Оперативное определение эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора



На сегодняшний день главными задачами являются сокращение расходов на строительство скважин и увеличение добычи углеводородов. Для этого продолжает совершенствоваться технология их строительства, так стали появляется горизонтальные скважины с несколькими ответвлениями от основного ствола (МЗС). Данные скважины имеют сложные профили — длинную протяжённость открытого ствола, в связи с чем, осложнения, вызванные в процессе строительства скважины, такие как: поглощение промывочной жидкости, ГНВП, осыпи и обвалы стенок скважины и ГРП приводят к ухудшению ТЭП. Нестабильность стенок открытого ствола скважины может сопровождаться осыпанием горных пород и привести к полной ликвидации скважины и зарезке дополнительных стволов. Большинство проблем возникает в слабосвязанных отложениях глин, глинистых сланцев и аргиллитов. Влияние на них бурового раствора приводит к их набуханию и разрушению. На устойчивость породы большее влияние оказывает эквивалентная циркуляционная плотность бурового раствора. На месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» перечисленные инциденты имеют место быть.

1. Актуальность работы

Циркуляционная система скважины состоит из ряда элементов (интервалов), в каждом из которых происходят гидродинамические потери давления нагнетания бурового раствора. При сложении потерь давления во всех этих элементах получим потери давления в циркуляционной системе скважины (величину давления, показываемую манометром на стояке).

Таблица 1

Схема циркуляционной системы скважины

1	Стояк/верхний привод/ведущая труба
2	Бурильные трубы
3	УБТ
4	Скважинный инструмент
5	Насадки долота
6	Кольцевое пространство: открытый ствол/бурильная колонна
7	Кольцевое пространство: обсадная колонна/бурильная колонна

Полные потери давления в скважине могут быть выражены следующим образом:

(1)

Где, каждое слагаемое можно подразделить ещё на несколько элементов и найти потери в них при помощи соответствующих вычислений. Для расчёта давления, которое ЭЦП оказывает на пласт, необходимо сложить потери давления циркуляции в кольцевом пространстве в интервале интересующей нас глубины скважины до устья и гидростатическое давление бурового раствора на глубине. Эта сила выражается как плотность бурового раствора, которая вызвала бы гидростатическое давление, эквивалентное такому давлению.

При бурении многозабойных и горизонтальных скважин на Южно-Выинтойском месторождении в период 2016–2017 гг. получены осложнения, такие как поглощение, ГНВП и ГРП. Одной из возможных причин является большое значение ЭЦП (таблица 1).

Таблица 2

Скважины с осложнениями

Куст	Скважина	Осложнение
29	1069Г (РГС 5)	поглощение БР
17	1292Г	поглощение БР
17	1270Г	поглощение БР

При бурении одного из ответвлений многозабойной скважины 1069Г получено поглощение бурового раствора (РУО BETA IMAX 1001–1005 кг/м3) интенсивностью 0,3–0,9 м3, также поглощение отмечалось во всех остальных горизонтальных участках (№ 1, 4, 5 и 5). Суммарное поглощение бурового раствора составило 6 м3. Одной из возможных причин осложнения является высокое значение ЭЦП, что привело к уменьшению проектной плотности БР на следующую многозабойную скважину этого же месторождения до 999–1010 кг/м3. скважина 1270Г — зафиксировано поглощение БР в объёме 24 м³, плотность БР составляла 1018 кг/м³, выявлено набухание глинистых отложений. Скважина 1292Г — потеря давления при нагрузке на долото, ввод кольматирующей пачки, суммарное время НПВ 20 ч.

Целью работы является создание метода оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора.

Для достижения цели были поставлены следующие задачи:

– анализ существующих пробуренных скважин с осложнениями;

– сравнение проектных и фактических данных плотности бурового раствора и давления на манифольде, для выявления фактического значения ЭЦП и определения «окна бурения»;

– нахождение зависимости между давлением на манифольде и ЭЦП;

– описание влияния ЭЦП на разрушаемую породу;

– создание метода влияния на ЭЦП.

Объектом исследования являются участки скважин (наклонно-направленный (ННУ) и горизонтальный) на Южно-Выинтойском месторождении в 2016–2017 гг.

Предметом исследования является эквивалентная плотность бурового раствора.

2. Теоретическая основа влияния эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора на открытый ствол скважины

Границы «окна бурения» проходят между градиентом гидроразрыва пласта и поровым давлением. Данные подтверждаются геомеханической моделью. Так, при превышении верхней границы, может произойти поглощение бурового раствора, а нижней осыпание стенок ствола скважины. Особенно ярко это выражено в горизонтальном участке, где из-за зашламовывания ствола скважины и относительно малых диаметрах происходит увеличение ЭЦП. Находясь в таких крайне жёстких условиях, требуется преждевременно определять «окно бурения» для предотвращения возможных осложнений.

3. Инженерный расчет буримости осложненных скважин

На основании проектных и фактических данных произведён расчёт для определения планового и фактического значения ЭЦП по данным из «Индивидуального технического проекта» и фактических данных из суточных рапортов супервайзера. Расчёт произведён в несколько этапов с использованием программного обеспечения (ПО) «WellPlan» и расчётных формул ЭЦП и «Метода Итона» для определения градиента гидроразрыва пласта (ГРП).

Согласно расчётам в ПО WellPlan, плановое значение ЭЦП в наклонно-направленном участке отличается от фактического на 5 %, а в ГУ на 10 %. В горизонтальном участке значения находятся на границе значения ГРП, что подтвердил расчёт на скважину 1069Г, где отмечено поглощение бурового раствора.

Определение верхней границы «окна бурения» было выполнено по «методу Итона»

(2)

гдеFP — градиент порового давления;

OBG — градиент порового давления;

v — коэффициент Пуассона.

Формула расчёта градиента гидроразрыва пласта (ГРП) применяется в программных продуктах «Eclipse» и «Petrel» компании «Шлюмберже». Нижняя граница — поровое давление остаётся постоянной.

Расчётные формулы для расчёта ЭЦП:

(3)

Формула Бабаян Э. В., Черненко А. В. — Инженерные расчёты при бурении [1].

где P — давление на стояке;

H — глубина по вертикали;

g — ускорение свободного падения;

p_{б.р —} плотность бурового раствора;

p_г.п. — плотность горной породы;

С — собственная доля твердых частиц.

(4)

Формула Dong Ying — University of Petroleum Press [2].

гдеP_h — точка перехода гидростатики в динамику;

P_f — точка перехода потерь давления в ЭЦП;

D_tvd — глубина по вертикали;

0,052 — константа перевода.

В ПО «WellPlan» расчёты проводились в двух вариантах (от проектных и фактических данных). Информация по скважинам принята из «Индивидуальных технических проектов» и фактических данных супервайзера. При расчёте плановых значений использовалась «классическая» компоновка низа бурильной колонны, в то время как для фактических компоновка подбиралась индивидуально. Согласно расчётам, фактическое значение ЭЦП отличается от планируемого. Связано это с тем, что фактическая компоновка может включать дополнительные элементы отличные от «классической»: диаметрами, отклонениями свойств бурового раствора (чаще всего превышение плотности) и изменением самой траектории ствола скважины. В сумме все эти факторы, при расчёте, дают повышенное значение ЭЦП.

Рис. 1. Параметры ПО «WellPlan»

4. Описание способов определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора

При традиционном бурении плотность бурового раствора подбирается так, чтобы его статический градиент был выше давления скрытого пласта. Во время циркуляции давление, приложенное к пласту, повышается вследствие потерь на трение. Согласно расчётам в ПО «WellPlan», из-за реологических свойств бурового раствора и особенностей конструкции скважины (малый диаметр кольцевого пространства) эквивалентная циркуляционная плотность варьируется в пределах от 1250–1500 кг/м³, в то время как градиент ГРП равен 1,52 кг/м³. Таким образом, во время циркуляции на пласт оказывается требуемое противодавление, но при этом в статических условиях пластовое давление перестаёт быть скомпенсированным, что приводит к притоку пластового флюида. В то же время потеря циркуляции ведёт к снижению уровня раствора и гидростатического давления в скважине, что опять приводит к притоку (проявлению) пластового флюида.

При расчёте ЭЦП для наклонно-направленного участка учитывались средняя глубина по вертикали составляет 2745,5 м, давление на манифольде 14 Мпа, фактическая плотность бурового раствора, значения которой принимаются из суточного рапорта супервайзера, отличается от плановой в рамках правил безопасности. Результаты показывают, что «зона неопределённости ЭЦП» составляет 5 %. Осложнений, связанных с высоким значением эквивалентной циркуляционной плотностью, выявленно не было, что подверждают результаты расчёта по формулам и в программном продукте.

Рис. 2. «Зона неопределённости ЭЦП» для ННУ

Таблица 3

Исходные данные для расчёта по результатам выборки

Скважина	Раствор	Плотность, г/см3		Пл. Вязкость, мПа*с	СНС, дПа		Qфакт, л/с	Насадки
		План	Факт		10 сек	10 мин
1292Г	ПГК	1,16	1,16	15–22	10–40	20–70	32	4х15/2х11,1
1402Г	ПГК	1,16	1,19	15–22	10–40	20–80	32	8х11,1
1069Г	Boremax	1.16	1.18	15–22	10–40	20–70	32	3х12/3х16
1044Г	ПГК	1,16	1,17	15–22	10–50	20–80	32	8х11,1
1229Г	ПХКР	1,14	1,16	15–22	5–25	15–50	32	4х9,5
1360Г	ПГК	1,16	1,18	12–22	10–50	20–70	32	8х9,5
1430Г	ПГК	1,16	1,18	12–22	10–50	20–70	32	8х9,5

До настоящего времени бурение горизонтальных участков в условиях поглощения бурового раствора на углеводородной основе велось с применением кольматирующих добавок. Данный способ может ухудшить фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта в зависимости от объёма поглощённого бурового раствора и кольматанта. Присутствует риск не добиться восстановления циркуляции промывочной жидкости для дальнейшего углубления скважины и достижения проектной глубины.

Так, для определения «окна бурения» рассчитывается градиент ГРП «по методу Итона». Поровое давление принимается за 1. По результатам расчёта в ПО «WellPlan» (таблица 2, таблица 3) создаётся «зона неопределённости ЭЦП» от плановых и фактических значений. При совмещении диаграмм (ЭЦП план/факт) складывается искомая «зона неопределённости ЭЦП», в пределах которой и находится фактическое значение. Поглощение бурового раствора, полученное на скважине 1069Г, подтверждает результат расчёта и доказывает, что фактическое значение ЭЦП проходит на границе градиента ГРП. Результаты, полученные при расчёте по формулам в горизонтальном участке, отличаются от ПО «WellPlan» более чем на 15 %.

Рис. 3. «Зона неопределённости ЭЦП» для ГУ

Таблица 4

Исходные данные для расчёта по результатам выборки

Скважи-на	Раствор	Плотность		Пл. Вязкость, мПа*с	СНС, дПа		Qфакт, л/с	Насад-ки	Оборо-ты ротора
		План	Факт		10 сек	10 мин
1292Г	ALK-SB GN	1.08	1.09	8–18	20–70	40–120	16	4х15,9 /2х11,1	20
1402Г	BETA MAX	1.08	1.09	10–20	10–40	20–80	16	6х11.0	30
1069Г	BETA MAX	1,04	1,04	20	30	40	14	3х8/4х11	30
1044Г	БИБР	1,08	1,10	8–18	20–70	20–70	16	6х11,1	25
1229Г	SBGN KCL	1.08	1.07	8–18	20–70	40–120	14	4х7,1/ 2х11,1	30
1360Г	SB	1,08	1,09	12–22	10–50	20–70	16	6х11,0	40
1430Г	SB GN	1,08	1,09	8–18	20–70	40–100	16	6х11,0	20

Исходя из этого, просматривается зависимость значения ЭЦП и давления на манифольде при бурении горизонтального участка, следуя которой можно принять коэффициент расчёта ЭЦП для формулы (1), который равен 0,011–0,013. Результат определяется как отношение давления на манифольде (Мпа) к расчётному коэффициенту.

Рис. 4. График изменения ЭЦП от давления на манифольде

Данный коэффициент приближает нас к созданию метода «оперативного определения ЭЦП».

Основная задача работы — это поиск способа оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности в полевых условиях, где отсутствует программное обеспечение, а оперативные решения требуется принимать незамедлительно. Так, при рассмотрении зависимости фактических значений ЭЦП и давления на манифольде, прослеживается следующая зависимость: чем выше давление манифольде, тем больше значение ЭЦП (Рисунок 4). «Маркерами» в данном случае является зависимость от глубины скважины. На крайних значениях, скважины 1292Г и 1430Г, где давление на манифольде 15,1 и 15 Мпа, глубина по вертикали 2688,65 м и 2682,29 м соответственно, видно, что значения ЭЦП практически равны. Следующие скважины: 1069Г, 1044Г и 1360Г показывают точно такой же результат. Диаграмма (рисунок 4) отображена с учётом погрешности в 5 %.

Из-за переменного давления столба жидкости в скважине, при переходе из статического состояния в динамическое и последующим увеличением давления, буровой раствор может проникать в призабойную зону либо выходить из неё — «дыхание скважины». При подъёме бурильного инструмента происходит снижение давления и ЭЦП до нижней границы «зоны неопределённости», то есть ниже порового давления, что может вызвать обвалы стенок скважины. В среднем, время подъёма инструмента от забоя составляет 40–60 секунд на свечу, сокращение этого времени приведёт к критическому значению ЭЦП (рисунок 5).

Рис. 5. ЭЦП при подъёме бурильного инструмента

Разница, возникающая между значениями ЭЦП в процессе спуска и подъёме бурильного инструмента, составляет около 15 %. Для расчёта оптимального значения ЭЦП в ПО «WellPlan» требуется отдельная лицензия на данный модуль. Если заранее просчитать и определить оптимальное значение, то можно сократить «зону неопределённости» до 7 % и уменьшить риск возникновения осложнений.

Рис. 6. Разница значений ЭЦП при операциях

5. Влияние ЭЦП на открытый ствол скважины

Время бурения горизонтального участка в среднем составляет 100 часов, так как в качестве примера были использованы скважины, пробуренные, в интервале залегания аргиллитов Ванденской свиты Южно-Выйинтойского месторождения, то целесообразно показать результаты воздействия ЭЦП на данную горную породу. В процессе разрушения горной породы происходит увеличение каверны в интервале залегания аргиллитов, что подтверждают результаты кавернометрии.

Рис. 7. Кавернометрия

Во время бурения аргиллиты теряют стабильность. Стабильность аргиллитов находится под влиянием характеристик как самой породы (минералогия, пористость и т. д.), так и характеристик бурового раствора. Для проведения теста на образование трещин использовались 4 образца керна. Образцы подвергались воздействию различных флюидов в течение 6 дней.

Рис. 8. Образец керна

Таблица 5

Результаты лабораторных исследований

Образец	Среда	48 часов	144 часа
№ 1	вода	увеличение трещин	раскол
№ 2	20 % NaCl	увеличение трещин	разрушение в местах сколов
№ 3	7 % KCl	увеличение трещин	уменьшение стабильности
№ 4	7 % KCl + 3 % KLA-STOP	незначительное увеличение трещин	незначительное увеличение трещин

6. Методика управление эквивалентной циркуляционной плотностью

Эквивалентная циркуляционная плотность зависит от следующих факторов: свойств бурового раствора, диаметра кольцевого пространства, скорости вращения бурильной колонны. Существующие способы представляют собой использование дорогостоящего забойного и наземного оборудования, которое было создано для морского бурения и оптимизированно для бурения на суше.

Исходя из проектных данных, правил безопасности и паспортных данных забойного оборудования (ВЗД, БТ, Долото) мы имеем интервал регулирования определённых параметров, влияющих на ЭЦП.

При расчёте значения ЭЦП в ПО «WellPlan» используются следующие параметры: диаметр кольцевого пространства, состав и плотность бурового раствора пластическая вязкость, предел текучести, максимальный и минимальный расход, диаметр частиц шлама, плотность шлама, пористость пласта, скорость проходки, скорость вращения ротора и СНС. Результаты расчётов представлены в таблице 9.

Следуя алгоритму расчёта в гидравлическом модуле, указываем вышеперечисленные параметры согласно фактическим данным из сводки супервайзера. В процессе бурения происходит изменение свойств бурового раствора. С увеличением концентрации твёрдой фазы в промывочной жидкости возрастает её плотность, но одновременно снижается показатель фильтрации; обработка промывочной жидкости полимером для уменьшения показателя фильтрации вызывает рост вязкости жидкости.

Используем вышесказанное, при расчёте в ПО «WellPlan». На примере скважины 1292Г куста № 17, где было зафиксировано поглощение бурового раствора (ПГК плотностью 1160 кг/м³) и расчётное ЭЦП составило1343 кг/м³. Расчёт производится в «фактическом кейсе», с использованием режимов и диаметров из данных супервайзера. Так, при изменении некоторых входных расчётных параметров удалось добиться изменения значения ЭЦП.

Таблица 6

Параметры расчёта

Скважина	Пластика факт	СНС факт		Обороты	ЭЦП от факта	ЭЦП измен
1292Г	12 (-4)	29 (-9)	49 (-4)	20 (+20)	1307	-8 %
1402Г	12 (-4)	30 (-10)	40	30(+10)	1463	-9 %
1069Г	34 (-15)	40 (-15)	45 (-17)	30(+10)	1517	-9 %
1044Г	12 (-3)	20	70 (-30)	25 (+15)	1479	-4 %
1229Г	11 (-2)	29 (-8)	53 (-13)	30 (+10)	1425	-10 %
1360Г	10 (-2)	39 (-10)	59 (-10)	40	1482	-10 %
1430Г	8	39 (-10)	49 (-10)	20 (+20)	1363	-9 %
Средне улучшение, %						8,5 %

Поддержание параметров бурового раствора на более низком проектном уровне и увеличение числа оборотов ротора позволило уменьшить значение ЭЦП в горизонтальном участке на 8,5 % (таблица 9).

7. Мировой опыт влияния иконтроля за ЭЦП

«НК Роснефть» была опробована система «Бурение с регулируемым давлением» (БРД), её особенностью является полная герметичность на участке буровой насос — газосепаратор, что позволяет управлять всеми процессами на забое скважины во время бурения и существенно минимизировать риск возникновения ГНВП. Основные элементы БРД представлены на рисунке 8.

Рис. 9. Система БРД

1) Роторный устьевой герметизатор обеспечивает герметизацию ствола скважины при нахождении в ней бурового инструмента; 2) азотная установка используется для производства и подачи азота в объёме до 35 м³/мин с рабочим давлением до 24,5 Мпа; 3) дроссельный блок обеспечивает создание требуемого противодавления в скважине как в динамических, так и в статических условиях; 4) газосепоратор эффективно отделяет газовую фазу от жидкости; 5) факельная установка применяется для сжигания газа, поступающего из газосепараторной установки.

При бурении удалось добиться поддержания ЭЦП в пределах 0,78–0,82 г/см³ при подаче бурового раствора 11 л/с и производительности азотных установок 20м³. Главную роль в определении ЭЦП сыграл газовый расходомер.

Одна из основных задач применения систем БРД заключается в сокращении объёмов поглощаемого бурового раствора при бурении. Объём поглощения бурового раствора в среднем по месторождению составляет 4082 м³/1000м, в то время как в первой скважине, пробуренной с применением БРД, данный показатель существенно ниже — 637м³/1000м.

Рис. 10 Объём поглощений

Еще одним способом является изменение геометрии бурильных труб с целью снижения эксцентриситета, который приводит к уменьшению потерь давления в кольцевом пространстве [5]. В процессе работы была построена математическая модель бурильной трубы с учётом всех конструктивных элементов. После этого проведены расчёты с использованием программного обеспечения для диаметров 89 мм, 102 мм и 127 мм. Результат показал, что при уменьшении наружного диаметра соединения на 5 % возможно уменьшить значение ЭЦП на 10 %.

Рис. 11. Области перепада давления

Заключение

Полученные результаты расчёта ЭЦП по фактическим значениям показывают, что при бурении горизонтальных участков фактическое давление близко либо находится на границе ГРП, что доказывают значения и зафиксированные осложнения на ранее пробуренных скважинах. При СПО происходит уменьшение ЭЦП на 15 %. Расчётом доказано, что значение ЭЦП может быть ниже «границы порового давления», что в свою очередь может привести к осыпям стенок ствола скважины.

Доказано, что высокое значение ЭЦП негативно сказывается на интервале залегания аргиллитов, в котором зафиксированы осложнения.

Определён расчётный коэффициент для формулы (1) с помощью которого, можно определить значение ЭЦП, равное расчёту в ПО «WellPlan» с поправкой в 10–15 %.

Метод оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора позволяет в сжатые сроки узнать фактическое значение ЭЦП, следовательно, определить фактическое забойное давление.

Следующим этапом работы является использование существующей модели расчёта для установления зависимости для бурильных труб с диаметрами 73 мм и 102 мм различных производителей и уменьшение процента ошибки при расчёте ЭЦП.

Литература:

1. Анвар, Х. Моделирование механических свойств геологической среды как средство расшифровки напряжений в горных породах/ Х. Анвар, Т. Браун // Нефтегазовое обозрение. — 2005. — Том 9. — № 1. — 20 с.
2. Erdem Tercan, Managed pressure drilling techniques, equipment and applications/ Erdem Tercan — Middle East Technical University, 2010. — 39–56 p.
3. Комиссаренко, А. А. Кондуктометрия и высокочастотное титрование. Учебно-методическое пособие / А. А. Комиссаренко, Г. Ф. Пругло. — ГОУ ВПОСПбГТУРП.СПб., 2009. — 64 с.
4. Желтов, Ю. П. Механика нефтегазоносного пласта / Ю. П. Желтов. — М.: «Недра», 1975. — 216 с.
5. Sarita Simoes, Stefan Miska SPE, U. of Tulsa 2007.
6. Усачев, Е. А. Прогнозирование состояния ствола горизонтальной скважины. / Е. А. Усачев, Т. В. Грошева. // Сборник докладов VIII конгресса нефтегазопромышленников России. — Уфа: Геофизика. — 2009. С. 207–211
7. Порцевский, А. К. Основы физики горных пород, геомеханики и управления состоянием массива / А. К. Порцевский, Г. А. Катков. — М.: МГОУ, 2004. — 120.
8. Tiejun Lin, Chenxing Wei, Calculation of equivalent circulating density and solids concentration in the annular space when reaming the hole in deepwater drilling, Chemistry and technology of fuels and oils. Vol. 52, No. 1, March, 2016.