Что такое гидромониторный эффект в бурении
ВЛИЯНИЕ РЕЖИМА ПРОМЫВКИ НА СКОРОСТЬ БУРЕНИЯ
Скорость и режим циркуляции бурового раствора определяют интенсивность размыва забоя потоком, значение дифференциального давления на забое, качество очистки забоя и ствола от разрушенной породы, степень размыва скважины, энергетические затраты на циркуляцию, т.е. то, что прямо влияет на скорость бурения скважин.
С повышением производительности промывки будет интенсифицироваться размыв породы на забое, улучшаться удаление шлама с забоя, при этом скорость бурения должна увеличиваться. Однако возникают также отрицательные моменты: повышается дифференциальное давление на забое за счет увеличения потерь напора в кольцевом пространстве и давления падающей на забой струи бурового раствора, интенсифицируется процесс размыва стенок ствола скважины восходящим потоком, растут энергетические затраты на циркуляцию, могут возникнуть поглощения бурового раствора.
Из отечественной и зарубежной практики бурения скважин известно, что по мере увеличения скорости истечения бурового раствора из отверстий долота разрушение забоя долотом интенсифицируется. Это обусловлено, с одной стороны, увеличением количества подаваемой к забою промывочной жидкости, а с другой — увеличением кинетической энергии струи, бомбардирующей поверхности забоя. Механическая скорость проходки тесно коррелируется с гидравлической мощностью, срабатываемой на долоте, и со скоростью струи бурового раствора в насадках долота: с увеличением этих параметров механическая скорость проходки увеличивается.
На эффективность размыва породы гидромониторной струей значительно влияет гидростатическое давление: с увеличением его эффективность размыва забоя струей снижается. Но если с технологической точки зрения положительная роль высокоскоростной струи в разрушении породы долотом очевидна, то целесообразность применения гидромониторных долот при бурении в разных геологических условиях определяется прежде всего прочностными характеристиками разбуриваемых пород.
Экспериментальным путем установлено, что при действии гидромониторной струи на забой скважины могут наблюдаться три, а иногда и четыре частных эффекта, в совокупности определяющие роль струи в разрушении забоя.
Второй заключается в выемке недоразрушенной породы и в разрушении перемычек между лунками, образовавшимися под зубцами долота.
Третий заключается в непосредственном разрушении струей материнской породы.
Четвертый эффект воздействия гидромониторной струи: с увеличением скорости взаимодействия струи с забоем проницаемых горных пород возрастает интенсивность смыва глинистой корки, что обусловливает рост давления на глубине разрушения и снижает напряжения в скелете породы. В итоге облегчаются условия и эффективность разрушения горных пород.
Частные гидромониторные эффекты зависят от соответствующего сочетания твердости и проницаемости породы. При этом суммарный гидромониторный эффект для одной и той же породы не является монотонной зависимостью от удельного давления струи на забой, а представляет собой сменяющие друг друга участки усиления и ослабления эффекта, а значения удельных давлений, соответствующие этим участкам, зависят от твердости и сплошности породы.
После установления влияния различных показателей технологического процесса промывки на скорости бурения скважин появляется возможность сформулировать основные требования к буровым растворам, которые вытекают из необходимости обеспечения в процессе бурения:
· минимального дифференциального давления на забое;
· минимальной толщины фильтрационно-шламовой подушки на забое;
· совершенной очистки забоя от обломков разрушенной долотом породы;
· максимальной силы удара о забой струи бурового раствора, вытекающего из насадок долота.
С позиций достижения наилучших показателей работы долот и повышения скоростей бурения скважин к буровым растворам можно предъявить следующие основные требования:
· жидкая основа буровых растворов должна быть мало вязкой и иметь низкое значение поверхностного натяжения на границе с горными породами;
· буровые растворы должны быть недиспергирующими под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах. Они должны обладать стабильными показателями технологических свойств;
· буровые растворы должны быть химически нейтральными по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их диспергирования и набухания;
· буровые растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, наполнители и добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях;
· желательно, чтобы буровые растворы в своем составе имели не менее 10 % смазывающих добавок, а также содержали газообразную фазу.
Естественно, эти общие требования не являются догмой, а их выполнение во многом зависит от геолого-технических условий бурения. Однако они позволяют выбрать именно тот раствор, который не только исключит осложнения и аварии в скважине, но и обеспечит высокие скорости ее бурения. При этом, конечно, в каждом конкретном случае необходимо решать комплексную задачу о целесообразности применения того или иного раствора с учетом технической вооруженности буровой установки, оперативности снабжения ее материалами, квалификации работников, географического положения скважины и т.д.
Выполнение на практике сформулированных общих требований к буровому раствору необходимо, но недостаточно для выбора бурового раствора с целью обеспечить сохранность проницаемости продуктивного горизонта.
Безусловно, только реализация наиболее полного комплекса предложенных мероприятий позволит достичь заметного повышения эффективности бурения скважин. Использование лишь некоторых мероприятий вряд ли позволит достичь стабильного технологического и экономического эффекта.
Гидромониторный метод повышает эффективность направленного бурения в очень слабо сцементированных породах и снижает риск пересечения стволов скважин
В настоящей работе рассматривается опыт бурения нефтяных скважин в территориальных водах Нигерии для оператора Addax Petroleum.
Настоящая статья написана главным редактором журнала «Инженерная практика» Александром Долгопольским в качестве краткого обзора публикации SPE 173057-MS “Drilling Technique Improves Directional Steering Control in Very Weak Formation and Reduces Wellbore Collision Risk”. Данную публикацию подготовили John Ogwumike, Yemi Ajijolaiya, and Edmund Appleton, Charles Ibrahim (Addax Petroleum); Hartmut Hans Schrader, Nico Foekema, Jon Ruszka, Harry Wilson и Adeniyi Adams (Baker Hughes) для Конференции по бурению Международной ассоциации буровых подрядчиков и Общества инженеров нефтегазовой промышленности (IADC/SPE), проведенной 17-19 марта 2015 года в г. Лондоне. Публикация не рецензировалась.
Рис. 3.1. Монтаж платформы и строительство шести двойных направлений
Оптимальным для данного случая было бы раннее начало набора кривизны стволов, однако на протяжении первых 300 м по стволу бурение ведется в крайне слабо сцементированных породах, направленное бурение с набором угла в которых при помощи управляемого винтового забойного двигателя (ВЗД) или даже управляемой роторной системы (УРС) практически невозможно вследствие высокого риска обрушения стенок и формирования повышенной кривизны ствола. По этой причине скважины бурились до отметки примерно в 240-300 м вертикально, после чего следовал достаточно резкий отход от вертикали, что затрудняло спуск обсадных колонн.
Рис. 3.2. Трехточечная геометрия направленного бурения управляемым забойным двигателем
Как напоминают авторы, механизм направленного бурения при помощи ВЗД с кривым переводником или УРС базируется на трех точках контакта инструмента со стенками ствола и забоем (рис. 3.2). Механизмы реализации отклонения траектории могут быть разными, но в любом случае в мягких, слабосцементированных породах с малым пределом прочности при неограниченном сжатии каждая точка контакта будет «проваливаться», затрудняя точное направленное бурение и порождая высокую кривизну ствола.
Рис. 3.3. Принцип гидромониторного направленного бурения
В публикации упоминаются несколько подходов к решению данной проблемы, однако в данном случае оператор остановил свой выбор на гидромониторном варианте направленного бурения. Как напоминают авторы, первые специальные долота и методики для гидромониторного бурения были применены в 1950-х годах на побережье Мексиканского залива в штате Луизиана. Тогда же метод был назван гидромониторным отклонением долота (jet-bit deflection). Суть метода состояла в чередовании фаз ориентирования гидромониторных насадок, размытия породы с нужной стороны забоя направленной струей из неподвижного долота и бурения с вращением долота (рис. 3.3). Таким образом, вращающееся долото направлялось в нужную сторону по пути наименьшего сопротивления.
Исторически стандартная компоновка низа бурильной колонны (КНБК) для гидромониторного бурения включала трехшарошечное долото со специальной конфигурацией гидромониторных насадок, наддолотный стабилизатор, модуль измерений в процессе бурения и другие элементы, а при ее использовании должен был соблюдаться ряд принципов. Так, например, следовало оставлять достаточную длину свечи, чтобы вслед за фазой размытия породы можно было бы сразу пробурить несколько метров. Скорость циркуляции в ходе размытия породы должна составлять порядка 150 м/с. Размытый интервал должен быть достаточно глубоким, чтобы КНБК входила в него по верхнюю границу наддолотного стабилизатора. Далее скорость циркуляции снижается вдвое, а при необходимости размытую породу можно дополнительно «пробить», приподняв колонну над забоем на полтора-два метра и снова опустив ее на забой с оттяжкой.
Рис. 3.4. Состав стандартной КНБК для гидромониторного бурения с РУС
Однако в рамках рассматриваемого проекта в Нигерии технологию гидромониторного бурения решили применить в сочетании с РУС (рис. 3.4). Это, в частности, позволило сократить число спускоподъемных операций (СПО), что было важно ввиду неустойчивости стенок скважины в верхних интервалах.
Всего на момент подготовки публикации на месторождении описанным выше способом были успешно пробурены 17 скважин. Авторы приводят достаточно подробные описания строительства двух из них.
Рис. 3.5. Профиль скважины №20H на фоне соседних стволов. Черным обозначен запланированный профиль, красным – фактический
Так, в частности, скважина №20Н бурилась с применением КНБК, включавшей долото для гидромониторного бурения, УРС и модуль гироскопии в процессе бурения. Набор зенитного угла начался всего десятью метрами ниже башмака направления (рис. 3.5). При этом при бурении начальных участков в процессе размытия породы расход раствора ограничили 38 л/с (при стандартных 63 л/с), чтобы пройти зону близкого расположения соседних скважин на меньшей механической скорости, тем самым снизив риск пересечения стволов. Плановая кривизна ствола составляла 3,54°/30 м с изменением азимута от 139,1 до 95,0°. Ниже по стволу после прохождения зоны высокого риска пересечения скважин расход на размытие породы увеличили до 57 л/с, а темп набора зенитного угла – до 5,20°/30 м. Механическая скорость проходки при бурении скважины варьировала в диапазоне от 18 до 85 м/ч в зависимости от типа породы. А примененная технология позволила уменьшить зенитный угол секции диаметром 311,1 мм с проектных 85° до менее экстремальных 78°.
Скважина была построена без значимых осложнений, включая беспроблемный спуск обсадной колонны на проектную глубину.
Перспективы развития технологии авторы связывают, прежде всего, с бурением скважин с большим отходом от вертикали, в том числе в ситуациях повышенного риска пересечения соседних стволов.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Применение гидромониторных долот может обеспечить эффект в случае использования их в верхних интервалах при турбинном способе в сочетании со шпиндельными турбобурами и в нижних интервалах при роторном способе бурения. [1]
Опыт применения гидромониторных долот при промывке скважины водой [165] свидетельствует о том, что относительная эффективность гидромониторной промывки существенно меньше, чем при бурении с промывкой глинистыми растворами. [4]
Характерной особенностью применения гидромониторных долот является непредсказуемость и невоспроизводимость влияния высоконапорной струи на показатели работы долот. Оно может кратным, очень большим, умеренным или никаким. [5]
В отношении прогнозирования результатов применения гидромониторных долот в неоднородных породах следует признать, что этот фактор существенно усложняет задачу создания методики такого прогнозирования. [6]
При турбинном бурении и применении гидромониторных долот гидравлическая мощность используется в забойных условиях для разрушения горной породы. В первом случае поток бурового раствора вращает вал турбобура и навернутое на него долото, создавая крутящий момент, необходимый для бурения. Во втором случае поток бурового раствора также способствует разрушению горной породы и ускорению удаления ее с забоя за счет кинетической энергии выходящей из насадок долота струи жидкости. [7]
Для достижения наибольшего результата от применения гидромониторных долот необходимо проявление обоих эффектов, и самым надежным путем достижения этого является уменьшение дифференциального давления. Следовательно, минимизация плотности бурового раствора и уменьшение гидравлических сопротивлений в заколонном пространстве и в циркуляционной системе являются непременными условиями эффективного применения высоконапорных струй в бурении. Полученные результаты хорошо объясняют, почему наибольший эффект от гидромониторных долот получают либо на ограниченных глубинах, либо при промывке скважины буровыми растворами с малым содержанием твердой и коллоидной фаз. [9]
В ( Настоящее время во многих работах рассматривается эффективность применения гидромониторных долот с асимметричной схемой промывки забоя скважин, которая достигается установкой заглушки в одной из трех насадок. [10]
Одним из возможных путей интенсификации как 1-го, так и 2-го процессов очистки забоя является применение гидромониторных долот с удлиненными насадками. [15]