Реферат Анализ осложнений при строительстве наклонно направленных эксплуатационных скважин на месторождении Западной Сибири. __Реферат. Анализ осложнений при строительстве наклонно направленных эксплуатационных скважин на месторождении Западной Сибири
 Скачать 28.01 Kb.
|
|
Анализ осложнений при строительстве наклонно направленных эксплуатационных скважин на месторождении Западной Сибири Аннотация. В статье анализируются данные об осложнениях на наклонно направленных скважинах, пробуренных на одном из месторождений Западной Сибири, за исключением осложнений в вертикальном интервале скважины, перекрытом кондуктором. Высокий процент осложнений (30,5 %) отмечен при бурении скважин в рамках субширотной системы планетарной трещиноватости. Наименьшее количество осложнений (7,6 %) наблюдается при бурении скважины с азимутом вне систем планетарной трещиноватости. Вероятнее всего, возникновение большинства осложнений обусловлено недостаточной очисткой наклонно направленных и горизонтальных интервалов скважин, создающей условия для усиления депрессии в скважине при подъеме инструмента, что приводит к осыпям и обвалам породы, а также притоку пластовых флюидов. Проведенный анализ осложнений, возникших при бурении наклонно направленных скважин на одном из месторождений Западной Сибири показал, что основной объем осложнений связан с посадками и затяжками инструмента при СПО. Эффективное, рациональное и безаварийное ведение буровых работ во многом определяется тем, насколько правильно решены задачи управления балансом давлений в скважине. Одной из основных причин осложнений разного вида – обвалов горных пород, поглощения бурового раствора и др. – являются разнонаправленные трещины в горном массиве. В.М. Анохиным, А.И. Тимурзиевым и другими исследователями закономерностей образования и распространения планетарной трещиноватости в континентальной коре Земли отмечается, что существует конечное число закономерно ориентированных систем линейных структур, образующих систему планетарной трещиноватости [1, 2]. А.И. Тимурзиевым показано, что при наложении на азимутальный круг «генеральной схемы проявления разрывных деформаций в земной коре» теоретически они образуют восемь азимутальных секторов: четыре ортогональных и четыре диагональных [2, 3]. В соответствии со схемой А.И. Тимурзиева разработана табл. 1, в которой представлены 16 азимутальных секторов, восемь из которых (нечетные) являются элементами четырех главных систем разрывных нарушений, а восемь (четные) не входят в эти системы. В табл. 1 внесены данные об осложнениях при бурении эксплуатационных скважин в соответствии с азимутами наклонно направленных интервалов. Таблица 1 - Распределение осложнений по секторам системы глобальной трещиноватости и внесистемным секторам
Как видно, наибольшее количество осложнений – 221 случай (32,9 %) – попало в сектор № 3, который по азимуту (45° ± 15°) соответствует направлению максимального горизонтального напряжения (30°…60°), определенному путем интерпретации данных геофизических исследований скважин, выполненных сотрудниками компании «Шлюмберже». Следует отметить, что сектор № 3 имеет полный набор всех типов осложнений, встречающихся при проводке скважин на месторождении, чего нет в других секторах. На втором месте по количеству осложнений – 123 случая (18,3 %) – находится сектор № 5 (90° ± 15°), входящий в субширотную систему. Во внесистемных секторах наблюдалось незначительное количество осложнений, и в основном это были затяжки и посадки инструмента. Ранее опубликованы данные о коэффициентах продуктивности скважин нефтегазового месторождения, имевших азимутальные направления, совпадающие и не совпадающие с секторами планетарной трещиноватости [3]. Первые скважины вскрыли эффективную толщину (Hэф), в среднем равную 144 м, при этом имели множество объемных поглощений бурового раствора. Среднее значение коэффициента продуктивности составило 38 м3·сут–1·МПа–1. Вторые не имели серьезных осложнений и при среднем значении Hэф = 240 м характеризовались средним коэффициентом продуктивности 17 м3·сут–1·МПа–1, т.е. в два раза меньшим, чем в первом случае. Основной объем осложнений составляют затяжки и посадки бурового инструмента при СПО. Считается, что это обусловлено проблемой устойчивости горных пород на стенках ствола скважины. Решение данной проблемы связано с тем, насколько полно учитываются процессы и условия в скважине, влияющие на сохранение баланса давлений в стволе и напряжений на стенках. Важным фактором является достигаемая степень очистки ствола от выбуренной породы при зенитном угле 65°…90°. При накоплении шлама на нижней стенке просвет ствола сужается, и при подъеме инструмента усиливается депрессия на пласты и стенки скважины за счет эффекта свабирования. При этом релаксация депрессии, даже в вертикальных скважинах, может длиться от нескольких минут до часа и более [4]. Очевидно, что эффект воздействия на пласты и стенки зависит не только от значения депрессии, но и от продолжительности ее воздействия. В результате этого могут происходить обвалы пород, проявления пластового флюида другие осложнения. При спуске бурильного инструмента в таких условиях усиливается репрессия в скважине (эффект поршневания), что приводит к гидроразрыву пласта и поглощению бурового раствора. Следует отметить, что в процессе проектирования скважины при зенитном угле ствола 65°…90° сложно обеспечить необходимые значения гидростатических и гидродинамических нагрузок на пласт и стенки слагающих пород. В настоящее время при бурении скважин практически не контролируются такие показатели процесса СПО, как значение депрессии и время ее релаксации (восстановления гидростатического давления). Кроме того, в лабораторных условиях не контролируются вязкоупругие свойства буровых растворов, влияющие на очистку ствола от шлама и на релаксацию депрессии. Список литературы 1. Анохин В.М. Характеристики глобальной сети планетарной трещиноватости / В.М. Анохин, И.А. Одесский // Геотектоника. – 2001. – № 5. – С. 3–9. 2. Тимурзиев А.И. Новейшая сдвиговая тектоника осадочных бассейнов: тектонофизический и флюидодинамический аспекты (в связи с нефтегазоносностью): автореф. дис. … д.г.-м.н. / А.И. Тимурзиев. – М.: МГУ им. В.М. Ломоносова, 2009. 3. Потапов А.Г. К вопросу о геомеханическом моделировании при бурении скважин / А.Г. Потапов, Д.Г. Бельский, О.А. Потапов // Вести газовой науки: Проблемы разработки газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. – № 4 (20) – С. 69–74. 4. Потапов А.Г. Влияние релаксационных свойств буровых растворов на технологические процессы бурения скважин / А.Г. Потапов // Изв. вузов. Нефть и газ. – 1986. – № 4. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||