УДК 622.244 © В.Д. Горгоц, 2006
О методике расчета параметров бурения на депрессии при первичном вскрытии пласта горизонтальным стволом
В.Д. Горгоц (ТО «СургутНИПИнефть»)
Проблемы сохранения проницаемости продуктивных нефтегазовых пластов при их вскрытии являются актуальными и требуют разработки, а также внедрения новых технических решений при строительстве скважин. В настоящее время этим требованиям в определенной мере отвечает технология первичного вскрытия продуктивных пластов на депрессии. Она эффективна при проводке вертикальных, наклонно направленных, горизонтальных, многоствольных, многозабойных скважин и боковых стволов.
При бурении на депрессии необходимо не допустить значительного уменьшения забойного давления ниже пластового, чтобы исключить:
- разгазирование нефти в призабойной зоне пласта (ПЗП), следовательно забойное статическое давление промывочной жидкости рстлж должно быть больше давления насыщения нефти растворенным газомррг, т.е.рстж>ррГ;
- возникновение дополнительных напряжений и деформаций скелета ПЗП, ухудшающее фильтрационно-емкостные свойства (ФЭС) ПЗП и вызывающее необратимые деформации горной породы, соответственно теряется устойчивость стенок ствола; следовательно, забойное статическое давление промывочной жидкости должно быть больше давления на забое р при котором начнется нарушение устойчивости стенок ствола,
т.е. рстлж > ру.с.с;
- создание положительного перепада давления в системе забой скважины - пласт (репрессия); следовательно, дополнительные давления, возникающие из-за гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве при циркуляции промывочной жидкости в сумме с давлением столба промывочной жидкости не должны превышать пластовое давление рпл, т.е. рстж + ргсз < рпл. Основным условием для разработки технологии первичного вскрытия, обеспечивающей максимальное сохранение естественных ФЭС призабойной зоны пласта, будет
рр.г < Ру.с .с < рстлж < рпл > рстлж + рг.с.з. (1)
При соблюдении условия (1) будет получен приток пластового флюида, в данном случае нефти и растворенного газа, из пласта в процессе его первичного вскрытия. Условие (1) применимо только в случае, если при вскрытии продуктивного пласта не возникнет необходимость проведения спускоподъемных операций (СПО). В противном случае в условии (1) будет введен параметр рст.п.ж+рспо (рспо - давление при проведении СПО).
В резултате получаем основное условие для бурения на депрессии
рпл > рстлж + рспо > рстлж + рг.сз > рстлж > ру.с.с > рр.г. (2)
При определении ограничений по максимально допустимой депрессии при первичном вскрытии продуктивных отложений в основном исходят из следующих критериев.
About drawdown drilling parameters design procedure at primary formation exposing by a horizontal wellbore
V.D. Gorgots (SurgutNIPIneft TO)
It is noted, that problems of preservation of permeability of productive oil-and-gas formations at their exposing are actual and demand design, and also introduction of new technical decisions at wells construction. It is shown, that technology of primary producing formation exposing at drawdown, which is effective at different type hole making, meets these requirements in full measure.
1. Согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [1] разрешается проведение буровых работ с регулированием дифференциального давления на депрессии, не превышающей 10-15 % скелетных напряжений (разность между горным и пластовым (поровым) давлениями пород).
2. Сохранение устойчивости скелета продуктивного пласта под действием геостатического давления Арг согласно методике [2]. г
3. Предотвращение разрушения коллектора вследствие интенсивного выноса песка, т.е. не превышение максимально допустимого критического дебита скважины 2кр, - давление Арп (методика [2]).
4. Не превышение интенсивности притока пластового флюида Qж, воспринимаемого промывочной жидкостью с сохранением рабочих параметров, - давление Арж (методика [2]).
При расчете необходимо учитывать допустимую депрессию, обеспечивающую устойчивость призабойной зоны пласта. Она определяется критериями устойчивости коллектора, протяженностью необсаженной части ствола горизонтального участка, типом насыщающего пласт флюида, коэффициентом продуктивности. Для безопасного бурения на депрессии необходимо знать количество пластового флюида и газа, поступающего в скважину в результате разницы давлений в системе скважина - пласт. Решение поставленной задачи возможно созданием алгоритма, позволяющего последовательно рассчитать изменение депрессии, объема поступающей нефти и растворенного газа при углублении скважины. Дебит скважины с некоторым приближением можно определить по приближенным формулам S. ^Ы, Dupuy В.Г. Григулецкого. Последняя имеет следующий вид:
Q = ~
2 • п ■ & • Ар • h
B-\i
In
a + y]a2-(L/2) L/2
\ v
+ —-In L
pfe/2)
h-RJl
где kCp - средняя проницаемость ствола скважины, мкм2;
120 09'2006
I
А
1
-+ 4
ЦК
; р = ^/к ; h - эффективная толщина про-
бур'
I =Рш1
Кем
а-Ро,
1 + -
(12)
где рисх - исходная плотность бурового раствора; рог - плотность газа в поверхностных условиях; ршт - давление перед штуцером. Плотность смеси на забое
А/>' =2,3-
Рзаб.дин •
(14)
дуктивных прослоев; ^ ^ - естественная проницаемость соответственно горизонтальная и вертикальная; В - объемный коэффициент нефти; ц - вязкость нефти; I - расстояние от горизонтальной скважины до середины пласта; = у/2,25-зе-Т - радиус контура питания; ае - пьезопроводность; Т - время перераспределения давления в пласте; Кс - радиус скважины; L - длина ствола в пределах прослоя; Q - объемный приток пластового флюида;
АР=Рпл-Рзабдин=Рпл-(рстлж+Рг.сл) - депрессия; Рпл=&Яскв « G - Фа-диент пластового давления; Нскв - глубина залегания кровли пласта;
g - ускорение свободного падения; Рзабдш=8 Нкв■ Рэкв -10"5+Ргс.з -начальное давление бурового раствора на забой; рэкв=(рпл-Ар-Рг.с.з)/§Нгорст - эквивалентная плотность бурового раствора; Нгорст - глубина проложения горизонтального ствола.
Объем пластового флюида, поступившего в скважину за время полуцикла (время движения потока от долота к устью), определяется по формуле
(4)
где ¿пол=^затр/2нас - время полуцикла промывки; 7затр=0,785 ■ (й2скв-й2фбк) Нскв - объем затрубного пространства; йскв - диаметр скважины; й бк - средний диаметр бурильной колонны; Qнас - подача буровых насосов.
Масса поступившего флюида
Мфл=^фл ■ Рфл. (5)
Масса пластового флюида, содержащего нефть, газ и шлам,
Мфл=Рн^н+РЛ (6)
где рн, рг - плотность соответственно нефти и газа в поверхностных условиях; Уи, ¥г - объем соответственно нефти и газа.
Объем выбуренного шлама
Возросшая при этом депрессия Арп=Ар+Ар1 Плотность бурового раствора, требуемую для вскрытия продуктивного пласта на депрессии, можно определить по формуле
, (рт - ргсз - Ар") • 10~5 Рэга о.Н ' (15)
б горст
Эквивалентная плотность затрубной смеси, необходимая для создания расчетной депрессии на пласт при бурении в начале горизонтального участка
(^-дЛ-ю-'-Аз-нг^
" ' (16)
Рэкв.н
Я * ^гор.ст
в конце горизонтального участка ХР^-^ую-'-рК. с,-10"
Рэкв.к
р р11
^ и
А. с.
(17)
8-Нк р.сг Ек
гдер1Есз, ригсз - потери давления на гидравлические сопротивления в затрубном пространстве соответственно у начала и в конце горизонтального участка.
Указанные потери давления рассчитываются по следующим формулам:
Рэкв.н ' Qнac ' Ажв__,,
(18)
Р г.с.з — ^' 2
71 Мав ^ср.б.к) '(^скв+^ср.б.к)
Р г.с.3 — ^ —2 '
^ср.б,
г,2 ,П Рэкв.к ' Унас ' скв
(7)
где йд - диаметр долота; ^бур - механическая скорость бурения. Объем выбуренного шлама за полцикла промывки
^в.ш/6°Упол. (8)
С учетом газового фактора
Мфл=Рн^н+Рг^ (9)
где Г - газовый фактор.
Объем поступившего газа в поверхностных условиях
^.у^ (10)
где объем Ун определяется из выражения (9). Газожидкостное отношение в условиях движения потока с поступившим в скважину пластовым флюидом
«=^гп.у/^затр. (11)
Плотность смеси (буровой раствор+нефть+газ) перед штуцером
* 3 (19)
71 (^скв ~ ^ср.б.к) ' (^сга + ^ср.б.к)
где LIcкв, LIIскв - длина скважины, по стволу соответственно до начала и конца горизонтального участка; X - коэффициент гидравлических сопротивлений, рассчитывается по числу Рей-нольдса Re: при ламинарном_£ежиме Х=80/Яе, при турбулентном режиме ^е>2300) Х = 0,12^Йе.
Число Рейнольдса определяется по формуле
■ Рэкв.к ■ ■ (^скв — ^ср.б.к) ' (20)
Ке = -
«•(Л + То
6-1).
ср.б.к
где uкп=Qнaс/Sкл; 'кп - площадь кольцевого пространства; п, т0 - соответственно пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига промывочного раствора в затрубном пространстве.
При расчете необходимо учитывать, что по мере углубления скважины приток из пласта будет возрастать из-за перепада давления в системе скважина - пласт, что снижает забойное давление. Для поддержания заданной депрессии необходимо повышать устьевое давление. В определенных условиях при вскрытии нескольких пластов или коллекторов высокой проницаемости возможно увеличение дебита из продуктивных пластов, при этом возрастают депрессия и устьевое давление.
-П ^Рисх+Д-Ро,
ГСМ „
1+-
(13)
Рззб
где рзаб - забойное давление.
Снижение забойного давления за счет поступления пластового флюида (в основном газа) рассчитывается по формуле Стронга
Список литературы
1. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
2. Вязенкин С.Н., Комнатный Ю.Д., Аникин В.В. Некоторые аспекты технологии заканчивания скважин с депрессией на продуктивный пласт и выбора технологического оборудования для ее реали-зации//Тр. ин-та/ОАО НПО «Бурение». - 2000.
09'2006 121
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.