Результат интеллектуальной деятельности: Способ проходки горизонтального ствола скважины в неустойчивых породах пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению горизонтальных скважин для восстановления проходимости открытого горизонтального ствола скважины.

Известен способ восстановления проходимости ствола скважины после обвала породы (патент RU № 2171352, МПК Е21В 21/00, опубл. 27.07.2001 Бюл. № 21), включающий сборку компоновки низа бурильной колонны, состоящей из долота, УБТ, бурильных труб, спуск ее в скважину, сообщение вращения и включение промывки, причем спуск компоновки с промывкой ведут до зоны накопления породы и получения посадки, затем отрывают долото от накопленной породы, сообщают вращение и уменьшают количество закачиваемой промывочной жидкости, долотом с "навеса" разрушают крупные куски породы, при возникновении заклинок долото приподнимают над зоной обвала и повторяют процесс разрушения, после прохождения долотом части или всей зоны обвала, не прекращая вращения, включают промывку на максимально возможную величину и, расхаживая компоновку в пределах пройденной зоны, вымывают разрушенный долотом мелкий шлам из скважины при максимальной промывке, процесс ведут до нормального без затяжек, посадок прохождения по столу компоновки.

Недостатками данного способа являются:

во-первых, низкая надежность реализации способа, связанная с тем, что при восстановлении проходимости ствола скважины существует высокая вероятность прихвата колонны бурильных труб с долотом из-за наличия в составе компоновки низа бурильной колонны (КНБК) утяжеленной бурильной трубы (УБТ), «лежащей» на нижней поверхности открытого горизонтального ствола скважины, ввиду того что УБТ имеет больший наружный диаметр и меньший внутренний диаметр, в связи с чем в скважине в интервале УБТ уменьшается кольцевое сечение и создается высокое гидравлическое сопротивление с последующим шламообразованием и прихватом, а также существует возможность отклонения («ухода в сторону») долота из восстанавливаемого ствола горизонтальной скважины из-за отсутствия жесткости КНБК;

во-вторых, низкая эффективность восстановления открытого ствола горизонтальной скважины после обвала породы. Это обусловлено тем, что процесс восстановления проходимости ствола скважины проходкой долотом совмещен с промывкой, что эффективно в вертикальной скважине, но имеет низкую эффективность при восстановлении проходимости открытого ствола горизонтальной скважины, так как при прямой промывке горизонтального ствола скважины промывочная жидкость подается в колонну бурильных труб, а поднимается по кольцевому пространству скважины, при этом все частицы шлама движутся по кольцевому пространству и стремятся опуститься на нижнюю стенку горизонтального ствола, не позволяя полностью восстановить проходное сечение открытого горизонтального ствола скважины;

в-третьих, нет возможности контроля восстановления проходимости ствола скважины, т.е. технологической операции по шаблонированию ствола скважины, так как при необходимости спуска в скважину после восстановления проходного сечения дополнительной колонны труб, например, нецементируемого перфорированного хвостовика, необходимо произвести шаблонирование ствола скважины под спускаемый в нее хвостовик.

Наиболее близким по технической сущности является способ восстановления проходимости открытого горизонтального ствола скважины (патент RU № 2564314, МПК Е21В 21/00, опубл. 27.09.2015 Бюл. № 27), включающий сборку компоновки низа бурильной колонны, состоящей из долота, спуск в скважину компоновки на конце колонны бурильных труб, вращение колонны бурильных труб и включение промывки, восстановление проходимости ствола скважины с расхаживанием компоновки до нормального без затяжек и посадок прохождения компоновки по стволу скважины, причем на устье скважины с открытым горизонтальным стволом собирают компоновку низа бурильной колонны, состоящую снизу вверх из долота, правого патрубка длиной 4 м и калибратора, спускают в скважину компоновку низа бурильной колонны на конце колонны бурильных труб до начала интервала открытого горизонтального ствола, затем производят одновременное вращение колонны бурильных труб с частотой 20 об/мин и прямую промывку по колонне бурильных труб с расходом 10 л/с, далее осевым перемещением колонны бурильных труб относительно открытого горизонтального ствола скважины со скоростью не более 20 м/ч производят восстановление проходимости открытого горизонтального ствола скважины по всей длине, причем перед каждым наращиванием колонны бурильных труб производят промывку в полуторакратном объеме колонны бурильных труб с трехкратной проработкой в местах затяжек и посадок с расхаживанием компоновки, извлекают из скважины колонну бурильных труб с компоновкой низа бурильной колонны, после чего в скважину на конце колонны бурильных труб спускают сферическую воронку с шаблоном до интервала открытого горизонтального ствола, затем производят обратную промывку с расходом 7 л/с, с одновременным перемещением колонны бурильных труб со скоростью не более 0,5 м/с относительно открытого горизонтального ствола скважины по всей ее длине, причем перед наращиванием каждой бурильной трубы производят промывку в полуторакратном объеме колонны бурильных труб с расхаживанием компоновки на длину бурильной трубы, не допуская посадки колонны бурильных труб в скважине более 5 т от собственного веса, по окончании промывки открытого горизонтального ствола скважины извлекают колонну бурильных труб со сферической воронкой и шаблоном из скважины.

Недостатками данного способа являются:

во-первых, узкая область применения из-за жестких параметров проходки долотом мест обрушения: скорости вращения, расхода и осевого перемещения, которые соответствуют проходке карбонатных коллекторов с глубиной залегания 1000 – 1300 м на месторождениях Республики Татарстан (РТ);

-во-вторых, проходка и промывка с одной и той же скоростью без учета размеров разрушаемой породы и скорости их осаждения может привести к осаждению крупных частиц разрушаемой породы снаружи КНБК и заклиниванию ее в горизонтальном стволе, приводя к аварийным ситуациям;

-в-третьих, использование обратной промывки с одной скоростью 7 м/с при проходке глинистых поропластов приводит к аварийным ситуациям, связанным со скапливанием из внутри колонны труб с перекрытием внутреннего канала.

Технической задачей предполагаемого изобретения является способ проходки горизонтального ствола скважины в неустойчивых породах пласта является снижение вероятности аварийных ситуаций, связанных с неполным вымыванием породы из горизонтального ствола скважины при прямой и/или обратной промывке, а также расширение функциональных возможностей благодаря возможности использования в горизонтальных стволах с любой породой и любой глубиной залегания.

Техническая задача решается способом проходки горизонтального ствола скважины в неустойчивых породах пласта, включающим сборку компоновки низа бурильной колонны - КНБТ, состоящую снизу-вверх из долота, правого патрубка и калибратора, спуск в скважину КНБТ на конце колонны бурильных труб, инициирование выбранных скоростей вращения КНБК и потока жидкости при промывке, восстановление проходимости ствола скважины с расхаживанием компоновки до нормального без затяжек и посадок прохождения компоновки по стволу скважины, извлечение из скважины КНБК, спуск режущей головки с шаблоном до интервала открытого горизонтального ствола, проходку с обратной промывкой относительно открытого горизонтального ствола скважины по всей ее длине, не допуская посадки колонны бурильных труб в скважине более 5 т от собственного веса, извлечение шаблона и режущей головки из скважины.

Новым является то, что производят анализ породы пласта, из которого определяют необходимую скорость проходки и скорость прокачки жидкости для получения разрушаемых частиц величиной, исключающей застраивание при прокачке между КБНК и стенками скважины, а скорость прокачки жидкости выбирают из условия обеспечения турбулентного восходящего потока, исключающего осаждение получаемых при проходке частиц, по полученным параметрам выбирают забойный двигатель, который устанавливают перед спуском выше КБНК, при проходке и извлечении шаблона и режущей головки скорость потока жидкости при прямой и/или обратной промывке поддерживают не менее обеспечения турбулентного восходящего потока, исключающего осаждение получаемых при проходке частиц.

Новым является также то, что при проходке глинистых поропластков в карбонатных коллекторах скорость подачи бурильных труб с КНБК для проходки породы уменьшают как минимум в 2 раза.

Способ реализуется в следующей последовательности.

Производят анализ породы пласта по кернам, полученным из исследовательских скважин. Из анализа породы определяют необходимую скорость проходки и скорость прокачки жидкости (бурового раствора) для получения разрушаемых частиц величиной, исключающей застраивание при прокачке между КБНК и стенками скважины (в затрубье КБНК). Первоначально из условия обеспечения турбулентного восходящего потока, исключающего осаждение получаемых при проходке частиц, определяют скорость прокачки жидкости. Для обеспечения турбулентного потока жидкости между КБНК и стенками скважины необходимо, чтобы число Рейнольдса – Re ˃ 1100:

Число Рейнольдса (Re) определяют по формулам:

[1]

где Re – число Рейнольдса;

ρ – плотность жидкости (бурового раствора), кг/м³;

v – минимальная скорость потока жидкости в затрубье КБНК, м/с;

D_г – гидравлический диаметр, м;

η – динамическая вязкость жидкости, Па•с или кг/(м•с);

ν – кинематическая вязкость жидкости (ν=η/ρ), м²/с;

Q – расход жидкости, м³/с;

π = 3.14159;

D – внутренний диаметр горизонтального ствола, принимается равным диаметру долота, м;

d – наружный минимальный диаметр КБНК, м.

Причем для кольцевого сечения D_г определяют по формуле:

[2]

где D_г – гидравлический диаметр, м;

D – диаметр горизонтального ствола, м;

d – наружный минимальный диаметр КБНК, м.

Расход (Q) определяется по формуле:

[3]

где Q – расход жидкости, м³/с;

v – минимальная скорость потока жидкости в затрубье, м/с;

π = 3.14159;

D – внутренний диаметр горизонтального ствола, м;

d – наружный минимальный диаметр КБНК, м.

Исходя из формул [1] [2] [3] получаем следующую формулу:

[4]

где Re – число Рейнольдса;

v – минимальная скорость потока жидкости в затрубье, м/с;

ν – кинематическая вязкость бурового раствора, м²/с;

Q – расход бурового раствора, м³/с;

π = 3.14159;

D – внутренний диаметр горизонтального ствола, м;

d – наружный минимальный диаметр КБНК, м;

D_г – гидравлический диаметр, м.

Кинематическая вязкость (ν) жидкости (бурового раствора) определяется точно в лабораторных условиях. Из формулы [4] определяют скорость турбулентного потока жидкости (v):

[5]

где v – скорость потока жидкости в затрубье, м/с;

Re – число Рейнольдса, Re = 1100;

ν – кинематическая вязкость бурового раствора, м²/с;

D_г – гидравлический диаметр, м.

Максимальным ограничением скорости является расход жидкости (Q, м³/с), который может обеспечить насосные агрегаты при длительной работе во время проходки горизонтального ствола. Расход жидкости определяется по формуле [3] для выбранной скорости потока.

Зная скорость потока жидкости в затрубье КБНК, определяют эмпирическим путем скорость проходки выбранным долотом для получения величины частиц, осаждение которых не происходит в горизонтальном стволе при данной скорости. После чего определяют режимы разрушения породы долотом, в том числе и скорость вращения долота. Из полученных параметров выбирают забойный двигатель, обеспечивающий необходимые режимы работы долота при выбранном расходе прокачиваемой жидкости.

Для обеспечения турбулентного потока жидкости при обратной промывке во время проходки и извлечения шаблона и режущей головки необходимо, чтобы число Рейнольдса – Re ˃ 2000:

Число Рейнольдса (Re) определяют по формулам:

[6]

где Re – число Рейнольдса;

ρ – плотность жидкости (бурового раствора), кг/м³;

v – минимальная скорость потока жидкости внутри режущего инструмента, шаблона и/или колонны труб (инструмента для шаблонирования), м/с;

D_ш – максимальный внутренний диаметр режущего инструмента, шаблона и/или колонны труб (инструмента для шаблонирования), м;

η – динамическая вязкость жидкости, Па•с или кг/(м•с);

ν – кинематическая вязкость жидкости (ν=η/ρ), м²/с;

Q – расход жидкости, м³/с;

π = 3.14159.

Расход жидкости (Q) определяется по формуле:

[7]

где Q – расход жидкости, м³/с;

v – минимальная скорость потока жидкости внутри инструмента для шаблонирования, м/с;

π = 3.14159;

D_ш – максимальный внутренний диаметр инструмента для шаблонирования, м.

Кинематическая вязкость (ν) жидкости (бурового раствора) определяется точно в лабораторных условиях. Из формулы [6] определяют скорость турбулентного потока жидкости (v):

[8]

где v – скорость потока жидкости в затрубье, м/с;

Re – число Рейнольдса, Re = 2000;

ν – кинематическая вязкость бурового раствора, м²/с;

D_ш – максимальный внутренний диаметр инструмента для шаблонирования, м.

По формуле [7] определяют минимальный расход жидкости для получения турбулентного потока в инструменте для шаблонирования при обратной промывке.

Для прямой промывки во время проходки и извлечения шаблона и режущей головки применяют формулы [5] и [3] для определения необходимой скорости потока и расхода жидкости соответственно, где вместо наружного минимального диаметра КБНК (d, м) подставляют минимальный наружный диаметр инструмента для шаблонирования (d_ш, м).

На устье скважины с открытым горизонтальным стволом собирают КБНК, состоящую снизу-вверх из долота, правого патрубка и калибратора. КБНК присоединяют выбранный забойный двигатель и на колонне бурильных труб спускают в скважину до начала интервала открытого горизонтального ствола. Через бурильную колонну с устья начинают прокачку насосом промывочной жидкости (например, сточной воды, глинистого растовра, минеральной воды или т.п.) с необходимым рассчитанным расходом и с необходимой скорости подачи КБНК для проходки горизонтального ствола до его проходки по всей длине. При проходке проходке глинистых поропластков в карбонатных коллекторах скорость подачи бурильных труб с КНБК для проходки породы уменьшают как минимум в 2 раза, так как глинистая порода в жидкости может увеличиваться в размерах, а как показала практика, снижение скорости проходки как минимум в 2 раза полностью исключает осаждения глинистых пород в затрубье КБНК и колоны бурильных труб. При этом нагрузка на долото, рассчитанное на проходку карбонатных коллекторов, для исключения аварийных ситуаций скорость проходки уменьшают более чем в 2 раза до получения безопасных нагрузок на долото. После проходки горизонтального ствола до необходимой длину из скважины извлекают колонну бурильных труб с КБНК. Спускают на колонне бурильных труб режущую головку с шаблоном (инструмент для шаблонирования) до интервала открытого горизонтального ствола, производят проходку с прямой и/или обратной промывкой (выбирают исходя из расчётов и производительности устьевого насоса для достижения турбулентного потока) относительно открытого горизонтального ствола скважины по всей ее длине. При этом не допуская посадки колонны бурильных труб в скважине более 5 т от собственного веса, при достижении такой нагрузки скорость подачи инструмента для шаблонирования снижают. По завершению шаблонирования горизонтального ствола скважины по всей ее длине, шаблон и режущую головку извлекают из горизонтального ствола из скважины с обратной промывкой с расчётным расходом для исключения эффекта поршневания и полной промывки горизонтального ствола, после чего колонну бурильных труб и инструмент для шаблонирования извлекают из скважины.

На конструкцию КБНК и инструмента для шаблонирования, а также их отдельные компоненты и соединения, авторы не претендуют.

Пример конкретного выполнения.

На устье скважины для бурения горизонтального ствола диаметром142,9 мм собрали КБНК, состоящую снизу-вверх из долота, правого патрубка длиной 5 м и калибратора. В качестве долота применили шарошечное долото типоразмера 142,9 М-ГАУ R558 с наружным диаметром 142,9 мм, равным диаметру открытого горизонтального ствола 1. В качестве правого патрубка длиной 5 м использовали правый патрубок бурильной трубы ТБЛВ - 73·9,19. В качестве калибратора 5 применили калибратор КС - 142,9-Т, наружным диаметром 142,9 мм. Калибратор спиральный (КС) со вставками из твердого сплава предназначен для калибрования ствола скважины и сохранения его диаметра в средних и твердых породах. Присоединили КБНК винтовой забойный двигатель Д-105 (с расходом жидкости 0,01 – 0,015 м³/с – достаточным для получения турбулентного потока в затрубье КБНК). Спустили в скважину КБНК с забойным двигателем Д-105 на конце колонны бурильных труб до начала интервала проходки открытого горизонтального ствола 1380 м и диаметром 142,9 мм. В качестве колонны бурильных труб 6 применили бурильную колонну труб марки ТБПН 73·9,19. Для прямой прокачки в качестве промывочной жидкости выбрали буровой раствор марки Т₅₀₀ (ρ=1400 кг/м³, η=0,01 Па•с, v=7,14•10^-6 м²/с). Скорость проходки из выбранных параметров выбрали равной 23 м/ч (≈0,005 м/с). Проходку провели до 1490 м где наткнулись на глинистый порпласток длиной 12 м, который прошли со скоростью подачи 11 м/ч (≈0,002 м/с). После чего прошли до интервала 1640 м со скоростью проходки 22 м/ч (≈0,005 м/с). Не смотря на наличие вероятных зон обрушения в интервале 1420 – 1435 м и 1590 – 1610 м, за счет турбулентного потока жидкости в затрубье КБНК и бурильных труб, прихватов (зажимов КБНК породой, исключающей его продольное перемещение) не было. Извлекли из скважины колонну бурильных труб с КБНК, спустили на колонне бурильных труб ТБЛВ - 73·9,19 режущую головку PDC (5 5/8") (наружным диаметром 142,9 мм) с шаблоном (длиной 10 м и наружным диаметром 132 мм) до интервала открытого горизонтального ствола (1380 м). Для прямой и обратной прокачки в качестве промывочной жидкости выбрали минеральную воду (ρ = 1080 кг/м³, η = 0,002 Па•с, v = 1,79•10^-6 м²/с). Для получения турбулентного потока при прямой промывке необходимо расход жидкости 0,015 – 0,02 м³/с, а для обратной – 0,007 – 0,01 м³/с, поэтому выбрали обратную промывку для проходки горизонтального ствола скважины с подачей 7 м/с. Усилие посадки составляло 1 – 2 т до интервала 1490 – 1505 м, в котором усилие посадки дошло до 5 т, скорость подачи инструмента снизили до 2 м/с и прошли это интервал с усилием посадки 3 т. После этого проходку до забоя горизонтального ствола прошли с подачей 6 м/с. По завершению шаблонирования горизонтального ствола скважины по всей ее длине, шаблон и режущую головку извлекли из горизонтального ствола из скважины с обратной промывкой с расходом 0,01 м³/с для исключения эффекта поршневания и полной промывки горизонтального ствола. После чего колонну бурильных труб и инструмент для шаблонирования извлекли из скважины без аварийных ситуаций.

Данный способ применялся еще на четырех скважинах различных скважинах с различной глубиной залегания и коллекторами пластов. Благодаря расчетам режимов закачки промывочной жидкости и правильному подбору компонентов для проходки и калибровки (с прямой и/или обратной промывкой) горизонтального открытого ствола, ни на одной из скважин не наблюдались прихваты КБНК и инструментов для шаблонирования.

Предполагаемый способ проходки горизонтального ствола скважины в неустойчивых породах пласта позволяет снизить вероятность аварийных ситуаций, связанных с неполным вымыванием породы из горизонтального ствола скважины при прямой и/или обратной промывке, практически до нуля, а также расширить функциональные возможности благодаря возможности использования в горизонтальных стволах с любой породой и любой глубиной залегания.