Технология бурения с управлением забойным давлением в системе «скважина - пласт»


Э. В. БАБАЯН













ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ С УПРАВЛЕНИЕМ ЗАБОЙНЫМ ДАВЛЕНИЕМ В СИСТЕМЕ «СКВАЖИНА - ПЛАСТ»

Учебное пособие























Москва Вологда « Инфра-Инженерия» 2021

УДК 622.24
ББК 33.131

    Б12



Рецензенты: профессор, директор Института нефти, газа и энергетики КубГТУ, заведующий кафедрой нефтегазового дела, горный инженер Д. Г. Антониади; кандидат технических наук, доцент кафедры нефтегазового дела КубГТУ С. В. Усов




    Бабаян, Э. В.
Б12 Технология бурения с управлением забойным давлением в системе «скважина - пласт» : учебное пособие / Э. В. Бабаян. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2021. - 308 с. :ил., табл.

            ISBN 978-5-9729-0609-3


      Представлена технология бурения скважин с управлением дифференциальным давлением разной направленности в системе «скважина - пласт». Предложены способы поддержания минимального, положительного и отрицательного значения дифференциального давления для влияния на механическую скорость проходки, проходку на долото, снижение вероятности осложнений и аварий. Подробно изложена технология производства, включающая циркуляционные системы, газогенераторное оборудование, устьевое оборудование и измерительную аппаратуру для управления скважиной при наличии постоянного притока пластового флюида.
      Для составителей проектов на строительство скважин и непосредственных их исполнителей. Может быть полезно студентам и аспирантам, изучающим нефтегазовое дело.


УДК 622.24
ББК 33.131







ISBN 978-5-9729-0609-3

     © Бабаян Э. В., 2021
     © Издательство «Инфра-Инженерия», 2021
                            © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2021

            ОГЛАВЛЕНИЕ



Предисловие.........................................................6

Глава 1. Репрессия.................................................11
1.1. Зависимость механической скорости бурения от перепада давления и свойств бурового раствора...............................11
1.2. Плотность бурового раствора...................................20
1.3. Показатели свойств буровых растворов..........................34
1.4. Структурная вязкость и динамическое напряжения сдвига.........39

Глава 2. Контроль забойного давления...............................41
2.1. Прогнозирование импульсного давления..........................41
2.2. Первые решения................................................43
2.3. Определение давления под долотом при равномерном движении колонны труб..............................................46
2.4. Инерционная составляющая......................................50
2.5. Экспериментальные исследования по изучению гидродинамических давлений.........................................51
2.6. Влияния сжимаемости и релаксации напряжений...................57
2.7. Промысловые исследования забойного давления при движении труб..................................................63

Глава 3. Повреждения продуктивных пластов..........................75
3.1. Факторы и механизмы, изменяющие проницаемость призабойную зону пласта (ПЗП)......................................75
3.2. Схематизация поражения пласта.................................81
3.3. Аналитические методы оценки продуктивности коллекторов........92

Глава 4. Бурение скважин с притоком пластового флюида..............96
4.1. Особенности технологии бурения скважин при депрессии..........96
4.2. Цели бурения..................................................98
  4.2.1. Максимизация нефтеотдачи..................................99
  4.2.2. Минимизация осложнений при бурении, связанных с давлением.....................................................100
4.3. Критерии выбора технологии углубления скважины с управляемым забойным давлением..................................102
4.4. Система квалификации для бурения на депрессии................110
4.5. Выбор коллектора для бурения на депрессии....................111
  4.5.1. Устойчивость коллектора при бурении на депрессии.........113
  4.5.2. Выбор конструкции забоя скважины.........................116
  4.5.3. Исследование пластов-коллекторов.........................117
4.6. Буровые растворы.............................................118
  4.6.1. Газообразные смеси.......................................119
  4.6.2. Аэрозольные системы......................................120
  4.6.3. Пенные системы...........................................120
  4.6.4. Газожидкостные системы...................................122
  4.6.5. Однофазные растворы......................................123


3

  4.6.6. Газированные системы.....................................123
  4.6.7. Однофазные растворы......................................128
4.7. Системы газлифтной эксплуатации..............................130
  4.7.1. Соотношение газа и жидкости..............................130
  4.7.2. Впрыск в бурильную колонну...............................131
  4.7.3. Впрыск в затрубное пространство..........................133
  4.7.4. Впрыск вспомогательную боковую колонну...................135
4.8. Экономические ограничесния...................................137

Глава 5. Забойное давление при бурении на депрессии...............140
5.1. Факторы, которые нужно учитывать при бурении на депрессии....140
5.2. Забойное давление при бурении на депрессии с использованием однородной жидкости..............................142
5.3. Управление скважиной при бурении на депрессии однофазным потоком и постоянным притоком пластового флюида...................144
5.4. Многофазное течение..........................................150
  5.4.1. Забойное давление в затрубном пространстве и расход нагнетаемого газа......................................150
5.5. Расчет газификации жидкости для статических условий..........160
5.6. Скважинное оборудование для бурения на депрессии.............169
  5.6.1. Датчики измерения давления во время бурения..............169
  5.6.2. Другие инструменты во время бурения на депрессии.........170
  5.6.3. Обратные клапана.........................................171
  5.6.4. Раскрываемые клапана.....................................172

Глава 6. Проектирование с отрицательным дифференциальным давлением в системе «скважина - пласт»............................174
6.1. Расчет системы циркуляции....................................174
6.2. Моделирование данных по скважине.............................177
6.3. Начало работ по бурению при отрицательном дифференциальном давлении.........................................181
6.4. Компоновка бурильной колонны.................................183
6.5. Расчеты для воздуха и газа...................................186
  6.5.1. Статический столб газа...................................186
  6.5.2. Прямая циркуляция - течение вверх по кольцевому пространству (от забоя до выхода из скважины)...................187
  6.5.3. Прямая циркуляция - течение вниз внутри колонны бурильных труб..................................................189
  6.5.4. Обратная циркуляция - течение вверх по колонне НКТ.......191
  6.5.5. Обратная циркуляция - течение вниз по кольцевому пространству.194
  6.5.6. Обратная циркуляция - внесение поправок и пластовое давление............................................196
6.6. Вынос шлама различными типами газов и буровых растворов......197
  6.6.1. Бурение с продувкой увлажненным воздухом (туманом)............198
  6.6.2. Бурение с промывкой пенообразным материалом..............201
  6.6.3. Газированные системы.....................................204
     6.6.3.1. О скорости проходки.................................204
     6.6.3.2. Вынос шлама газированными жидкостями................207


4

6.7. Поток на выходе. Газосепаратор...............................210
6.8. Система факельного сжигания.....................................216
6.9. Прогнозирование и мониторинг эрозии.............................218
6.10. Порядок работ при наращивании бурильного инструмента........220
6.11. Стационарный клапан - отсекатель............................221

Глава 7. Наземное оборудование для бурения на депрессии...........224
7.1. Буровая система..............................................224
7.2. Газогенерирующее оборудование................................225
7.3. Оборудование для управления скважиной........................227
7.4. Системы спуска и подъема под давлением.......................233
7.5. Принудительный спуск труб в скважину (нагрузка на трубы).....235
7.6. Система вращающихся диверторов...............................246
7.7. Блок дросселирования.........................................248
7.8. Система САУД.................................................250
7.9. Верхний привод...............................................251
7.10. Выбор бурового насоса.......................................253
7.11. Выбор сепараторов для фазового разделения газожидкостной смеси.254
7.12. Циркуляционная система закрытого типа для бурения в депрессионных условиях..........................................759

Глава 8. Заканчивание пробуренных на депрессии скважин............272

Глава 9. Управление скважиной при бурении на депрессии (UBD).........279
9.1. Стратегия управления скважиной...............................279
9.2. Глушение скважины с использованием наземных блоков в противовыбросовых превенторов (обычная циркуляция).................281
9.3. Глушение скважины с вытеснением пластового флюида в пласт из кольцевого пространства................................283
9.4. Управление скважиной при неконтролируемом притоке пластового флюида.................................................284

Глава 10. Аспекты безопасности....................................288
10.1. Основные положения в случае UBD.............................288
10.2. Вопросы безопасности требующие внимание.....................289
  10.2.1. Вопросы, относящиеся к внутрискважинным условиям и характеристикам пласт.........................................289
  10.2.2. Вопросы, относящиеся к поверхностному оборудованию и контрольно-измерительной аппаратуре...........................290
  10.2.3. Вопросы, относящиеся к методам управления скважиной.....292
  10.2.4. О многофазном потоке в кольцевом пространстве...........294
  10.2.5. Соображения, связанные с окружающей средой..............296
10.3. Обучение буровой бригады....................................297
10.4. Ограничения.................................................298

Литература........................................................302


5

                ПРЕДИСЛОВИЕ




      Ни одна новая технология при бурении, освоении и капитальном ремонте скважин не осуществляется без предварительного расчета величины дифференциального давления в системе «скважина - пласт».
      В начале, когда началось массовое бурение скважин глубиной свыше 1500 м, было замечено, что со снижением плотности бурового раствора, а значит дифференциального давления, существенно увеличивается механическая скорость проходки и замедляется износ породоразрушающего инструмента. А в последствии, влияния этой величины на возникновение осложнений, трудностей вызова притока и его несоответствию ожидаемым дебитам.
      По установлению, что основной причины прихвата бурового инструмента является дифференциального давления, то его уменьшение до минимально возможной величины, позволило снизить аварийность в бурении. Соответствие качества бурового раствора разрушаемой породе, и что очень важно, своевременный и контролируемый ввод смазывающей добавки, проблема прихватов бурильного инструмента была решена, а ликвидация единичных случаев прихвата не столь затруднительной.
      Но отказаться от необходимости иметь регламентированную величину превышения гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением остается невозможным.
      Как правило, скважины бурят на репрессии (overbalanced drilling). При подъеме бурильной колонны забойное давление также должно быть выше пластового, чтобы не допускать притока пластового флюида Рпл < Р.заб Рлидрост — Рдин. Поскольку это первое и самое важное ограничение, что удерживает неуправляемое поступление пластового флюида, и возможным открытым фонта
6

нированием. Правила безопасности регламентируют 5% превышение гидростатическое давление столба бурового раствора над пластовым давлением, т. е. Р»л < Рзаб = Ргиброст. Но бурение осуществляется при наличие гидравлических потерь по затрубному пространству Р„л < Рзаб = Ргиброст +Ртреиие. При таком достаточно высоком дифференциальном давлении иметь эффект увеличения скорости проходки, можно только, если понизить плотность бурового раствора.
       На момент остановки циркуляция Рзаб = 1,05 Рт. Но в дальнейшем при подьеме долота забойное давление будет снижаться за счет гидродинамических потерь Рбии, и когда Рбин > 0,05 Рт, то, если вскрыт коллектор, возможно поступление пластового флюида. Ситуация в практике бурения скважин достаточно частая, и при не принятии своевременных мер, приводит к катастрофическим последствиям.
       Но все же снижение репрессии - это прямой путь к снижению затрат на строительство скважин.
       Надежность противовыбросового оборудования и использование вращающегося превентора, установок по спуску и подьему труб при избыточном давлении на устье скважины, проверенная технология управления скважиной при газонефтеводопроявлениях в различных горногеологических условиях позволило создать технологию с пониженным забойным давлением против пластового давления.
       Эффективное давление в скважине при циркуляции бурового раствора при бурении на депрессии (UBD - underbalanced drilling) складывается из трех величин: гидростатического давления столба жидкости, потерям давления на трение в кольцевом пространстве и избыточному давлению, действующему на поверхности, таким образом Рил > Рзаб Ргиброст +Ртрение + Рштуцер .
       Повреждение продуктивных пластов в ходе бурения - твердые частицы бурового раствора и не своевременно удаленной выбуренной породы, могут перекрывать поры, пустоты, а также трещины естественного или искусственного происхождения. Фильтрат бурового раствора может также вторгаться в зоны, содержащие углеводородное сырье, тем самым изменяя смачиваемость пласта 7

или вызывая эмульсионное или водное закупоривание пути движения флюидов в скважину. Глубина и величина повреждения призабойной зоны продуктивного пласта зависит от величины дифференциального давления. Снижение репрессии при вскрытии продуктивного пласта - прямой путь сохранения естественной продуктивности пласта.
      Многочисленные геофизические измерения показали, что глубина проникновения фильтрата бурового раствора в низкопроницаемом коллекторе больше, чем в высокопроницаемом пласте. Эта зависимость объясняется временем формирования глинистой корки и ее проницаемостью. На коллекторе с низкой проницаемостью формирование корки идет медленнее, она менее прочна, легко разрушается в результате механического воздействия бурового инструмента и потока жидкости. Случаи вымыва пластового флюида в небольших объемах в виде газированного бурового раствора с пленками нефти после спускоподъемных операций при вскрытых низкопроницаемых коллекторах свидетельствуют о длительности фильтрационных потоков из скважины в пласт и из пласта в скважину. Совсем другое наблюдается при вскрытие высокопроницаемых коллекторов, когда при небольших депрессиях (до 0,5-1,0 МПа) во время подъема инструмента, притока пластового флюида (нефти или воды) в небольших объемах не наблюдалось. По причине созданной плотной и низкопроницаемой глинистой корки. Но избежать выброса бурового раствора при вскрытом газовом пласте, и не догляде за изменением (уменьшением) расчетного объема долива затрубного пространства, даже при незначительной образовавшейся депрессии при подъеме инструмента и небольших объемах притока пластового флюида, не всегда удавалось.
      Буровая практика показала, что вскрытие коллекторов с низкой проницаемостью на безглинистом буровом растворе из-за отсутствия глинистой корки сопровождалось увеличением интенсивности притока из пласта во время спускоподъемных операций, в результате снижения забойного давления ниже пластового за счет снятия гидравлических потерь после остановки промывки и отрицательных гидродинамических давлений обусловленных движением труб.

8

Отсутствие малопроницаемой корки при вскрытии низкопроницаемых коллекторов верхнего олигоцена на месторождении Белый Тигр в СРВ приводило к необходимости иметь более высокую плотность безглинистого бурового раствора на 0,03-0,05 г/см³ для предотвращения притока по сравнению с обычным буровым раствором на глинистой основе.
       Нетрудно сделать вывод, что фильтрация из скважины в пласт и из пласта в скважину при вскрытом низкопроницаемом коллекторе происходит при отсутствии преграды, а именно полупроницаемой глинистой корки, а объем отфильтровывающийся жидкости зависит от длительности процесса и величины перепада давления в системе «скважина-пласт». Для снижения объема фильтрации из скважины в низкопроницаемый пласт необходимо снизить до минимума репрессию, а чтобы полностью предупредить загрязнение пласта необходимо иметь депрессию.
       Благодаря отрицательному дифференциальному напору удается избегать накопления фильтрационного осадка в пласте, а также вторжения в пласт бурового раствора и выбуренных твердых материалов, что способствует повышению производительности пласта и сокращению проблем возникающих при бурении. Экономические аспекты бурения при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина - пласт» находятся в тесной связи со стоимостью такого бурения и его задачами.
       Несмотря на рост эксплуатационных расходов, связанных с необходимостью обеспечения дополнительного оборудования и квалифицированного персонала, используемых на скважине, требуется учесть возможность повышения производительности и сокращения числа проблем, возникающих при бурении на репрессии.
       Из имеющегося опыта можно отметить, что на сегодняшний день бурение скважин при отрицательном давлении обходится на 20-30% дороже, нежели бурение при повышенном гидростатическом давлении. Вместе с тем, расходы не являются достаточным мерилом преимуществ, которые сулит UBD. Увеличение продуктивности скважины в 2-3 раза в течение года, пробуренной на 9

депрессии позволит иметь чистую прибыль с учетом дополнительных вложений. Случаев проблем с бурением и с заканчиванием скважин без применения UBD множество, а в истощенных пластах повреждение стенок скважины исключает возможность заканчивания скважин без UBD.
      При проектировании скважины предлагается задаваться величиной забойного давления. Забойное давление не должно значительно отличаться от порового давления вскрываемых пластов. Известно, что слишком большое превышение скважинного давление над пластовым давлением становится причиной гидроразрыва пласта, с последующим поглощением бурового раствора, прихвата бурильной колонны, повреждением призабойной зоны продуктивного пласта. Снижение положительного значения дифференциального давления при бурении на репрессии является главной причиной увеличения механической скорости проходки, но при этом гораздо проще сохранить устойчивость стенок скважины. Вероятность прихвата бурового инструмента снижается, так же как и поглощения буровой жидкости.
      Снижение положительной величины дифференциального давления и перехода в область отрицательного значения становится технологической необходимостью для условий, которые чаще всего встречаются на глубинах более 3500 м, когда диапазон допустимых колебаний забойного давления (по отношению к пластовому) находится в пределах 1,04-1,14. Поскольку при репрессии на пласт менее 4% возможно поступление пластового флюида в скважину (проявление), а репрессия на пласт более 10% приводит к поглощению бурового раствора.
      Обязательным мероприятием перед началом буровых работ - персонал буровой бригады должен пройти обучение по технике и технологии бурения с регулируемым (заданным) положительном и отрицательным дифференциальным давлением).

10

                ГЛАВА 1


                РЕПРЕССИЯ




            1.1. Зависимость механической скорости бурения от перепада давления и свойств бурового раствора


      Механическая скорость бурения (мгновенная скорость бурения) - скорость проходки, достигнутая в конкретный момент времени. По ее значению сопоставляют характеристики долота, рабочими параметрами углубления, типами и свойствами бурового раствора и породы. В общим, это очень важный показатель.
      Многочисленные наблюдения и исследования позволили утвердиться в том, что превышение забойного гидростатического давления раствора Ргид.ст над поровым давлением Р пор вскрываемого пласта является одной из причин снижения механической скорости бурения и преждевременного износа долота. Так, рост избыточного давления на забой от 0 до 3,5 МПа приводит к снижению механической скорости бурения почти в два раза. Одно из объяснений этому явлению - перепад давления (Ргид.ст - Рпор) препятствует подъему выбуренной породе с забоя скважины и приводит к образованию устойчивой подушки твердых частиц под долотом. Важно, чтобы породоразрушающие элементы долота постоянно контактировали только с нетронутой еще породой, и в таком случае скорость проходки будет максимальной.
      Результаты лабораторных исследований влияния перепада давления на скорость проходки приведены на рис. 1.1. Скорость проходки снижается более чем на 70% при превышении перепада давления от 0 до 7,0 МПа. Но также от

11

мечено, что на интенсивность скорости проходки (V) от увеличения перепада давления зависит от типа бурового раствора, и может быть описано следующим выражением:
V = V, ■ е⁻“'ЛР,
где Vo - скорость проходки при ДР = 0.

Рис. 1.1. Влияние перепада давления на механическую скорость бурения 1 — недиспергирующий буровой раствор, a = 0,7;
2 — лигносулъфонатный раствор a = 0,325

      Если принять скорость проходки при ДР за 100 %, тогда это выражение можно записать:
                           V = 100 ■ е⁻бгАР, где a - константа, характеризующая тип бурового раствора, МПа⁻¹; ДР — перепад давления, МПа.
      В зависимости от типа бурового раствора константа а по данным В. Н. Кошелева имеет следующие значения:
      •  лигносульфонатный раствор - 0,325;
      •  инвертно-эмульсионный раствор (ИЭР) - 0,1;
      •  полимерный раствор - 0,07.

12

      Отмечено, что если проницаемость вскрываемого пласта очень высокая по сравнению с проницаемой прилегающей призабойной зоны, то перепад давления, удерживающий обломки породы, практически равен дифференциальному давлению ЛР . Это обстоятельство объясняет, почему в проницаемых породах отмечается наибольшее значительное снижение скорости проходки.
      Результаты исследования по влиянию вязкости раствора и фильтрации представлены на рис. 1.2. Кривая 1 характеризует снижение скорости бурения с увеличением вязкости раствора. Исследования проводились на растворе сахарозы, вязкость которой регулировали разбавлением водой. Скорость бурения снижается с увеличением вязкости раствора, но в меньшей степени, чем при бурении на глинистом растворе. Это различие можно объяснить влиянием твердой фазы бурового раствора.


Рис. 1.2. Влияние вязкости, фильтрации, при высокой температуре и давлении и мгновенной фильтрации бурового раствора на механическую скорость бурения:
1 — влияние пластической вязкости на механическую скорость бурения;
2 — влияние мгновенной филтрации на механическую скорость; 3 — влияние фильтрации при высокой плотности и высоки лавлении на механическую скорость

13