4.3. Промысловые комплексные испытания технологии бурения с регу- лируемым забойным давлением.

Разведочная скважина № Р -110 Заполярного месторождения запроектирована в зоне нефтяной оторочки пласта БТ 14i__2 (южная залежь).

Для вскрытия продуктивного пласта на скважине Р-110 Заполярного НГКМ на равновесии были разработаны специальные рекомендации, основанные на: -

применении методов интерпретации получаемой технологической информа- ции, позволяющих обнаружить газопроявления на ранней стадии их развития и бо- лее точно определить причины их возникновения; -

применении технических средств (оборудования для бурения с герметизиро- ванным устьем), позволяющих надежно управлять давлением в скважине.

Совместно со специалистами Ф "Тюменбургаза" была разработана схема об- вязки устья скважины. Данная схема включает вращающийся превентор (ПВ) с ра- бочим давлением до 7 МПа, дистанционно регулированный дроссель специальной конструкции и пульт управления им.

держивать заданную величину устьевого давления под превентором в условиях вы- хода шламовых пробок в промывочной жидкости, чего не обеспечивает серийный дроссель ПВО. Управление дросселем осуществляется дистанционно с пульта бу- рильщика. ПВ был снабжен усовершенствованным резино-металлическим уплотни- телем, который не допускал утечки промывочной жидкости по четырехгранной стандартной ведущей трубе размером 80x80 мм при диаметре замков бурильных труб 118 мм.

Дополнительным обстоятельством являлось применение для бурения скважины глубиной 3370 м станка А-50, предназначенного для капитального ремонта. Это да- ло возможность сократить сроки монтажа бурового оборудования, а главное, соз- дать специальное наклонное, насыпное основание высотой 7 м для размещения бло- ка превенторов и по которому данная буровая установка могла собственным ходом становиться на устье скважины. Относительно низкая мощность установки потребо- вала применения ЛБТ -95 мм длиной 2500 м в сочетании с нижним и верхним ком- плектами стальных бурильных труб диаметром 89 мм, а также дополнительной ус- тановки ротора Р -560. Для промывки использовались два цементировочных агрега- та ІДА-320. Бурение осуществлялось винтовым забойным двигателем Д -105.

Для поддержания заданной осевой нагрузки на долото вд учитывался перемен- ный характер сил сопротивления в резино-металлическом уплотнителе ПВ, а имен- но их зависимость от противодавления на устье Ру. Предварительные стендовые и лабораторные испытания данного уплотнителя позволили получить эмпирическую зависимость разгрузки на крюке AQ от давления Ру при заданной Gj,.

Важным этапом программы работ на скважине является подготовка буровой бригады. Поэтому было проведено обучение персонала работе с оборудованием и технологическим операциям. Перед разбуриванием цементного моста с целью нара- ботки практических навыков была произведена имитация процесса бурения и нара- щивания инструмента с противодавлением на устье.

Разбуривание цементного моста проводилось на промывочной жидкости плот- ностью 1260кг/м3 до глубины 3334м. С глубины 3334м до 3341м (башмак обсадной

колонны) началось увеличение газопоказаний до 10-20%, после чего на дросселе ус- тановилось противодавление 0,7- 0,8 МПа. Газопоказания раствора после выхода за- бойной пачки снизились и не превышали 4%. Однако после снятия противодавления газопоказания раствора во время циркуляции вновь выросли до 35%.

Во время спуска инструмента выполнялись промежуточные промывки на глу- бинах 2100 и 3100 м с расходами 8-10 л/с. Выхода газовых пачек не отмечалось. Время простоя скважины без движения составляло 4 суток (время СПО и замена на- сосной группы). На глубине 3343 м скважина была промыта без противодавления на устье. Газосодержание выходящего раствора колебалось в пределах 25 - 35% . Дли- тельность выхода пачки составила 1час Юмин. Объем выделившегося газа из рас- твора на устье составил 10,5 м3, а приведенный к забойным условиям - 0,024 м3. Расчетами установлено, что в этом случае снижение давления на забой за счет разга- зирования раствора не превышает 0,3 МПа.

Вскрытие газоносного пласта производилось на промывочной жидкости плот- ностью 1260 * 1280 кг/м3 с противодавлением в пределах 0,6 - 1,5 МПа и кратковре- менным повышением до 3,5 МПа при выходе газовых пачек. Фоновое газосодержа- ние раствора варьировало в пределах 6-8%.

Для оценки интенсивности поступления газа скважина периодически останав- ливалась на технологический отстой. При росте давления на стояке более 0,7 МПа производили утяжеление промывочной жидкости. При этом было замечено, что не- зависимо от продолжительности нахождения скважины без движения (от 0,5 до 4 суток) в нее поступало одинаковое количество газа, примерно, 10,5 м3.

Очевидно, поступление газа вызвано наличием депрессии, возникающей при остановке циркуляции. По расчетам она составляет 1,2 МПа.

По окончании бурения в соответствии с планом работ в зону продуктивного объекта необходимо было закачать блокирующую жидкость с последующим утяже- лением промывочной жидкости до нормативных значений плотности. Однако, за- бойный двигатель малого диаметра, включенный в КНБК, ограничивал прокачку специальных технологических жидкостей. Поэтому в данном случае блокировку пласта не производили, а промывочной жидкости утяжеляли до 1330 кг/м3 и произ- водили подъем без осложнений.

Оборудование для бурения с герметизированным устьем показало себя доста- точно надежным. Через резиновое уплотнение вращающегося превентора во время СПО и бурения было пропущено 120-130 муфт диаметром 108 мм. Следов износа не было. Дистанционно-управляемый дроссель пропускал шламовые пачки без вмеша- тельства оператора. При этом пульсация давления на устье под превентором не пре- вышала 0,05 МПа.

В целом можно заключить, что испытания опытных технологий и оборудования прошли успешно. Скважина пробурена на депрессии в статических условиях на рас- творе плотностью 1260 кг/м при градиенте пластового давления 1,29 МПа/ЮОм. Отмечено увеличение механической скорости бурения. Дан однозначный ответ о непродуктивности газоносного пласта. Результаты бурения скважины Р-110 Запо- лярного НГКМ на равновесии в интервале 3340-3370 м и возможности дальнейшего применения технологии бурения на равновесии в Ф "Тюменбургаз" отображены в протоколе совместного геолого-технического совещания Ф "Тюменбургаз" и ОАО "СевКавНИПИгаз" (приложение Д).

Бурение скважины № П-12 Южно-Парусовая в интервале 2690-3396 м прово- дилось с использованием технологии, обеспечивающей гибкое регулирование дав- ления в системе "скважина-пласт", и специального технологического оборудования (вращающийся превентор, дроссель), разработанного ОАО "СевКавНИПИгаз".

Вскрытие валанжинских отложений было осуществлено в течении 22 рейсов, из них 5-е отбором керна.

- полное техническое обслуживание вращающегося превентора, дистанционно - регулируемого дросселя со сменой внутренних уплотнительных соединений, герме- тизирующего уплотнителя; -

монтаж комплекта оборудования для бурении на равновесии;

- обучение буровой бригады работе с указанным выше оборудованием. Бурение в интервале 1300-2690 м проводилось на промывочной жидкости

плотностью 1190-1200 кг/м3. С глубины 2690 м плотность жидкости в соответствии с программой работ была снижена до 1100-1120 кг/м3. При этом было отмечено уве- личение проходки на долото Ш-215,9-СГВУ с 37 м до 48 м. Отмечается невозмож- ность снижения плотности промывочной жидкости ниже 1140 кг/м3 за счет приме- нения стандартной очистки (вибросита, песко-илоотделителей). Снижение плотно- сти было обеспечено за счет использования установки для очистки промывочной жидкости с центрифугой.

При забое 3200 м комплексом ГИС был определен коэффициент пластового давления равный 0,014 МПа/м, и прогноз на глубину 3275 м - 0,0121 МПа/м. Буре- ние до глубины 3275 было продолжено с постепенным увеличением плотности про- мывочной жидкости до 1150 кг/м3. При забое 3217 м был вскрыт пласт БУ6, оказав- шийся водонасыщенным. После проведения технологических отстоев и СПО отме- чено устойчивое снижение вязкости, плотности промывочной жидкости с 1150 кг/м3 до 1009 кг/м , увеличение показателя фильтрации с 2 см /ЗОмин до 3 см /ЗОмин, па- дение давления циркуляции на 2-2,5 МПа.

При забое 3275 комплексом ГИС был установлен градиент пластового давления равный 0,017 МПа/м на глубине 3250 м, и прогноз на глубину 3300м - 0,0123 МПа/м. Бурение было продолжено по программе работ на равновесии давлений с увеличением плотности промывочной жидкости до 1200 кг/м3. При увеличении плотности жидкости отмечалось снижение механической скорости бурения с 6 м/час до 3-4 м/час, также отмечено снижение проходки на долото Ш-215,9 - МСГНУ R190 с 75-80 м до 37м.

твердило открытие новой залежи из валанжинских отложений Парусовой группы месторождений.

При бурении скважины на равновесии сбоев и отказов оборудования не было. В результате внедрения технологии стоимость 1 метра бурения снизилась на 1 500 руб., что позволило получить экономический эффект 1,5 млн. руб.(приложение Е).

Анализ результатов бурения скважин по технологии, обеспечивающей гибкое регулирование давления в скважине, показал: -

высокую надежность герметизирующего оборудования, способность совмест- но герметизировать как бурильные трубы, так и стандартный четырехгранный квад- рат; -

сменные резино-металлическис уплотнители имеют достаточную износостой- кость и позволяют провести спуск и подъем не менее 1000 м бурильных труб при противодавлении 2,5 МПа;

-дроссель с пультом дистанционного управления позволяет плавно регулиро- вать давление от 0 до 14 МПа, обеспечивая автоматический пропуск шлама разме- ром до 55 мм без изменения давления на дросселе;

-технология бурения позволяет контролировать текущие пластовые и забойные давления и безопасно проводить технологические операции (бурение, наращивание инструмента) с содержание газа в буровом растворе более 50 %;

-технология бурения позволяет качественно и безопасно вести буровые работы в равной степени при использовании винтового забойного двигателя и при роторном бурении;

- технология бурения позволяет получить ответ о характере флюида и продук- тивности вскрытого пласта;

-возможность включения данной технологии в проектно-сметную документа- цию при строительстве скважин;

- необходимость продолжить совершенствование и адаптацию данной техноло- гии для широкого ее применения.

выводы 1.

Установлены основные пути совершенствования и развития техно- логии бурения в условиях регулирования давления на забой: за счет уточне- ния методов определения забойного давления в скважине при циркуляции бурового раствора и за счет совершенствования наземного дросселирующего устройства, регулирующего противодавление на выходе из кольцевого про- странства скважины. 2.

Разработан на уровне изобретения метод определения реологических характеристик бурового раствора, циркулирующего в скважине, основанный на расчете параметров уравнения гидравлических сопротивлений, замерен- ных в реальной скважине при различных расходах. 3.

Разработана математическая модель движения газожидкостной сме- си со шламом по кольцевому пространству скважины. Предложены расчет- ные зависимости для определения забойного давления при различных значе- ниях устьевого давления и газосодержания потока.

4.

Разработана и успешно апробирована в промысловых условиях конструкция дросселирующего устройства, обеспечивающего автоматическое поддержания заданного противодавления в выходящем из скважине потоке бурового раствора, содержащем шлам. 5.

Экономический эффект от внедрения разработки составил 1,5 млн. рублей в ценах 2000 г. 6.