удк 622.243.24 корректировка плотности бурового раствора в

68
УДК 622.243.24
КОРРЕКТИРОВКА ПЛОТНОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА
В СООТВЕТСТВИИ С ОЖИДАЕМОЙ ДЕФОРМАЦИЕЙ
ПОПЕРЕЧНОГО СЕЧЕНИЯ СКВАЖИНЫ
Булюкова Ф.З.
Уфимский государственный нефтяной технический университет,
Кафедра нефтегазопромыслового оборудования
e-mail: flura2003@mail.ru
Аннотация. При наклонном и горизонтальном бурении имеет место деформация
поперечного сечения скважины в виде неравномерного смещения ее стенок, которое
является одной из причин затяжек и прихвата инструмента. Предложено для ограничения смещения стенок корректировать плотность бурового раствора с учетом упругих
свойств горной породы и угла искривления скважины.
Ключевые слова: наклонная скважина, асимметричное деформирование ствола,
заклинивание долота, плотность бурового раствора
В настоящее время выбор плотности бурового раствора проводят в соответствии с условиями предупреждения трех видов осложнений: притока пластовых флюидов, открытия поглощения бурового раствора и нарушения устойчивости стенок скважины [1]. Условие устойчивости стенок скважины базируется на
прочностных расчетах горных пород.
В работе [2] показано, что обеспечение устойчивости стенок скважины является необходимым, но не достаточным условием для предупреждения осложнений, обусловленных деформацией и разрушением стенок скважины. При бурении
долото формирует круглую скважину радиусом Rн ≈ Rд (Rд – радиус долота), но по
мере удаления долота от зафиксированного поперечного сечения ствола скважины, происходит деформирование сечения с изменением не только размера, но и
его формы, как показано на рис. 1.
При этом, чем больше угол α
искривления скважины, тем
больше изменяется форма
сечения (на рис. 1 сечение АА), приобретая все большую
эллипсность. Это утверждение подтверждается просмотром кавернограмм наклонных скважин, записанРис. 1. Призабойная
ных каверномером в двух
часть наклонной
взаимно перпендикулярных
скважины
_____________________________________________________________________________
 Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011, №2
http://www.ogbus.ru
69
направлениях. Примеры такой записи в скважинах Западной Сибири приведены
на рис. 2. Интервал сложен в основном плотными глинами, для которых коэффициент Пуассона µ принимают равным 0,35 [3].
Угол искривления 54 градуса
116,00
114,00
112,00
110,00
108,00
106,00
Радиус скважины, мм
104,00
2594
2596
2598
2600
2602
2604
Ряд1
Угол искривлениея 70 градусов
111
2606
Ряд2
110
Ряд3
109
108
107
106
105
104
3110
3120
3130
3140
Глубина по стволу, м
3150
3160
Рис. 2. Кавернограммы наклонных скважин, записанные каверномером
в двух взаимно перпендикулярных направлениях:
Ряд 1 – номинальный радиус; ряды 2 и 3 – измеренные радиусы скважины
Из рис. 2 видно, что размеры скважины в двух взаимно перпендикулярных
направлениях существенно отличаются. При этом радиус скважины может быть
как больше, так и меньше номинального. По мере увеличения угла искривления
уменьшается и меняет знак смещение боковой стенки ∆Rб скважины (ряды 2), а
смещение ∆Rв верхней стенки монотонно увеличивается, уменьшая размер скважины (ряды 3). Такое смещение стенок над долотом может стать причиной затяжек и даже заклинивания долота при подъеме из скважины. Поэтому, следует
предусмотреть меры по предупреждению этого явления.
Основным средством управления напряженно-деформированным состоянием горной породы, слагающей стенки скважины, является подбор необходимой
плотности ρ б.р. бурового раствора. В вертикальных скважинах необходимость
_____________________________________________________________________________
 Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011, №2
http://www.ogbus.ru
70
учета смещения стенок скважины практически не возникала. Но по мере увеличения угла искривления и, особенно в случаях горизонтального ствола скважины
пренебрежение этим явлением может привести к серьезным осложнениям. В
работе [4] приведена программа расчета смещения стенок наклонной скважины. С
использованием этой программы по кавернограмме были оценены величины фактического коэффициента бокового распора (λ = 0,69) и модуля деформации (С =
1870 МПа) для интервала 3140-3160 м (см. рис. 2) как одного из опасных с точки
зрения заклинивания долота.
Полученные характеристики горной породы были использованы для расчета зависимостей смещения ∆R стенки скважины от отношения рс/рг (рс – статические давление бурового раствора в скважине; рг – геостатическое давление) при
разных углах искривления скважины и оценки влияния угла искривления скважины и геостического давления на выбор плотности бурового раствора. Расчеты
выполнены на трех уровнях геостатического давления: 57, 70 и 100 Мпа, и при
трех уровнях искривления скважины: 0 (вертикальная скважина), 45 (наклонная
скважина) и 90 градусов (горизонтальная скважина). Величина рг = 57 МПа соответствовала интервалу 3140-3160 м (см. рис. 2)
На рис. 3 показаны полученные зависимости ∆R от рс/рг.
Из рис. 3 видно, что при рс/рг = 0 смещение отрицательное и наибольшее по
абсолютной величине. По мере увеличения отношения рс/рг смещение изменяется
по линейному закону, достигает нуля, а затем становится положительным. По мере увеличения угла искривления растет разность между смещениями верхней и
боковой стенки.
С точки зрения осложнений основную роль играет смещение верхней стенки. В идеале смещение верхней стенки должно быть равно нулю, а смещение боковой стенки положительным. Вторым условием может быть принято равенство
по модулю смещений верхней и боковой стенок. И наконец, третьим условием
следует принять предельно допустимую величину смещения верхней стенки скважины. Для шарошечных долот в качестве допустимой величины может быть принята величина завеса шарошек. Например, для долот диаметром 215,9 мм эта
величина составляет 2,5 мм.
Уравнения на рис. 3, описывающие зависимости ∆R от рс/рг, позволяют
рассчитать величины рс/рг и соответствующую им плотность ρб.р. бурового раствора для принятых условий при известной средней плотности ρ вышележащих горных пород, которая составляла около 2,4. Известно, что
р с ρб.р. gh г ρб.р.
=
=
,
(1)
рг
ρ gh г
ρ
где g – ускорение силы тяжести; hг – глубина залегания рассматриваемой горной
породы. Тогда ρб.р.=
рс
ρ.
рг
(2)
_____________________________________________________________________________
 Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011, №2
http://www.ogbus.ru
71
а
0 градусов
Смещение стенки, мм
4,00
а
y = 5,01x - 3,48
R 2 = 1,00
2,00
0,00
-2,00
-4,00
-6,00
б
Смещение стенки, мм
0
0,4
Рс/Рг
4,00
45 градусов
Боковая стенка
2,00
Верхняя стенка
0,00
-2,00
0,8
1,2
б
y = 5,03x - 3,27
R 2 = 1,00
y = 5,05x - 4,50
R 2 = 1,00
-4,00
-6,00
0
4,00
Смещение стенки, мм
в
0,3
0,6
Рс/Рг
Линейный (Верхняя
стенка)
Линейный
(Боковая
90 градусов
стенка)
Боковая стенка
0,9
в
y = 5,03x - 3,04
R 2 = 1,00
Верхняя стенка
2,00
1,2
0,00
-2,00
y = 5,09x - 5,52
R 2 = 1,00
-4,00
-6,00
0
Линейный
(Боковая0,4
стенка)
Линейный
Pc/Pг
(Верхняя стенка)
0,8
1,2
Рис. 3. Зависимости ∆R от рс/рг и соответствующие им уравнения
_____________________________________________________________________________
 Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011, №2
http://www.ogbus.ru
72
Из рис. 3 следует, что первое условие для рассматриваемого примера
может быть реализовано только для вертикальной скважины (рс/рг = 0,69;
ρб.р. = 1,66). С увеличением α эти величины быстро растут.
В табл. 1 приведены результаты расчета плотности бурового раствора для
двух других условий.
Таблица 1. Рекомендации относительно плотности бурового раствора
Плотность бурового раствора не менее для условий
α, градус
р = 57 МПа
р = 70 МПа
р = 100 МПа
г
0
45
90
∆Rсв =
=-2,5 мм
0,48
0,96
1,42
г
∆Rсв=
=-∆Rсб
1,85
2,04
∆Rсв =
=-2,5 мм
0,70
1,18
1,66
г
∆Rсв=
=-∆Rсб
1,85
2,04
∆Rсв =
=-2,5 мм
1,00
1,47
1,94
∆Rсв=
=-∆Rсб
1,85
1,99
Из табл. 1 и рис. 3 видно, что нижняя граница плотности бурового раствора
для всех трех условий существенно зависит от угла искривления скважины. Плотности бурового раствора для первого и второго условий не зависят от величины
геостатического давления, тогда как для третьего условия плотность бурового
раствора зависит от всех рассмотренных факторов. Третье условие дает наименьшие ограничения по плотности бурового раствора.
Рассмотрим обеспечение третьего условия в зависимости от угла искривления скважины. Данные таблицы позволяют записать зависимость ρб.р. от α. Эта зависимость линейная и для рг = 57 МПа имеет вид
ρб.р.= 0,0104α + 0,483 ,
(3)
где α – угол искривления в градусах. Например, для рассматриваемого в примере
интервала бурения 3140-3160 м (см. рис. 2) величина плотности бурового раствора
из третьего условия составляет
ρб.р.= 0,0104⋅70 + 0,483 > 1,21.
Фактически этот интервал был пробурен с плотностью бурового раствора
1,14. При этом смещение верхней стенки скважины составляло около 3 мм. В отчете по скважине отмечены затяжки инструмента в этом интервале бурения.
_____________________________________________________________________________
 Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011, №2
http://www.ogbus.ru
73
Литература
1. РД 08-200-98. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Утверждено постановлением Госгортехнадзора России № 24 от 09.04.1998.
– М., 1998 – 183 с.
2. Попов А.Н., Могучев А.И. Попов М.А. Деформирование стенок наклонной скважины и его влияние на работу и изнашивание буровых долот //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. / ОАО
"ВНИИОЭНГ". 2008. № 3. С. 6-13.
3. Сельващук А.П., Бондаренко А.П., Ульянов М.Г. Прогнозирование градиента открытия поглощения при бурении скважин на месторождениях Восточной Украины. М., 1981. – 33 с.- (Экспресс-информ./ ВНИИЭгазпром. Вып.5)
4. Булюкова Ф.З., Попов А.Н., Попов М.А. Расчет упругого деформирования сечения наклонной скважины /II Международная науч. техн. конф. "Повышение качества строительства скважин": сб. науч. тр. – Уфа: "Нефтегазовое дело",
2000. – С. 74-81.
_____________________________________________________________________________
 Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011, №2
http://www.ogbus.ru
UDC 622.243.24
CONTROL THE DENSITY OF DRILLING FLUID
AS ON EXPECTED LATERAL STRAIN IN BOREHOLE
F.Z. Bulyukova
Ufa State Petroleum Technological University, Ufa, Russia
e-mail: flura2003@mail.ru
Abstract. There is a process of lateral strain in borehole during directional and horizontal drilling that goes to the borehole wall abnormal shift, which is one of the reasons why
drilling tool seizes. Control the density of drilling fluid adjusted to elastic properties of the rock
and to the angle of borehole deviation is suggested to limit borehole wall shift.
Keywords: deviated hole, asymmetric deformation, wellbore, сhisel jamming, density
of drilling fluid
References
1. RD 08-200-98. Safety rules in the oil and gas industry. Approved by Resolution of RF Gosgortekhnadzor № 24 of April 09, 1998. Мoscow, 1998. 183 p.
2. Popov A.N., Moguchev A.I. Popov M.A. Deformirovanie stenok naklonnoj
skvazhiny i ego vlijanie na rabotu i iznashivanie burovyh dolot (Impact of deformation
of the walls of an inclined borehole to the operation and wear of drill bits). Stroitel'stvo
neftjanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more. Moscow:VNIIOENG, 2008. Issue 3,
pp. 6-13.
3. Sel'vashchuk A.P., Bondarenko A.P., Ul'yanov M.G. Prognozirovanie gradienta otkrytiya pogloshcheniya pri burenii skvazhin na mestorozhdeniyakh Vostochnoi
Ukrainy (Prediction of gradient opening absorption in drilling wells in eastern Ukraine).
Moscow, 1981. Express-information of VNIIEGazProm, Issue 5. 33 p.
4. Bulyukova F.Z., Popov A.N., Popov M.A. Raschet uprugogo deformirovaniya
secheniya naklonnoi skvazhiny (Calculation of elastic deformation of the cross section
deviated wells). Proceedings of II International scientific and technical conference "Povyshenie kachestva stroitel'stva skvazhin (Improving the quality of well construction)".
Ufa, 2000, pp. 74-81.
_____________________________________________________________________________
 Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011, №2
http://www.ogbus.ru