скважин. - М.: Недра, 1991. -216 с.

4. Маккрей А. У., Коле Ф. У. Технология бурения нефтяных скважин. - М.: Гостоптехиздат, 1963. - 117 с.

5. Бурение сверхглубоких скважин / Гамзатов С. М. - (Обзор, информ. Сер. «Бурение»). - М.: ВНИИОЭНГ, 1983, вып. 15.-55 с.

6. Бурение нефтяных и газовых скважин в США / И. А. Серенко, Н. А. Сидоров, О. А. Сурикова и др. М., 1983. - 104 с. (Обзор информ. Сер. «Бурение» / ВНИИОЭНГ, вып. 16.

7. Турчанинов И. А., Иофис М. А., Каспарьян Э. В. Основы механики горных пород. Л., «Недра», 1977. 503 с.

8. Раи, М. В. Неоднородность горных пород и их физических свойств. М., «Наука», 1968. - 107 с.

9. Поляков В. Н., Ишкаев Р. К., Лукманов Р. Р. Технология закан-чивания нефтяных и газовых скважин. - Уфа: «Tay», 1999. 408 с.

10. Поляков В. Н. Требования, предъявляемые к герметичности и прочности ствола при заканчивании скважин месторождений Башкирии // Нефтяное хозяйство. - 1983. - № 5. - С. 27-28.

11. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов / А. И. Попов, А. И. Спивак, Т. О. Акбулатов и др. Под об-

щей ред. А. И. Спивака. - 2-е изд., испр. и доп. - М.: ООО «Недра -Бизнесцентр», 2004. - 509 с.

12. Рабинович Н. Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. - М.: Недра, 1989. - 270 с.

13. Пыхачев Г. Б., Исаев Р. Г. Подземная гидравлика. Учебное пособие. М., «Недра», 1972, с. 360.

14. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Муравьев И. М. и др. Изд. 3-е, переработанное и дополненное. М.: Недра, 1970.-448 с.

15. Поляков В. Н., Мавлютов М. Р., Алексеев Л. А., Колод-кин В. А. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин. Уфа: Китап, 1998. - 192 с.

16. Ромм Е. С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. - М.: Недра, 1966. - 282 с.

17. Рафиенко И. И. Эффективные методы ликвидации поглощений промывочной жидкости при бурении. - М.: Недра, 1967. - 189 с.

18. Тян П. М. Предупреждение и ликвидация поглощений при геолого-разведочном бурении. М., Недра, 1980, 167 с.

19. Шерстнев Н. М., Расизаде Я. М., Ширинзаде С. А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. М., «Недра», 1979. 303 с.

20. Тхостов Б. А. Начальные пластовые давления и геогидродинамические системы. - М.: Недра, 1966. - 267 с.

21. Шевцов В. Д. Регулирование давлений в бурящихся скважинах. М.: Недра, 1984. - 191 с.

22. Бочко Э. А., Никишин В. А. Упрочнение горных пород при бурении скважин. - М.: Недра, 1979. - 167 с.

23. Войтенко В. С. Прикладная геомеханика в бурении. - М.: Недра, 1990.-225 с.

24. Соловьев Е. М. Заканчивание скважин. М., Недра, 1979. - 303 с.

25. Гетлин К. Бурение и заканчивание скважин. - М.: Недра, 1984.-511 с.

26. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.: ОАО Типография «Нефтяник», 1998. 160 с.

27. О результатах анализа колебания гидродинамического давления в кольцевом пространстве при бурении скважин // В. М. Костя-нов, А. 3. Эфендиев II Разрушение горных пород при бурении скважин: Тез. Докл. III Всесоюзная научно-техническая конференция. Часть II. 1982.-С. 241-244.

28. Яремий Р. С., Семак Г. Г. Обеспечение надежности и качества стволов глубоких скважин. - М., Недра, 1982. - 259 с.

29. Квашнин Г. Г. Технология вскрытия и освоения водоносных пластов. - М.: Недра, 1987. - 247 с.

30. Поляков В. И., Колокольцев В. А. Определение гидродинамических давлений в процессе спуска инструмента при наличии в скважине проницаемого пласта // Нефтяное хозяйство, 1972, № 4. - С. 42—44.

31. Зильберман В. И., Дегтев Н. И., Ульянов М. Г. О регламентировании репрессий на пласты при бурении скважин // Нефтяное хозяйство, 1988, № 12. - С. 16-20.

32. Некоторые технологические причины потери устойчивости пород приствольной зоны скважин / С. А. Кеворков, Н. Н. Кошелев и др. II Бурение: Реф. науч.-техн. Сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1977, № 7. - С. 6-9.

33. Мирзаджанзаде А. X., Караев А. К, Ширинзаде С. А. Гидравлика в бурении и цементировании нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1970.-230 с.

34. Поляков В. Н., Урманчеев В. И. Промысловая оценка гидравлических условий бурения скважин // НТ и ПЖ. Нефтяное хозяйство, 2007.-№4.-с. 122-124.

35. Чарный И. А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах. - М.: Недра, 1975. - 296 с.

36. Гидравлические сопротивления / Альтшуль А. Д. М.: Недра, 1970, с. 216.

37. Урманчеев В. И. Идеология и научно-прикладные основы традиционных технологий строительства скважин (в порядке обсуждения) // НТ и ПЖ. Нефтяное хозяйство, 2007. № 3. - С. 32-33.

38. Гидромеханические процессы на забое бурящихся скважин /

A. И. Булатов, Г. Г. Габузов, В. Г. Гераськин и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1989. - С. 54 - (Обзор, информ. Сер. «Строительство скважин»).

39. Штур В. Б., Мавлютов М. Р., Филимонов Н. М., Абдуллин Р. А. Регулирование перепада давления в зоне разрушения породы при бурении нефтяных и газовых скважин. Обзор, информ. ВНИИОЭНГ, сер. «Бурение», 1982. - С. 42.

40. Игревский В. И., Мангушев К. И. Предупреждение и ликвидация нефтяных и газовых фонтанов. М.: «Недра», 1974. 192 с.

41. Шевцов В. Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. М.: Недра, 1988. 200 с.

42. Гидродинамические давления, возникающие в процессе проводки скважин и их влияние на устойчивость приствольной зоны /

B. С. Колий, М. А. Танкинбаев, Б. Д. Альсеитов и др. - М., 1980. -320 с. (Техн. И технол. геол.-развед. Работ ВИЭМС).

43. Давление, инициируемое ускорением движения колонны труб в скважинах / Гоачев В. В., Малеванский В. Д., Дигалев В. 3., Леонов Е. Г. II Нефтяное хозяйство. - 1980, № 11. - С. 19-22.

44. Поляков В. И. Промысловые и теоретические исследования нестационарных гидродинамических процессов в системе «скважина -пласт» при спуске инструмента. - Тр. / БашНИПИнефть, Уфа, 1975. -Вып. 45. - С. 44-50.

45. Немировский А. В. Открытые фонтаны на континентальном шельфе: Анализ причин. ПТЖ Газовая промышленность. - М.: Недра, 1986, №8, с. 43-44.

46. Поляков В. И., Кузнецов Ю. С., Сагидуллин И. А. и др. Решение проблем заканчивания скважин в аномальных термодинамических условиях // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 5. - С. 104-108.

47. Поляков В. И., Мнацаканов В. А., Фокин В. В., Аверьянов А. П. Технологические проблемы разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009. - № 6. - С. 34-37.

48. Поляков В. Н., Мнацаканов В. А., Фокин В. В., Аверьянов А. П. Аналитическая оценка современного состояния технологий строительства скважин и перспективы их совершенствования // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009. - № 3. - С. 10-13.

49. Поляков В. И., Мнацаканов В. А., Фокин В. В., Аверьянов А. П. Причины низкой эффективности методов борьбы с поглощениями в бурении // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009. - № 3. - С. 14-17.

50. Контроль за состоянием скважин в Западной Сибири в процессе их строительства / И. П. Толстолыкин [и др.] // Обзор. Информ. Сер.: Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - Вып. 8(26). - 47 с.

51. Разработка газоконденсатных месторождений с большим этажом газоносности / Рассохин Г. В., Рейтенбах Г. Р., Трегуб И. Н. и др. - М.: Недра, 1984. - 208 с.

52. Галеев Р. Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья / Монографияю - М.: КУБК-а, 1997. -325 с.

53. Гоинс У. К, Шеффилд Р. Предотвращение выбросов / Пер. с англ. М.: Недра, 1987. - 288 с.

54. Галф-Рахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов: Пер. м англ. Н. А. Бардиной, П. К. Голованова, В. В. Власенко и др. / Под ред. А. Г. Ковалева. - М.: Недра, 1986.-608 с.

55. Кулиев С. М., Есьман Б. И., Габузов Г. Г. Температурный режим бурящихся скважин. - М.: «Недра», 1968. - 182 с.

56. Основы научных исследований: Учебник для техн. вузов / В. И. Крутое, И. М. Грушко, В. В. Попов и др.] Под ред. В. И. Крутова и В. В. Попова. М.: Высш. шк., 1989. - 400 с.

57. Абдеев Р. Ф. Философия информационной цивилизации. М.: ВЛАДОС, 1994.-336 с.

58. Кульчицкий В. В., Мнацаканов В. А., Беклемышев А. В. Технология строительства пологих скважин на Уренгойском газоконден-сатном месторождении // НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - М.: ИРЦ Газпром, 1999. - № 5. - С. 33-11.

59. Сидоровский В. А. Вскрытие пластов и повышение продук-тивносим скважин. М.: Недра, 1978. - С. 256.

60. Тагиров К. М., Гноевых А. И., Лобкин А. Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. - М.: Недра, 1996. -183 с.

61. Ипполитов В. В., Мнацаканов В. А., Панов К. Е. Новые технологии для бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин, примеющиеся в ДООО «Бургаз» // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. М., 2002. № 4. - С. 9-12.

62. Ишбаев Г. Г., Загидуллин Г. А. Развитие инженерного сервиса ООО НПП «Буринтех». Специализированный журнал «Бурение и нефть». - М.: 2006. - № 5. - С. 30-33.

63. Ишбаев Г. Г., Талипов А. Р. ООО НПП «Буринтех» - итоги 2006 года. // Журнал «Нефтегазовая вертикаль». - М.: 2007. - № 10-11.-С. 18-19.

64. Оценка подготовленности ствола к креплению скважин / И. С. Катеев, Г. С. Абдрахманов, И. Г. Юсупов и др. II Новые методы повышения качества разобщения пластов при бурении нефтяных скважин. Бугульма: ТатНИПИнефть, 1975. - С. 26-43.

65. Черский Н. В. Конструкции газовых скважин. - М.: Гостоптех-издат, 1961.-282 с.

66. Булатов А. И., Измайлов Л. Б., Лебедев О. А. Проектирование конструкций скважин. - М., Недра, 1979. -280 с.

67. Александров В. С. Влияние конструкции на результаты испытаний глубоких скважин // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение: Научн.-техн. Информ. Сбор. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - № 5. - С. 49-52.

68. Шишов Е. Л. Тампонаж горных пород способом глинизации. -М.: УГЛЕТЕХИЗДАТ, 1951. - 88 с.

69. Мирзаджанзаде А. X., Ширинзаде С. А. Повышение эффективности и качества бурения глубоких скважин. - М.: Недра, 1986. - 278 с.

70. Степанов Н. В. Моделирование и прогноз осложнений при бурении скважин. - М.: Недра, 1989. - 252 с.

71. Хокинг Стивен. Краткая история времени: От большого взрыва до черных дыр / Пер. с англ. Н. Смородинской - СПб.: Амфога, 2003. - 268 с.

72. Козодой А. К. К вопросу определения гидродинамических давлений в скважине. - Тр. / ВНИИНГП, Волгоград, 1969, вып. 16. С. 15-19.

73. Сукуренко Е. И., Бондарев В. И., Сидоров И. А. Определение величины гидродинамического давления возникающего при спуске колонны труб в скважину. - Бурение: Реф. научн.-техн. сб. / ВНИИОЭНГ, 1968, №3, с. 53-56.

74. Кларк Е. К. Повышение забойного давления при спуске труб. М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1956. 3 с. Пер. № 21/(565).

75. Леонов Е. Г., Исаев В. И. Расчет гидродинамических давлений при спуско-подъемных операциях колонны при бурении скважин. -М.: МИНХ и ГП им. Губкина, 1982, с. 59.

76. Христианович С. А. Механика сплошной среды. М.: Наука, 1981.-482 с.

77. Тронов В. П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений. - Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2004. - 584 с.

78. Кэрролл Ли. Крайон. Книга III. Алхимия человечского духа: Руководство по переходу человека в Новую Эру / Пер. с англ. Д. Танеев. - М.: Изд-во «София», 2006. - 352 с.

79. Капица П. А. Эксперимент. Теория. Практика: Сатьи и выступления. - 4-е изд., испр. и доп. - М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1987.-496 с.

80. Крылов В. И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. - М.: Недра, 1980. - 304 с.

81. Вахрамеев И. И. Теоретические основы тампонажа горных пород. - М.: Недра, 1968. - 294 с.

82. Рязанов Я. А. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург: издательство «Летопись», 2005. - 664 с.

83. Дерягин Б. В., Чураев Н. В., Муллер В. М. Поверхностные силы. - М.: Наука, 1985. - 398 с.

84. Абрамович Г. Н. Теория турбулентных струй. - М.: Физматгиз, 1960.-215 с.

85. Поляков В. Н., Лукманов Р. Р., Шарипов А. У. и др. Повышение эффективности разобщения и изоляции продуктивных пластов при их разбуривании. // Бурение. - 1979. - № 9. - С. 8-12.

86. А. с. 819306 СССР. Способ снижения проницаемости пластов/ В. Н. Поляков, Р. Р. Лукманов, М. Р. Мавлютов и др.] Опубл. вБИ, 1881.-№13.

87. Поляков В. Н. Технология изоляции пластов тампонажными растворами и струйной кольматацией в процессе бурения: Дисс. ... д-ра техн. Наук. Уфа, 1989. - 374 с.

88. Назаров В. И., Сидоров Т. К,. Пыльцина Н. В. Использование воздействия высоконапорных струй на забое скважин для ускорения бурения // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение: Научн.-техн. Информ. Мб. - М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - №10. - С. 29-32.

89. Применение струйной кольматации карбонатных коллекторов / М. Р. Мавлютов, С. Н. Горонович, В. Н. Поляков, М. Н. Байра-ков II Газовая промышленность. 1985. - № 1. - С. 30-31.

90. Суркова О. А., Сидорова Т. К., Соколова И. Е. Применение способа струйной обработки ствола скважин при их бурении и закан-чивании // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение: Науч.-техн. информ. Сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - № 9. - С. 23-26.

91. Совершенствование технологии вскрытия продуктивных отложений на Карачаганском ГКМ / К. М. Тагиров, Б. П. Ситков, С. Н. Горонович, В. И. Нифантов Н Газовая промышленность. 1986. -№8.-С. 13-14.

92. Демьяненко Н. А., Бут Ю. А., Селиванов А. И. Испытание технологии направленной кольматации при вскрытии бурением меж-

солевой залежи нефти на Дубровском месторождении // Геология нефти и газа. 1993. - № 7. - С. 31-33.

93. Sauber С. А. Ликвидация поглощений с помощью заливок раствора под давлением // Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1967. - № 9. -С. 41-42.

94. Узилов Е. М., Шеффер А. 3., Еньков Е. Н. и др. Предупреждение загрязнения продуктивных пластов при перфорации. РНТС, ВНИИОЭНГ, сер. «Бурение», 1977. - Вып. 5. - С. 6-9.

95. Куксов А. К., Бабян Э. В., Шевцов В. Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. - М.: Недра, 1992. -251 с.

96. Мнацаканов В. А., Усынин А. Ф. Особенности использования буровых растворов при строительстве субгоризонтальных добывающих скважин на Заполярном месторождении // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ»,

2009.-№11.-С. 25-29.

97. Егорова Е. В., Будько А. В., Мнацаканов В. А. и др. Эффективность применения новых ингибирующих реагентов на основе талового пека при бурении на Астраханском ГКМ // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ»,

2010.-№1.-С. 29-35.

98. Мнацаканов В. А. Ключевые технологические проблемы строительства скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. - № 5. - С.

99. Мнацаканов В. А. Технологические осложнения , возникающие при строительстве скважин, их причина и негативные последствия // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. - № 5. - С.