ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ, СВЯЗАННЫЕ С ПРОВОДКОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ЭЛЕКТОБУРОМ И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ

АННОТАЦИЯ

Обзор работ показывает высокую перспективность направленного бурения в части повышения добычи и решения проблем заканчивания скважин. Как показывает практический опыт, направленное бурение становится важным направлением технического прогресса в части увеличения добычи и решения различных проблем заканчивания скважин.

ABSTRACT

Work review shows the high prospects of directed drilling in terms of increasing production and solving problems of well completion. As practical experience shows, directed drilling is becoming an important area of technical progress in terms of increasing production and solving various problems of well completion.

Ключевые слова: Электробур, компоновка низа бурильных колонн, нагрузка, долото, порода, промывочная жидкость, угол отклонения.

Keywords: Electric drill; bottom-hole assembly; load; drilling bit; rock; flushing fluid; deflection angle.

При бурении горизонтального ствола скважины основная технологическая проблема заключается как в передаче на долото необходимой осевой нагрузки для разрушения горных пород, так и в преодолении возникающих сил трения при спуске и подъеме бурильных колонн, а в случае роторного способа бурения и при вращении. При выполнении этих операций в скважине с горизонтальным стволом возникают значительные затяжки, вызванные трением бурильной колонны о стенки скважины в горизонтальном стволе и в переходном интервале. Большая часть этой нагрузки реализовывается не на забое, а на искривленных участках ствола и передается на стенки скважины, что вызывает зависание инструмента. Так, что бы создать на долоте нагрузку в 160-200 кН (контроль велся по нагрузке двигателя электробура по амперметрам) с поверхности на разных участках ствола приходилось создавать нагрузку до 700 кН, при этом ток двигателя находился в пределах 110-130 А, что свидетельствовало о нормальной загрузке электробура т.е. нагрузке в 160-230 кН (в зависимости от проходимых пород). Создание высоких нагрузок, больше чем реализовывалось на забое, вызывало необходимость постоянных отрывов инструмента от забоя, во избежание прихвата последнего под действием перепада давления в местах прижатия инструмента к стенкам скважины избыточными осевыми нагрузками [1].. Фактически, бурение горизонтальных участков превратилось в непрерывные отрывы и спуски инструмента с подведением до забоя долота и короткое, до 20-30 секунд времени, бурение, после чего снова следовал отрыв инструмента со следующей компоновкой низа бурильных труб;

- долото 215,9 миллиметров (калибратор 215,9 миллиметров);

- электробур Э164-8Р: 3 с МИ  СЕЭ164,

- УКИ, УБТ 146 миллиметров - 75 метров;

- бурильные трубы ТБВК 127х10 “Е,Л” -300-375 метров;

- ТБНК 140 миллиметров.

и была сменена на следующую компоноку низа бурильных труб:

- долото 215,9 миллиметров (калибратор 212 миллиметров);

- электробур Э164-8Р: 3  УКИ;

- бурильные трубы ТБВК 127х10 “Е,Л” -300-375 метров;

-УБТ 146 миллиметров -75 метров;

- бурильные трубы ТБНК 140 миллиметров.

Фактически УБТ были представлены в часть ствола с углом меньше 60 градусов, в “башмак” колонны. Дальнейшее бурение велось с вращением колонн ротором   на   малых   оборотах,   для   чего   из    компоновки   была  удалена телеметрическая система, непрочный корпус, который мог выдержать высокие моменты при кручении. После изменения компоновки, сразу прекратились случаи зависания инструмента при подведении его к забою. Для создания осевой нагрузки на долото потребовалось гораздо меньшая нагрузка с поверхности, что наглядно отражено на картограмме. Проходка на долото также существенно выросла с 16-18 метров до 28-22 метров за дробление, что представлено на картограмме. Перестановка УБТ позволила существенно снизить жесткость в интервале интенсивного искривления, что наряду с проворачиванием инструмента позволило снизить зависание и наиболее полно реализовать осевую нагрузку на забое, и сразу сказалось на увеличении проходки на долото и некотором снижении стойкости долот, так как они стали работать при больших осевых нагрузках. Причем выход КНБК из интервала интенсивного искривления в горизонтальную часть ствола не является причиной снижения зависания, о чем наглядно свидетельствует бурение скважины, где последние 3 долбления на участке горизонтального ствола были сделаны электробуром. Картограммы гидравлического индикатора веса свидетельствуют, что зависания инструмента имели место до конца бурения.

Для уменьшения растягивающих усилий в бурильной колонне переходной интервал должен начинаться на возможно большей глубине. Другой мерой, способствующей уменьшению сил трения является постепенное увеличение интенсивности набора кривизны в переходном интервале. При выполнении этих двух условий на участке с наибольшей интенсивностью набора кривизны растягивающие усилия в бурильной колонне являются минимальными, и она проходит через остальную часть переходного интервала с минимальными усилиями на трение. Необходимо также принимать меры по предвращению резких изгибов в вертикальном стволе скважины, так как при больших растягивающих усилиях это так же может привести к возникновению значительных сил трения и следовательно к увеличению опасности прихвата.

Силы трения, возникающие при движении бурильной колонны вниз, сильно осложняют процесс бурения. В результате фактическая нагрузка на долото уменьшается, иногда практически до нуля. Для предотвращения этого явления рекомендуется устанавливать утяжеленные бурильные трубы не над долотом, как обычно, а перемещать их в интервалы, где угол отклонения от вертикали составляет 40 – 60 градусов. При таком положении, УБТ создает запас осевой нагрузки, благодаря которому осуществляется перемещение нижней части бурильной колонны и передается необходимая нагрузка на долото. Кроме того, элементы КНБК не должны иметь наружный диаметр, превышающий номинальный диаметр с учетом необходимого зазора между КНБК и стенками скважины [2].

Необходимо отметить, что нет единственного, оптимального для всех условий метода бурения горизонтальных скважин. Выбор темпа набора угла и систем бурения зависит от целевого назначения скважины, пород и условий бурения, которое могут встретиться в ходе работ.

Одной из основных проблем бурения нефтяных и газовых скважин является промывка забоя и гидротранспортер бурового шлама. Технологические процессы, связанные с этой проблемой составляют в балансе времени строительства скважин около 15-20%.

Рассматривая силы, действующие на выбуренную частицу, установлено, что при горизонтальном бурении сила, поддерживающяя частицу во взвешенном состоянии значительно больше, чем при вертикальном бурении, что необходимо учесть при определении оптимального расхода бурового раствора. При горизонтальном бурении минимальная скорость потока должна определяться исходя из величины его гидравлического радиуса и с целью предотвращения выпадения частиц из потока, должна быть не ниже 0,7 от величины заданной скорости.

Основной задачей бурения горизонтального участка в продуктивном пласте является увеличение добычи нефти.

Длина горизонтально участка скважины является основным фактором, определяющим производительность скважины, так как определяет суммарную площадь фильтрации. Длина этого участка может колебаться от нескольких десятков до полутора тысяч метров. Разумеется, что при увеличении длины этого участка в значительной степени возрастают проблемы при бурении и заканчивании скважин. Контроль траектории горизонтального участка имеет большое значение, особенно при бурении в тонких пластах с газовой шапкой и подстилающим водоносным пластом. В этих случаях проникновение ствола в соседний пласт приводит к потере скважины. При мощности продуктивного пласта менее 35 метров отклонение по вертикали должно находится в пределах 0,9 метра, что хотя и возможно с технической точки зрения, но требует больших затрат. При более благоприятном расположении продуктивного пласта этот допуск составляет примерно 3 метра. Диаметр горизонтального участка ствола скважины не оказывает столь значительного влияния на продуктивность, как в вертикальных скважинах. Как любая новая технология, горизонтальное бурение довольно дорого, но повышение продуктивности скважины может быть столь значительным, что экономическая эффективность такой более дорогой скважины может быть гораздо выше. К настоящему времени накоплен определенный опыт эксплуатации горизонтальных скважин, который позволяет сказать, что дебит таких скважин обычно намного превышает дебит соседних вертикальных. Увеличение дебита скважины зависит от множества факторов, поэтому можно говорить только о самых приблизительных величинах. Обычно сообщается об увеличении дебита в 2....5 раз, иногда больше. Диапазон показателей здесь очень широк. Увеличение объемов горизонтального бурения в немалой степени будет зависеть от успехов в совершенствовании техники и тенологии, причем главным образом в области заканчивания скважин, которое во многих случаях предствавляет сейчас наибольшую проблему.Технологические схемы представлены на рис 1-3. Многие проблемы бурения скважин с горизонтальными стволами связаны с правильным выбором типа бурового раствора и его свойств. Отсутствие тщательного планирования программы буровых растворов в период строительства скважины приведет к возникновению чрезмерного крутящего момента в скважине, прихвату труб, нестабильности стенок скважины, сложностям спуска географического инструмента. При выборе типа бурового раствора для бурения скважин с горизонтальными стволами необходимо учитывать наличие в разрезе скважин осыпающихся песчано-глинистых пород, забойные температуру и давление, требования защиты окружающей среды. При этом, выбранный буровой раствор должен легко поддаваться обработке для решения возникших роблем, моделирование которых проводят в лабораторных условиях с помощью различных экспертных систем.

Однако в процессе бурения первых скважин были выявлены вопросы совершенствования техники для бурения горизонтальных скважин электробуром. С этой целью в первую очередь необходимо:

• укороченные  электробуры и телеметрические системы длиной не более 6 метров с повышенными прочностными  характеристиками.
• разработать более совершенную аппаратуру для проведения геофизических исследований скважин в интервалах с интенсивным искривлением.
• разработать электрический отклонитель (регулируемый), для искривления и коррекции ствола скважины при бурении горизонтальных скважин.
• Разработать пакер манжетного цементирования высокой надежности с   комплектом пробок из легкоразбуриваемого материала.

Условия бурения предопределили возникновение и развитие ряда специфических осложнений, для предотвращения и ликвидации которых потребовались технологические решения (режим, КНБК и др.) и создание специального бурового раствора. Такой раствор был создан, исследован и внедрен. Раствор представляет собой комплексно – ингибированную систему в сочетании с гидрофобизирующими ПАВ (ПДК) [3].

Благодаря этим решениям, пробуренные в зоне АВПД скважины вскрыли горизонтальным стволом протяженностью более 200 м продуктивный пласт. По полученным технико – экономическим результатам, в том числе и дебиту нефти, они значительно опережают современный научно – технический уровень строительства скважин подобного типа.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА КОЛОНН

Рисунок 1. Определение степени центровки колонны

Рисунок 2. Конструкция  колонн горизонтальной части скважины

Рисунок 3. Горизонтальный ствол

Список литературы:

1. Гулатаров Х.,  Деряев А.Р.,  Эседулаев Р.Э.  Особенности технологии бурения горизонтальных скважин способом электробурения, (Монография), Наука, Ашгабат 2019, Стр. 98-105.
2. Гулатаров Х.,   Деряев А.Р.  Технологические и технические проблемы, связанные с проводкой горизонтальных скважин электробуром и пути их решения. / Cборник статей Моделирование процессов разработки газовых месторождений и прикладные задачи теоретической газогидродинамики. – А: Наука,  1998. – с. 56–62.
3. Гулатаров Х.,   Деряев А.Р.  Особенности бурения наклонно-направленных скважин электробуром. / Cборник статей Моделирование процессов разработки газовых месторождений и прикладные задачи теоретической газогидродинамики. – А: Наука, 1998.– с. 62–70.