автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Разработка и внедрение технологии бурения горизонтальных скважин электробуром в Западной Турмении

РГ8 OD

-1 Ж 1993

ВСЕРОССИЙСКИЙ ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ILU'4МО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ СУРОВОЙ ТЕХНИКИ

ВН1П1БТ

• На правах: рукописи

ГУЛАТАРОВ Хывали Гулатироаич

УДК 622.248 .

РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ-ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ЭЛЕКТРОБУРОМ Ц ЗАПАДНОЙ • ТУРКМЕНИИ«

Спсштлытсть^ЗЛЗПО')-

Автореферат; днссертаиии iiq роиркяицр ученой степени ■. кандидата технических iuvk

Москва - 1993г..

Работа выполнена во Всероссийском ордена Трудового Красного Знамени Лаучно-исследоватсльсксм институте буровой техники

(ВНИИИБТ)

Научный руководитель: доктор технических наук

Ширин-Заде С.Д

Официальные оппоненты: доктор технических наук., профессор

Байбаков Н.К., доктор технических наук, профессор Огансв С.А.

Ведущее предприятие: Производственное объединение «Туркменмсфть»

Зашита состоятся 30 марта 1993 г. в 10 часов.

На заседании специализированного Совет_Д. 104.03.01___

'Всероссийскою ордена Трудового Красного Знамени научно—исследовательского института буровой техники по адресу: 117957, г.Москва, В-49, Ленинский проспект, 6.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке 151111И Ь'Г.

■ Автореферат разослан « ГК 02 1993 г.

Ученый секретарь специализированного Совета,

кандидат технич' :ких наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

Актуальность темы: В последние годы как за рубежом, так и у нас, резко Еозрос интерес к бурению скважин с горизонтальным стволом. Развивающаяся технология горизонтального бурения существенным образом изменила представления о разработке и эксплуатации месторождений нефти и газа. Бурение горизонтальным способом — вскрытие пласта г 1 направлению — одна .з многообещающих перспектив. Установлено, что когда ствол скважины расположен вдоль продуктивного пласта, отдача его многократно возрастает.

Экономическая целесообразность проводки горизонтальных скважин оправдана многолетней практикой. В связи с этим, вопросам совершенствования техники и технологии бурения горизонтгыьных скважин должно быть уделено особое внимание.

Бурение горизонтальных скважин в основном осуществляется турбинным способом.

За последние годы, наряду с турбинным способом, при бурении горизонтальных скважин все большее применение находит электробур. В связи с этим в данной работе подробно рассматриваются особенности бурений горизонтальных скважин .лектробуром.

Этот способ бурения яачяется актуальным и представляет особый фактический интерес для месторождений Западной Туркмении, поскольку здесь за последние 30—35 лет создана мощная техническая база бурения глубоких наклонно—направленных скважин в сложных горно—геологических условиях. В свя-щ с этим в данной работе подробно рассматриваются особенности бурения горизонтальных скважин электробуром.

Цель работы: разработка и внедрение технологии бурения горизонтальных скважин электробуром в Западной Туркмении. Методы решения поставленных задач. В диссертационной работе для анализа . к прогнозирования технологических процессов бурения использованы современные математические методы Для разработки технике—'технологических решений выполнен комплекс промышленных экспериментов при -уреики .горизонтальных скважин на месторождении Кстурдепе. ; _ Науашя лощина.

]. С использованием нелинейной эволюционной модели рассмот-' репа интенсивность изменения осевой нагрузки на долото в горизонтальном стволе скважины и установлено оптимальное ее значечиб для разрушения юрных пород.

2. Установлено, что эффективное разрушение горных пород з ■ горизонтальном стволе скважины обеспечивается при установлении

утяжеленных бурильных труб (УБТ) в интервале ствола с углом не более 60 градусов.

3. С использованием методов теории нечетких множеств установлены оптимальные режимы бурения.

.4. Устакоа^но, что комплексно—ингибированиый раствор в условиях месторождений Западной Туркмении обеспечивает эффективность очистки при обойной зоне и ствола скважин от выбуренной породы.

Практическая ценность н реализация работы и промм)"Я6ИН(УЧУ.:

Заключается в том, что в кей. приведены конструкции, профиль, технология проводки и компоновка низа бурил ы! ой колонны (КНБК) для бурения горизонтальных скважин ¡¡а месторождениях Западной Туркмении, которые апробированы на площади Котурдепе, при бурении сква^син 3 630, ¡631, 1632.

Апробация работы. Основные положения работы догадывались на техничсс* хсоветах П.О. «Туркме: нефть» (город Пгбитдаг, январь, сентябрь 1990 г.), на ученом совете института «ТуркменННГЖнефть-> (Кебигдаг 1591 г.), на ассоциации буровиков корпорации «Роснефте-газ» (г. Саратов март—апрель 1991 г.), на научно—'технических семинарах института «ВНИИБТ» (г.Москва 1992 г.).

Публикации, Содержание диссертационной работы отражено в 5 публикациях.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти разделов, выводов и рекомендаций и расчета- экономической эффективности, изложенных на 145 страницах машинописного текста и включает 53 рисунка и 26 таблиц. Список использованной литературы включает 16 наименований.

Автор считает своим долгом выразить благе арность: академику республики Азербайджан Мирзаджанзаде А.Х.. семинары которого во «ВНИИБТ» по проблемам принятия решении в бурении, явились основой для разработки научно—обоснованных режимов бурения горизонтальных скважин и доктору технических наук Ширин—Заде С.А. за научное руководство и подготовку диссертационной работы к защите, /штор также весьме признателен специалистам по электробурению института «ВНИНБТ» й Котурдепинского УЫ\ благодаря

помощи которых были реализованы на практике научные рекомендации по диссертационной работе.

О02Хер,хааке_работь.и ¡Во введении к диссертации дается ее краткая характеристика, анализируется состояние работ по бурению горизонтальных скважин, обосновываются цели и постановки задач диссертации.

1^г;£ржи1_раздж- — пр .годится обзор работ по бурению горизонтальных скважин в России, ближнем и дальнем Зарубежье. К.ак юказывает накопленный к настоящему времени опыт, проблема разработки нефтяных и газовых месторождений горизонтальными стволами приобретает в мире приоритетное значение. Наиболее широкое распространение технология бурения горизонтальных скважин получила б США, главные образом, для заканчивания нефтяных скважин ]< породах с естественной трещиноватостыо, а также в рифовых породах и неоднородных глинах.

В Канаде большинство горизонтальных скважин пробурено ка месторождеипяхтяжелыхнефтен для подачи в пласт пара под высоким давлением, с целые повышения нефтеотдачи.

Горизонтальные сьважины, пробуренные в Европе в основном предназначены "чя замедления процесса образования конусов депрессий и обводнения скважин, а также разработки продуктивных пластов меловых отложений. s

В диссертационной работе при золятся профи чи, компоновки, технологические особенности бурения скважин за рубежом. К 1992 году в России и ь странах ближнего зарубежья пробурено более 150 горизонтальных скважин. Ирнновское месторождение ь П.О. «Сара-

товнефгегаз» полностью разрабатывается горизонтальными скважинами. В Башкирии введены в промышленную разработку горизонтальными скважинами опытные участки нескольких «старых» месторождений.

Б Турменистане в 1990—1992 г. пробурены 3 горизонтальные скважины на месторождении Котурдепе. на основе которых намечается в перспегтиве расширение разработки горизон гальными скважинами на данном месторождении, а также на месторождении Барсагелъмес . и других.

В настоящее время сложились три основных вида технологии сооружения горизонтальных стволов: с большим радиусом, средним радиусом и малым радиусом.

Первая требует минимальных изменений техники по сравнению с обычно используемой на практике и она обеспечивает бурение горизонтальных скважин радиусом кривизны ЗСО—900 метров (темп набора зенитного утла 2—6 градусов на 30 метров) и наибольшую длину горизонтального участка. При среднем радиусе (90—210 метров; 8—20 градусов на 30 метров) необходимо большее количество специфических устройств (электробур, система, элементы V Н Б К и т.д.) уменьшаются и возможности по длине горизонтального участка (обычно до 500-1000 метров). ""*

При малом радиусе (12—6 метров; темп набора до 1,5—3 градусов на метр) применяется наиболее специфичная техника, а длина горизонтального участка при этом ограничивается величиной 90—230 метров (при роторном — 60—120 метров).

Успехи р, бурении горизонтальных скважин в последние годы в значительной мере связаны с компьютеризацией процесса бурения, а также с внедрением систем замера параметров траектории скважины' и параметров режима во время бурения.

Б последнее время горизонтальное бурение приобрело еще одно ксвог значение. С использованием этого способа разработки нефгя-' пых месторождений восс анавливается бездействующий фонд скважин. В настоящее время имеется реальная возможность пробурить горизонтальные скважины с выходом из башмака эксплуатационных колонн диаметром 168 мм, ¡46 мм и 140 мм. Несколько таких скважин пробурены в Белоруссии и в Западной Сибири. Таким образом обобщение собственного и мирового опыта позволяет разработать технологии бурения горизонтальных скважин для конкретных нефтяных месторождений и необходимую технику для ее реализации. Выполнение этой работы .для > еловик нефтяных месторождении Западной Туркмении рассмотрены в последующих главах диссертационной работы.

Во. втором. разделе диссертации дается геологическая характеристика района работ. Нефтегазококдексатное многопластовое месторождение Котупдепз находится а Западной части Туркменистана и яатяется самым крупным в Средней Азии.

В тектоническом плане оно приурочено к центральной наиболее догруженной части Прибалханской зоны поднятий Западно—Туркменской впадины. Бурение глубоких скважин на месторождении было начато в 5948 году, а в промышленную разработку оно введено в 1959 соду. Нефтегазоносноеь приурочена к терригениым

отложениям плиоцена. Основными объектами разработки явились залежи красноиветной толщи на глубине 4000 м и более

В стратиграфическом отношении комплексом буровых и промыслоьо—-геофизических работ на месторождении изучены отложения четвертичного возраста, аггшеронского и акчагылского ярусов и храсноцаетной толщи. В последней выделяются (сверху вниз) отделы: вер иий, средний и нижний, состоящий в свою очередь из двух свит: Небитдагской и Котурдепинской. Общая вскрытая мощность . красноцветных отложений равна 2500—2600 метров, а ожидаемая мощность красноцвета может составить 3000 метров. Нижняя граница красноиветной толщи на месторождении до настоящего времени не подтверждена.

В тектоническом плане месторождение Котурделе на уровне ни-жнскраскоцветных отложений занимает площадь , примерно 20x10 километров. Изученность месторождения бурением неравномерна.

Нижняя Котурдепинскзя свита красноцветных отложений на месторождении обладает общей мощностью 600 метров. Основными признаками ее выделения являются: высокая глинистость разреза (70—80%), развитие'аномально высоких давлений, достигающих на глубине 3600 метров 55 МПа, почти полное отсутствие песчаных коллекторов и развитие алевролитовых коллекторов, частично коллекторов песчаников. В кровельной части свиты залегает мощный (местами до 40 метров) чистый глинистый пласт, являющийся опорным репером для нижнекрасноцветных отложений. Располагается этот пласт на месторождении на глубине примерно 1500—2000 метров от кровли красноцветной толщи. Вь.чие было сказано о том, что разбури-

- ьаемыг разрезы содержат заглинизированиые интервалы, в которых содержание глины достигает иногда 100%. Это так называемые от. > жекия «черных» глин апшеронского яруса. Именно они в большой степени предопределяют осложнения в процессе бурения. Впрочем, хстя и ь меньшей степени, та> не же осложнения возникают по глубине всяфьшаемого разреза до 3650 метров при Т~Ю0 град.С.

Эти осложнения обусловлены способностью глинистых пород к спонтанному набуханию и диспергированию в массе раствора. Осложнения выражаются в виде сужения ствола скважины, затяжек и посадок, а порой и прихватов бурильного инструмента, а также ухудшения параметров бурового раствора. Вся совокупность осложне ний проявляется, в основном при вскрытии и разбуривании отложений монтмориллонитовых глин и прс ..вляется в большей степени, чем больше коллоидальность глин и мощность их отложений. Западный участок района бурения горизонтальных скважин ¡630, 1633,

1632) представляет собой в тектоническом отношении Западную переклинэльиую часть Котурдепинской складки, отделяющуюся от 'водной части сбросом 10В—СЗ простирания. В восточной части этого участка, непосредственно прилагающей к сбросу, располагается гря-зевулканическяя брекчия, «заражающая» нормальные разрезы близ-расположзнных скважин.. Привулканическая часть участка больше осложнена по интенсивности сбросовыми нарушениями того же простирания относительно других.

Горизонт КК7 состоит из четырех проницаемых пластов. Мощность первого пласта достигает до 30 метров. Пласты 2,3,4-й отделяются от первого и друг от друга пластом монолитных глин можностьк.

в осноеком до 5—7 метров в дределах контура продуктивности. Цитологически представлены алевритами—песчанистыми, плотными песками, песчаником, мощность коллектора колеблется в пределах 20—40 метров. Таким образом, на оконтуренной нефтенасыщенной площади НК7 Котурдепикского месторождения по пробуренным вертикальным скважинам до глубины 3700 метров не был получен стабильный "ебит по нефти и он сос гавлял не более ¡5—30 тн/сут. В качестве основных критериев необходимости бурения скважин с горизонтальным окончанием стволов на НК.7 является промышленная проверка пласта, его начальный дебит и способ эксплуатации. По итогам бурения горизонтальных скважин (№№ 1630, 1631, 1632) во всех случаях получены положительные результаты. Скважина № 1630 закончена строительством в 1990 году, начальный дебит по 6 мм штуцеру составил 135 тн/сут, скважина эксплуатируется и в настоящее время фонтанным способом.

В третьем разделе под названием «Бурение наклонно—направленных скважин электробуром на месторождении Котурдепе» показано, что при бурении наклонно—направленных и горизонтальных скважин особенно при больших углах, начиная с 30 градусов наклона стволов, возникают затруднения с передачей осевой нагрузки на долото, из-за больших потерь, обусловленных трением бурильной колонны о стенки скважины и ее «звмеанием». Применение электробура позволяет с достаточной для практики точностью определить истинную осевую нагрузку на долото по активной составляющей силы тока .1а, пропорционально вращающему моменту. Величина 1а не зависит от глубины

/

скважины и изменяется лишь с изменением осевой нагрузки и при

. — - 11 прохождении различных по твердости пород. .Основным прекмущес-.твом- проводки наклонных скважин электробурами по сравнению с другхми способами бурения, является наличие- канала связи с забоем, который позводяетполучить достаточно четкую информацию о работе долота и электробура, параметрах искривления скважины в процессе бурения. Это позволяет улучшить отработку долот, повысить показатели их работы за счет п£ .вильнете выбора режимов бурения, сократить количество спуско---подъемных операций, а также осуществить проводку скважин согласно проектному профилю с минимальной пространственной траекторией. Контроль параметров искриатекия ствола (угла наклона и азимута скважины), а также контроль за положением отклонктеля в процессе бурения, производится & помощью датчиков телеметрической системы. Кроме того, в стволе с большим утлом наклона яри производстве комплекса геофизических замеров часто возникают серьезные затруднения, а неизбежные остановки иногда приводят к осложнениям. Применение электробура создает предпосылки производства всего комплекса геофизических замесов с помощью встроенных в колонну бурильных труб соответствующих датчиков и аппаратов. Производство этих работ в процессе бурения позволяет регулировать параметры искривления'ствола без дополнительных спуско—подъемных операций, комплекса инклино-метрических работ. При этом сокращается время на неизбежные простоя и остановки. Поэтому снижаются возможности различного рода осложнений

Исследование показывает,, что уменьшение жест-кости и увеличение длины злек.робура по сравнению с турбобурами одинакового

диаметра ифает различную роль для отдельных этапов проводки наклонных скважин. При бурении вертикального участка наклонных скважин электробурами, по. сравнению с турбобуром, возможности самопроизвольного искривления ствола больше. Это объясняется тем, что потеря устойчивости электробура по сравнению с турбобуром происходит при меньшей осевой нагрузке на долото. Для предотвращения само: роизвольного искривления ствола из-за меньшей жесткости и большей длины электробура повысить устойчивость низа бурильного инструмента. Это может быть достигнуто путем установки центраторов над долотом и на электробуре. Учитывая, что последний не допускает приварку дополнительных элементов к корпусам статора ц шпинделя, разработаны две компоновки низа бурильного инструмента с центратором для предотвращения самопроизвольного искривления при бурении с электробуром.

При бурении участка набора кривизны с отклонителем, установленным над электробуром, возможная интенсивность искривления м гвола по сравнению с турбобуром будет меньше. С одной стороны, это вызывается увеличением длины электробура, что приводит к повышению радиуса вписываемости системы долота электробура. С другой стороны, это объясняется уменьшением откклоняющей способности компановки за счет снижения жесткости электробура. Кроме того,

уменьшение жесткости электробура увеличивает возможность упругой « •

деформации. Исследованием установлено, что при определенных критических значениях прогиба турбобура возможно качественное изменение процесса искривления сгвола. т.е. вместо ожидаемого роста кривизны может происходить стабилизация или падение кривизны.

При работе электробурами, обладающими по сравнению с турбобурами меньшей жесткостью, такое качественное изменение наступает намного раньше. / , - Меньшая жесткость-электробуров может играть положительную роль, если откдокители будут установлены ниже центра тяжести их. В этом случае проходимость отклоняющей компановки по искрквлен-ному стволу улучшается. "Уго относитс я также к случаям бдения на «прямой» трубе со стабилизатором кривизны и без него. Увеличение веса электробуров по сравнению с турбобурами снижает отклоняю-■, щую способность компоновки, если отклонитель установлен выше центра тяжести (кривой переводник, кривая труба) и увеличивает ее, если отклонитель встроен ниже центра тяжести электробура.

При бурении на «прямей» трубе большой вес электробуров увеличивает нормальную составляющую на нижнюю часть стенки ствола, что приводит к повышению интенсивности ее фрезерования и росту падения кривизны. В связи с этим вопросы, связанные с разработкой технологии бурения электробуром для болыгого угла наклона и горизонтальных стволов приобретает особое практическое значение.

В четвертом разделе — приводятся результаты исследований по разработке технологии бурения горизонтальных скважин'электробуром >; Западной Туркмении.

Для разработки нефтяный месторождений Западной Туркмении в 1990—¡992 гоцпх было осуществлено бурение трех горизонтальных скважин (№N9 1630,1631,1632) глубиной 3653 метров, 3606 метров, 3603 метров, сведения о которых приведены в таблице 1.

Таблица 3

№№ скважин Глубина по стволу (м) Глубина по вертикали (М) . Горизонталь отклонение Маклптальи эенишый угол (угол) Максим альн радиус искривления (м) ДУС (ФЗД) Длина . ствол? в продуктивно пласте (м) Длина горизонталь участка прк мйксимальи угле (м) Длина фильтра (м)

1630 3653 3495.6 259 86.3 51 270 202 158 211

163! {1-й ствол) 3601 3450 234 94.5 67 248 162 119

1631 (2-11 ствол) 3606 3490.5 218.8 86.5 74 250 133 89 179 •

1632 3603 3406.3 303.6 84 115 81 226.5 161 257

Задела бурения зшх скважин сводилась к изучению возможностей , вскрытия горизонтальным стволом низа красноцзстной толщи. Глубокие'горизонтальные скважины были заложены на участке Западный Котурдепе, который имеет размер 16 километр в длину 8 километров -в ширину, с углом падения пород 12—20 градусов. Он отделяется от центрального участка Котурдепинской складки крупным региональным сбросом с амплигугой (100—300 метров). Участок Западное . Котурдепе. осложнен сбросом в основном северо—западного^ юго-восточного^ простираний и частично широтным. Горло—геологические условия бурения скважин на указанном участке характеризуются аномально—высокими пластовыми давлениями, интенсивной тектонической раздробленностью, блочностью строения структур. В литол.ого—стратиграфическом плане, в формировании разреза скважин принимают отложения четвертичного и третичного возрастов от Бакинского яруса до красноиветной толщи. Разрез скважин в основном представлен чередованием песчаноглинистых пород. В формировании апшеронского яруса принимают участие две пачки так называемых «черных глин» склонных к неустойчивости! Суммарная их мощность достигает 150 метров в интервале залегания 1390—1590 метров. Все проницаемые (пески, песчаники,' алевриты, . алевролиты) пласты по разрезу рассматриваемых отложений являются абразивными. Пласты же глин, как правило не абразивны. Основными коллекторами нефти являются пористые песчаники и алевролиты плиоценовых обложений Продуктивная толща всрываемого горизонта НК7 представляет собой коллектор гранулярного типа с переслаиванием глин и песков. Глинистость отложении составляет 35—40 %.

Кровля горизонта НК7 на этом участка находится па глубине от 3350 до 3450 метров.

При бурении горизонтального ствола скважины з указанных геологических условиях основная технологическая проблема заключается как в передаче на долото необходимой осесой нагрузки дляразрушения горных пород,-так и в преодолении возникающих сил зрения при спуске и подъеме бурильных колонн, а в случае роторного способа бурения и при вращении. При выполнении этих операций в скважине с горизонтальным стволом возникают значительные затяжки, вызванные трением бурильной колонны о стенки скважины в горизонтальном стволе и в переходном интервале.

Для уменьшения растягивающих усилий в бурильной колонне, переходной интервал должен начинаться на возможно большей глубине. Другой мерой, способствующей уменьшению сил трения является постепенное увеличение интенсивности набора кривизны в переходном интервале. При выполнении этих двух условий на участке с наибольшей интенсивностью набора кривизны растягивающие усилия в бурильной колонне являются минимальными усилиями и она проходит через остальную часть переходного интервала с минимальными усилиями на трение.

Необходимо также принимать меры по предотвращению резких изгибов в вертикальном стволе скважины, так как при больших растягивающих усилиях это также может привести к возникновению значительных сил трения и, следовательно, к увеличению опасности прихвата.

Исследованиями, проведенными npvi бурении горизонтальных

<г/,$ажин №№ 1631.1632 и анализа диаграмм индикаторов веса в

интервале бурения 3361—3603 метров по этим скважинам установлено,

. что с увеличением зенитного угла скважины увеличилась нагрузка с

поверхности для создания необходимой осевой нагрузки ка долото.

i

Однако большая часть этой нафузки реализовывалась не на забое, ака искривленных участках с~зола и передавалась на стенки скважины, что вызывало «зависание» инструмента. Так, чтобы создать на долоте нагрузку в ¡60—200 кН (контроль велся по нагрузке двигателя электробура по амперметрам) с поверхности на разных участках ствола приходилось создавать нагрузку до 700 кН, при этом ток двигателя находился в пределах 110—130 ампер, что свидетельствовало о -нормальной загрузке электробура, то есть нагрузке в 160—230 кН. Создание высоких нагрузок больших, чем реализовывалось на забое, вызывала необходимость постоянных отрывов инструмента от забоя, во избежание прихват?, последнего под действием перепада давления в местах прижатия инструмента к стенкам скважины избыточными осевыми нагрузками. Фактически, бурение горизонтальных учаегкоз превратилось в непрерывные отрывы и спуски инструмента с подведением до забоя долота и короткого до 20—30 секунд времени бурения', после чего снова следовал огрыв инструмента. Для ликвидации подобного явления на скважине 1632 с глубины 34S0 метров стандартная КНБК, с которой велось бурение: долото 215.9 мм (калибратор 215,9 мм), электр-: 1урЭ164-8 Fi:3 с МИ, СТЭ164, УКИ, УБТ 146 мм—75 метров, бурильные трубы ТЕ В К—: 27 300—375 метров, ТБНК—140 была сменена на следующу. э. Долото 215,9 мм (калибратор 212 миллиметров),

электробур Э164х8РкЗ, УКИ, бурилыше трубы ТБВК—127 — 375 метров, УБТ—146 — 75 метров, бурильные трубы ТБНК—140.

После проведенных выше технологических мероприятий сразу же прекратились случаи зависания инструмента при подведении его к забою. Для создания осевой нагрузки на долото потребовалась гораздо меньшая нагрузка с поверхности.

Далее б этом разделе рассматривается интенсивность передачи осевой нагрузки на долото. Ранее нами было.отмечено, что выбранные режимы бурения и КНБК не обеспечивают нормальную проводку горизонтальных стволов скважин, так как при бурении имеют место «зависания» бурильного инструмента; а применяемые в некоторых случаях, чрезмерно высокие осевые нагрузки на долото (ЗСО кН и более) могли быть причиной тяжелых аварий и осложений. Приведенные расчеты, с использованием метода нормированного размаха Херста, показали, что имеющаяся тенденция «зависания» бурильного инструмента не была случайным явлением и при постоянстве применяемой технологии бурения сохранилась бы и в строительстве последующих скважин. Оценка по методу Херста закл ючалась в исследовании траектории (зенитных углов) пробуренных горизонтальных стволов скважин (№№ 163,1631,1632). Результаты вычисления по каждой скважине в отдельности и по всем вместе показали, что значения критерия Херста во всех случаях значительно выше, чем 0,5. Это свидетельствует о постоянстве тенденции «зависания».

Для исследования интенсивности изменения осевой нагрузки на долото (Р) по глубине скважины (X) нами использована следующая нелинейная эволюционная модель:

§- = аГ-ЬР (1)

ал

' Коэффициенты этой модели определены с использованием методов наименьших квадратов по фактическим нагрузкам на долото:

~ = 0,001рг-0.0027р (2) ,

: ОЛ

Эквивалентное к ух гвнзнию (2) одномерное отображение, имеет

вид:

• _ . Рм1=0,02РЧ-0,4бР. (3)

где п — номера интервалов бурения горизонтального сгвола. Анализ отображения (3) показывает, чго осевая нагрузка менее 270 кН при существующей технологии и КНБК будет затрачена в основнам, на преодоление сил сопротивления в стволе скважины и не будет доведена до долога для разрушения горных пород. Это подтверждает пред-положетше о неудовлетворительном качестве управления буровым процессом, то есть о несоответствии технологических режимод и КНБК условиям проходки скважины. По этой причине в скважине N° 1632 быта использована новая компановка низа бурильной колонны, что обеспечило в Дальнейшем нормальные условия бурения и увеличения механической скорости нагрузки.

С использованием методов бурения для проводки горизонтальных скважин электробуром на месторождении Котурдепе, в целях максимизации величины механической скорости проходки и и продолжительности работы дотла на забое Т.

Для решения этот! задачи использованы фактические данные по пробуренным скважинам 1630,1631,1632). По результатам обрг-

ботки данных этих скважин для функции принадлежности получены следующие выражения:

и00=

йО>

{ {

1

1 - —5:41^+0,6153 1,1 * V 5 3,3 м/ч;

1 -___\__3,3 < V < 5,6 м/ч. (4)

3,4823У-9,4823 ' -

1 . _____?__2 5 V й 6 6 ч-

1 0,1923Т+0,7266 хьуъ

1

1 - 2,ЗббТ-1Ьб--6,6 £ V £ 11 ч. (5)

Функция принадлежности (и) компромиссного решения определяется по формуле:

ц = тах шт (ц(У)Лц(Т)} (6)

Вычисление по приведенным формулам показывает, что оптимальными параметрами режима бурения дл5? рассматриваемых выше условии являются:

Р = 20 кН; 0.0026 мЗ/сек; N = 220 об/мин.; Эти режимы бурения были реализованы при бурении горизонталь ноге ствола скважины № 1^30,1631 и 1632 в сочетании с предложенной нами КНБК.

В пятом разделе — приводятся обобщенные результатов опытно—промышленного внедрения технологии проводки горизонтальных скважин электробуром. Показано, что в процессе бурения последовательно решены ряд технологических задач горизонтального бурения, а именно определены оптимальные значения, осевой нагрузки на долото, оптимальные режимно—технологические параметры и оптимальная траектория с учетом параметров электробура. При выборе конструкции скважины основывались на типовой для данного

месторождения, с некоторыми корректировками по кровле пласта, что обеспечивало ее легкость м возможность использования обычно применяемого в районе бурового оборудования и обсадных колонн, исключая нежелательную специфику (таблица 2).

Таблица 2

Конструкция скважин

Ко, юн 4 ММ Г.'З'Оит списка, м

проектн ф-уЛСЧССК

КпПр8ВЛСНИ2 630 5 5

Наир?еление 530 30 30

Кондуктор 420 60Э «ю

¡Прсмгжуя очная'

П.^рБО-К 1500 1800

1 140 346С 344:. 3420. . 3346

[Эксп.тугглционися 1 колонна 1 1 ЗГОО Г653, 3601. ЗС-йЗ

В процессе бурения глубины спуска второй промежуточной колонны íSыли ткорректированы по фактическому положению кровли горизонта НК7. При бурении скьажины использовались следующие типы электробуров (таблица 3).

Впервые г сложит.;"; горно—геологических условиях Туркмении было пропедено бурение лодигорую гфомежуючную колоннусуведичением угла наклона скважин Ко 1630—3442 метра--22 градуса, N° 1631—3426 мег-{>03—29 градусов, № 1632—3846 мепра—40 градусов и на достигнутуг

глубину спущена 245 мм обсадная колонна одной секцией и •зацементирована до устья. В интервале (№№ скважин 1631—3426—360'« метров, ¡632—3346—3603 метров) бурение с увеличениях! угла было продолжено. Зенитный угол достиг на скважине 1631—86,5 традусс-в, на скважине 1632—84 градусов, что обеспечивало возможность выведения ствола в горизонтальное положение ь пределах мощности Котурдепин.кой свиты.

Таблица 3

Применявшиеся электробуры

НлшеноЕОние колонны

1. Конлукггор диаметром 425 мм

Применявшиеся элуктробурк

Э290-12 АМВ5 с понижающей рсд'укторнои вставкой (Р!:3)

2. Промежуто^лад: переая диаметром 324 мм втораи диамгтром 2-15 мм

Э290-12 АМВ5 (Ро)

1Э240-8.МВ5 (РИЗ)

Э24У-3 М В5 (ГЧ:3) с механизмом

МИ24С-:.5

3. Экспл)-аташю.чная дначегроч 140 мм

"^¡64-:

8М85 №3) с механизмом МИ1.5-2

Эксплуатационная колонна 140x146x168.мм с фильтром с перфорированными отверстиями (5 отверстий с диаметром 5 мм по винтовой линии с шагом 1 метр) спущена на достигнутую глубину. Для проводки скважины применялась буровая установка 43, укомплектованная двумя насосами У8--6МА2 и 53 метровой вышкой. Результаты промышленного внедрения показывают, что разработанная для электробурения технологии ггаззоляет успешно осуществлять проходку горизонтальных скважин. На основании опыта проводки первых горизонтальных

сквахсик на месторождении Котурдепе составлен технический проект и осуществляется проводка горизонтальной скважины № 1634.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

В результате проведенного комплекса исследований, г.ромьшшен кых экспериментов и теоретических расчетов при строительстве горизонтальных сквэжин на п. эщадях Туркмении установлено:

1. Ранее выбранные режимы бурения и КНБК не обеспечили нормальной проводки горизонтальной части ствола скважин, так как при бурении кме.ио место «зависание» бурильного инструмента и ерздаваемые чрезмерные осевые нагрузки могли привести к осложнениям и авария м.

2. Утяжеленные бурильные трубы следует устанавливать не над электробуром, а в интервалах, где угол отклонения ствола скважины от вертикали составляет ог 40 до 60 ¡радусов. При таком положении УБТ создает осевую нагрузку, необходимую для перемещения бурильной колонны и передачи нагрузки на долото.

3. Уетаноачено, что жесткость и длина электробура, по сравнению с турбобурами одинакового диаметра, играют различную родь для отдельных эталон бурения горизонтальных скважин. В зависимости от принятого, лроекшою профиля управления траекторией скважины производится перестановкой элементоз КНБК е частности центратора, УБТ и изменения мест их расположения.

4. Радиус кривизны переходного интервала от вертикального к горизонтальному стеол у должен бытьне .менее 80 м, при максимальной интенсивности н^ора кривизны 3 градуса на 10 мегроъ. Этот тип

профиля принят и Западней Туркмении в качестве основного. По сравнению с меньшим радиусом он имеет определенные преимущества. К ним относятся, например, возможность проведения всех обычных операций по бурению, спуску и цементированию обсадных колонн, промыслово—геофизических исследований.

5. Спуск 2-й промежуточной колонны диаметром 2 ' 5 миллиметроз должен бы: при величине зенитне о угла не более 40 градусов.

6. Оптимальные параметры режима бурения при котором достигается эффективная работа долота при забое Р=200 кН; (2-0.0026 мЗ/сек; N=220 об/мин.

7. Для предотвращения осложнений внедрен раствор, представляющий собой комплексно—ингибированную систему в сочетании с гидрофобизируюшими ПАВ (ПКФ).

8. Применение существующего электробурового оборудования а сочетании с разработанной технологией обеспечивает успешную проводку горизонтальных скважин.

9. За счет внедрения оптимального режима буре..пя и КНБК достигнуто сокращение цикла строительство скважине на 15—20%.

10. За счет увеличения сегки размещения екглжин получен экономический эффект — 339 тыс.руб./скв.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ПРЕДСТАВЛЕНЫ

1. Р.Т Егзнянц, Х.Г.Гулатаров, М.Д.Сарбаев. Опытсовер шенство-вшия конструкций сверхглубоких скважин при бурении на ллошадях П.О.Туркменкефтъ Экспресс—информация /Сгроителъство нефтяных и газовых скважин на суше и ка море/' ВНИИОЭНГ, 1991 г. № 4,

2. Гулатаров Х.Г. Строительство в Западной Туркмении первой горизонтальной скважины. /Нефтяное хозяйство/ 199'! г. № 8, с.6—9.

3. Гулатаров Х.Г. Глубскозалегр ющие горизонты—потенциальные объекты для добычи нефти /Нефтяное хозяйство/ 1991 г. № 12, с. 11—12.

4. Гулатаров Х.Г. Курепмн В.И. Исследования момента энергоемкости разрушения пород различными долотами с помощью электробуров/Нефтяное хозяйство/ 1992 г. ЛЧ1> 9, с.8—12.

5. Современные методы анализа, прогнозирования и управления буровыми процессами. Материалы ассоциации буровых подрядчиков.

13 СЛЕДУЮЩИХ ПУБЛИКАЦИЯХ:

3992 г.

Ноделсаяо Е печать 05.03.1993г. Згк. 20. Тдр„ 100

Рогадрант ЬКЕ'ПЗТ