автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Совершенствование технологии бурения наклонно направленных скважин с отходом от вертикали более 1500 м на месторождении "Белый тигр" Вьетнама

НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ "БУРОВАЯ ТЕХНИКА"

Р Г Б ОЛ-

1 7 ОНТ

ЧАН СУАН ДАО

УДК: 622.243.27

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН С ОТХОДОМ ОТ ВЕРТИКАЛИ БОЛЕЕ 1500 М НА МЕСТОРОЖДЕНИИ "БЕЛЫЙ ТИГР" ВЬЕТНАМА

Специальность 05.15.10 - Бурение скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

СИ

Москва, 1996 г.

НАУЧНО - ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ "БУРОВАЯ ТЕХНИКА"

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН С ОТХОДОМ ОТ ВЕРТИКАЛИ БОЛЕЕ 1500 М НА МЕСТОРОЖДЕНИИ "БЕЛЫЙ ТИГР " ВЬЕТНАМА

Специальность 05.15.10 - Бурение скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

ЧАН СУАН ДАО

УДК: 622.243.27

Ш

Москва, 1996 г.

Работа выполнена в институте "НИПИморнефтегаз' Совместного Российско - Вьетнамского Предприятия "Вьетсовпетро".

Научные руководители:- доктор технических наук, чл. корр

Национальной Академии Республик!/ Азербайджан

Ширин-Заде С. А.

- Кандидат технических наук Данг Куа

Официальные оппоненты:-доктор технических наук, профессор

Крылов В. И.

-доктор технических наук, профессор Оганов С. А.

Ведущее предприятие -Предприятие по бурению

нефтяных и газовых скважин ПБНиГС

Защита диссертации состоится ¿О 1996 г. в ^ час. на заседании специализированного Совета Д. 104.03.01 НПО "Буровая техника" по адресу: 117049, Москва, В-49, Летниковская улица, д. 7.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НПО "Буровая техника".

Автореферат разослан " "_1996 г.

Ученый секретарь

специализированного Совета, '/

кандидат технических наук

АгггМессер,

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы: Развитие нефтедобычи Вьетнама связано с далнейшим освоением нефтяных месторождений "Белый Тигр" и "Дракон" на континентальном шельфе. Разбуривание этих месторождений осуществляется в основном наклонно направленными скважинами с морских стационарных платформ и блок-кондукторов (МСП и БК) с отходами от вертикали до 1500м. Почти 50% фонда вновь вводимых в добычу скважин, начиная с 1996 года будут иметь отклонения от вертикали свыше 2000м. Кроме того, в период 1996-2000г.г. предстоит построить 15 горизонтальных скважин с отходом от вертикали до 3-х км при глубине скважин по вертикали 4350-4500 м. Предусматривается, помимо этого, углубление на 500-1000м на отложения кристаллического фундамента стволов, ранее пробуренных на отложения олигоцена 10-ти скважин. Проектные отклонения забоев их достигают 1500 м.

Планируется осуществить в 8-10-ти скважинах методом "зарезки" бурение вторых стволов протяженностью до 2500 м при глубине "зарезки" 1000-1500 м. Значительные обьемы буровых работ в этот период будут выполнены в отложениях кристаллического фундамента при аномально низких пластовых давлениях ( Рпл= 0,750,80 Ргидр ).

Увеличение горизонтальных отходов наклонно направленных скважин приводит к росту зенитных углов, особенно при использовании пятиинтервального профиля скважины, по которому в преобладающем большинстве строятся скважины на отложения олигоцена и кристаллического фундамента на месторождении "Белый Тигр".

В процессе строительства наклонно направленных скважин с ростом горизонтального отхода и зенитного угла увеличиваются: прижимающие силы за счет собственного веса бурильной колонны на интервалах набора, стабилизации и снижения зенитного угла; силы сопротивления при спуско - подъемных операциях и при бурении; вращающий момент и мощность, необходимая для вращения бурильной колонны; возможность скопления шлама в нижней части ствола и на забое под действием гравитационных сил.

Результатом влияния этих факторов являются аварии и осложнения, отрицательно влияющие на процессы бурения и крепления, а также на последующую эксплуатацию скважины.

В связи с этим представляет особый практический интерес исследование характера динамических процессов, происходящих при бурении скважин с большим отходом от вертикали.

Учитывая, что к настоящему времени скважины с отходом до 1500м согласно технологической схеме разработки месторождения "Белый Тигр" практически пробурены, строительство скважин со значительно большим отходом и горизонтальных на этом месторождении становится весьма актуальной проблемой.

направленных скважин с отходом от вертикали 1500м и более, параметров режима бурения и компоновок низа бурильной колонны (КНБК) и технологических меропрятий, обеспечивающих реализацию проектного профиля.

Основные задачи работы:

Статистический анализ фактического материала по бурению скважин комплекса "Master Log" и "Геосервис" в реальном масштабе времени (механическая скорость, параметры режима бурения: вращающий момент, осевая нагрузка на долото, частота вращения ротора и т.д.);

Исследование характера динамических процессов бурения;

Разработка профиля и конструкции наклонно направленных скважин с большим отходом от вертикали, выбор параметров режима бурения и КНБК для строительства скважин на месторождении "Белый Тигр".

Методы решения поставленных задач: Исследования проводились с применением методов группового учета аргументов (МГУА), размерностных характеристик (фрактальной и фазовой) динамических процессов, аналитических методов синергетики, теории информации с использованием ЭВМ.

Научная новизна: Впервые для анализа данных бурения скважин комплекса геолого-технологического контроля "Master Log" и "Геосервис" использованы современные методы исследования сложных динамических процессов и, в частности, синергетики, предложен новый подход к проектированию показателей режима бурения и профиля наклонно направленных скважин.

Практическая ценность: Предложенные технологические мероприятия позволили значительно повысить механическую скорость проходки на долото, уменьшить затраты времени на аварии и осложнения, связанные с большим отходом наклонно направленных скважин от вертикали. Внедрение комплекса меропрятий обеспечило увеличение коммерческой скорости бурения при строительстве скважин на месторождении "Белый Тигр".

Разработка профиля, конструкции наклонно

Реализация работы в промышленности: Разработанные по результатам исследований технико - технологические мероприятия предусмотрены в технических проектах на строительство скважин института " НИПИморнефтегаз " СП "Вьетсовпетро" и внедрены в практике бурения скважин на шельфе Вьетнама.

основных положений диссертации выносятся: результаты анализа характера сложных динамических процессов бурения глубоких наклонно направленных скважин с большим отходом от вертикали и комплекс мероприятий по совершенствованию технологии бурения скважин на месторождении "Белый Тигр" Вьетнама.

Апробация работы: Результаты выполненных исследований докладывались и обсуждались на 2-ом и 3-ем Международном симпозиуме по бурению скважин в осложненных условиях в С.-Петербургском горном институте, июнь-1993-1995г.г.; научно-технической конференции Государственной компании нефти и газа -СРВ (г. Ханой-Сентябрь 1995г.); научно-технической конференции, посвященной 15-летию создания СП "Вьетсовпетро"(г. ВунгТау-ноябрь 1995 г., июнь 1996г.).

машинописного текста, включающего 38 рисунков, 32 таблицы состоит из 5 разделов, основных выводов и рекомендации, списка литературы", содержащего 30 наименований.

Публикация: Основное содержание диссертации опубликованы в 5 научных статьях

Автор выражает благодарность своим коллегам Г. Г. Зайцеву, И. С. Асееву, Ч. В. Хой, Н. Т. Чыонг, Н. Ч. Нгиэм, Ч. Т. Лам за оказание помощи в сборе фактического материала по бурению скважин в СП "Вьетсовпетро" и ученым НПО "Буровая техника" А. В. Мнацаканову, А.. О. Межлумову, В. И. Авилову, А. М. Гусману, Г. С. Оганову за обсуждение результатов исследований по диссертационной работе.

Автор весьма признателен доктору технических наук С. А. Ширин-Заде и кандидату технических наук Данг Куа за постановку исследований и научное руководство при выполнении диссертационной работы.

На защиту в качестве

Диссертация изложена на 152 страницах

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первом разделе - геологическое строение месторождения "Белый Тигр" на континентальном шельфе СРВ - приводятся общие сведения о районе работ по строительству нефтяных скважин, стратиграфия и тектоника месторождения, литологическое описание горных пород.

Во втором разделе- приводится подробное описание аварий и осложнений в бурении.

В СП "Вьетсовпетро" с 1986 года по 1995 год пробурено около 150 скважин, в т. ч. 39 скважин с зенитными углами более 30° ( свыше 25%), из них : 29 скважин с зенитными углами от 30° до 40° и 10 скважин - от 40° до 50°.

Из 39 скважин пробурены: на миоценовые отложения - 21, в т. ч. по пятиинтервальному профилю - 2, по четырехинтервальному - 17 и трехинтервапьному - 2; на олигоценовые 5 ( все скважины по пятиинтервальному профилю); на кристаллический фундамент - 13-, соответственно 9; 2 и 2.

Таким образом, наибольшее число скважин -19, пробурено по четырехинтервальному профилю, 16 скважин по пятиинтервальному и 4 скважины по трехинтервальному, в т. ч. 2 - на кристаллический фундамент (скв. №№ 802 и 803) и 2 - на миоцен ( скв. RP - 102 и RP-104).

При этом отклонения забоев от вертикали составили: для миоценовых скважин 714-1544м, олигоценовых 707-1505м и для скважин, пробуренных на отложения критаплического фундамента 634-2022м.

Затраты времени на ликвидацию аварий и осложнений при бурении составляют до 6 % от общего баланса календарного времени. Основными видами аварий являются прихваты бурильной колонны, осложнения - осыпи и обвалы стенок скважины, поглощения бурового раствора и желобообразование.

Отложения верхнего и среднего миоцена практически разбуриваются без аварий и осложнений. Однако при совместном вскрытии этих отложений с верхним олигоценом при плотности бурового раствора 1.30-1.48 г/см3 в верхнем и среднем миоцене отмечается частичное поглощение бурового раствора, иногда переходящее в катастрофическое.

Для отложений нижнего Миоцена характерны прихваты бурильной колонны и частичное поглощение бурового раствора.

Верхне-олигоценовые отложения на северном своде месторождения "Белый Тигр" отличаются аномально-высокими

пластовыми давлениями ( АВПД ), Рпл= 1.60ч-1.75 РГИдр. на центральном своде - Рпл^ 1.27-И .33 Ргидр- В интервалах залегания этих отложений наблюдаются, в основном, прихваты бурильной колонны. Причиной аварий является повышенное дифференциальное давление на пласт.

Средние затраты времени на ликвидацию прихватов в скважинах с зенитными углами более 30° составляют 125ч, максимальные- более 700ч.

Следует отметить, что прихваты бурильной колонны имеют место и в скважинах с зенитными углами меньше 30°. Средние затраты времени на ликвидацию - 21ч, максимальные - 324ч.

Нижне-олигоценовые отложения северного свода месторождения "Белый Тигр" характерны пластовыми давлениями Рпл=1.10-И.20 Ргидр-. а в ряде блоков и меньше гидростатического. Здесь имеют место поглощения бурового раствора, осыпи и, как следствие, прихваты бурильной колонны.

Для отложений кристаллического фундамента характерны аномально - низкие пластовые давления (Рпл=0.75-И3.93 РГидр). катастрофические поглощения бурового раствора. Причиной поглощений является несоответствие плотности и системы очистки бурового раствора условиям бурения и значительные гидродинамические давления в затрубном пространстве скважины из-за малых зазоров (Дд=165.1мм, Дзам.б.т=133.4мм, Дбур.тр=101,6мм).

Поглощения имеют место и в переходной зоне от верхнего олигоцена к фундаменту на центральном своде месторождения. Они часто происходят на 1-2м выше кровли фундамента, даже при невысоких плотностях бурового раствора, и особенно при бурении кристаллического фундамента.

Анализ аварий и осложнений показывает, что основной причиной их является несоответствие технологии бурения сложным, отличающимся несовместимостью, горно-геологическим условиям проводки скважин.

Предупреждение их требует совершенствования технологии бурения, в частности, профилей и конструкций скважин, КНБК, принципов проектирования режимов бурения, типо-размеров породоразрущающего бурового инструмента и выбора бурового раствора.

Необходимо особенно отметить, что 4-х и 5-ти интервальные профили скважин, по которым в основном ведется строительство скважин на месторождении "Белый Тигр", при больших отклонениях ствола скважины от вертикали часто приводят к тяжелым авариям и осложнениям и резкому увеличению вращающего момента на роторе. Поэтому в ряде случаев энергетическая мощность используемой буровой установки не обеспечивает преоделение сил сопротивления

при спуско-подъемных операциях и бурении скважин, что также является причиной аварий и осложнений при бурении.

В третьем разделе - приведен статистический анализ фактических данных по бурению .наклонно направленных скважин с большим отходом от вертикали, получены модели углубления скважины и расчетные зависимости для определения интенсивности изменения зенитного угла (Да) и азимута (Дер), которые используются при разработке проектов на строительство скважин.

Анализ выполнен на основе принципов самоорганизации, в частности одного из переспективных методов технической кибернетики-метода группового учета аргументов (МГУА). Основным преимуществом МГУА является высокая прогнозирующая способность выбранных моделей.

Для составления моделей использованы фактические данные записи через каждый метр проходки комплекса "Master Log" и станции геолого-технологического контроля " Геосервис" по ряду скважин. В качестве первичной информации выбраны следующие показатели: механическая скорость бурения м/с; вращающий момент на роторе (М), Н.м;

интенсивность изменения зенитного угла (Да) и азимута (Дер) на 100 м проходки, град./100м;

осевая нагрузка на долото (G, кН), частота вращения ротора (п, с"1) и подача насосов (Q, м3/с).

Ниже приводятся модели углубления, полученные с использованием МГУА для верхних интервалов скважины, миоценовых и олигоценовых отложений, и пород кристаллического фундамента месторождения "Белый Тигр":

Интервал бурения 0-2100 м

Умех. = 0.015+1.16 * 10"6 * Va222 , (1) где:

Va22= 83.91-0.58 * Va2+6.56 * 10'3 * Va, * Va2 , Vai = 90.03+5.926 *G-3*G*n,

Va2 =-1642.86+ 1.487*103*П+ 13.6 * 103 * П * Q - 684 * П2 .

- Миоценовые отложения

Умех.= 1.83* 10-3+6.3 * 10-6 * Va222 , (2)

где:

Va22=-4.32-0.42 * Va, + 1.76 * Va3+8.29 *10"2* Va,* Va3-8.441 * 10"2* Va32,

Уа,= 23.65-0.19 * С+5.05 * С2+0.569* П2, \/аз=-9.76+2.24 * 102 * П * О.

- Олигоценооые отложения:

Умех.=3* 10"4+2.41* 10"5 * Уа, * Уа2, (3) где:

Уа,= 1.72-1.71* 10"3 * в * П +5.72* 10'5 * в2, Уа2=-672+3.36* 104 * О - 4.14 * 107 * О2.

- Кристаллический фундамент

\/мех.=1.08* 10'4+2.55* 10"4 * Уа22+9.14 * 10"7 * Уа,,2, (4) где:

Уа,,=-0.66+1.09 * Уа,+4.98 * 10'2 * Уа2 - 6.46 * 10-3 * Уа,2, Уа22=-0.97+1.2 * Уа, - 9.67 * 10"2 * Уа,2+8.75 * 10"2 * Уа32, Уа,=-22.47+23.4 * П -2.18* П2, Уа2= -50.74+0.743 * С - 8.58 * О * О - 1.1* 10"3 * в2, Уа3= 13.11-1.69* 103*0+7.3* 102* П -0+1.4 * 104 * О2.

Вращающий момент на роторе для трехинтервального профиля скважины :

М =-236.51+29.52 * Уа33+5.8 * Уа55, (5)

где:

Уа33= 66.82+0.55 * Уа,+5.51 *10"4 * Уа,* Уа5,

Уа55= 191.78-0.17 * Уа2+1.47 * 10"3 * Уа2* Уа3,

Уа,=-826.8+59.5 * а+4.04 * 10"5 * Н2-0.678 * а2,

Уа2= 692.59-0.404*Н+2.27* 10"3 *Н*С+7.05* 10"5*Н2-1.12*102*С2,

Уа3= 140.11+0.92 *П * а+0.19 * а2,

Уа5= 155.85+0.106 * а * Да+.221 * а2.

Вращающий момент на роторе для пятиинтервального профиля скважины:

М =-74.67+36.12* Уа,,-3.96* Уа55-8.96*10"2* Уаи* Уа55+

4.27 *10'2* Уа,,2+4.97 *10"2* Уа552, (6)

где:

Уап=-11.56+0.97* Уа2-2.15 *10"4* Уа,* Уа2+2.88 *10"4* Уа,2,

Va55=-58.43+1.19* Va4-1.41 *10"3* Va,* Va4+1.26 *10"3* Va,2,

Va, =-116.65+532.9*G+4.5 *10"5*H2-1.129*102*G2,

Va2 =-354.35-0.467*H+52.78* a +1.65 *10"4*H2-0.56* a2,

Va4 = 519.15-3.945*G-176.4* П +4.074*G* П -4.5* 10"3 * G2.

В приведенных формулах (1)-(6):

Q [ м3/с ], П [ c"1 ], G [ кН ], a [ град. ], Да [ град./100м ]. Н- глубина скважины, м _

В диссертационной работе показана высокая адекватность моделей. Относительная погрешность средних прогнозных показателей механической скорости бурения и вращающего момента не превышает 6%. В то же время погрешность этих величин в некоторых интервалах скважин достигает 10%. Это, во - первых, объясняется большим разбросом данных и, во - вторых, со значительной длиной проверочной последовательности. Поэтому для повышения прогнозирующей способности моделей обучающая последовательность должна непрерывно дополнятся оперативной информацией.

Приведенные модели могут быть использованы как для оперативного управления процессом бурения, так и для прогноза показателей углубления в зависимости от параметров режима бурения.

Проектирование КНБК для бурения наклонно направленных скважин и особенно с большим отлонением от вертикали и горизонтальных скважин является одним из важнейших практических вопросов строительства скважин на месторождении "Белый Тигр".

Обработкой фактических данных по бурению скважин методом группового учета аргументов для интенсивности изменения зенитного угла (Да) и азимута (Дф)на 100 м проходки в зависимости от диаметра долот и расстояний между КЛС получены следующие зависимости:

Да =0.102+1.09*Va,,-9.21*10-2* Van* Va22+0.101* Van2, (7)

где:

Va,,=0.16+0.85* Vai+0.26* Vai* Va2-0.15* Va,2, Va22=0.38+1.44* Va3+6.55* 10"2* Va,2-0.17* Va32, Va,=8.56-0.19 * a-1.18 * L+4.08 * 10-3* a2+3.51 * 10-2* L2, Va2=-21.99+0.67 * а+7.28 * 10"2* D-2.317 * 10"3 * a * D, Va3=-0.36-2.756 *10"3*L*D+2.628*10"2*L2+4.957*10"5*D2.

Дф = 1.69-2.47 * Va,, +7.7 * Va,, * Va33 - 5.61 * Va,,2, (8)

где:

Va,i=-9.84 * 10'2+0.98 * Va,+0.38 * Va! * Va2

-0.35 * Va,2+5.36 * 10"2 * Va22, Va33=-0.18+0.61 *Va2-1.98* 10"2*Va2*Va3

+0.27 * Va22-7.14 * 10'3* Va32, Va, =-6.35+0.47 * a+0.87 * L-2.31 * 10'2 * a * L

-9.15 * 10"3 * a2 -2.02 * 10"2 * L2, Va2 =-1.73+0.98 * a-2.01* 10"3 * a * D-1.13 * 10"2* a2, Va3 = 3.39+3.14 * L-1.245 * 10"2 * L * D+3.28* 10"2* L2.

В формулах (7)-(8):L- расстоянение между КЛС , м ;

D- диаметр долота, мм. а- зенитный угол, град. По этим формулам для значений зенитного угла а=10-50° построены зависимости Да и Дф от L.

Пересечение этих кривых с осью абцисс определяет расстояние между КЛС, при котором обеспечивается выполнение проектного профиля скважины, т. е. Да=0 и Дф=0. По результатам расчетов рекомендуются следующие расстояния между КЛС:

при бурении скважины долотом диаметром 393.7 мм: а < 35 град. Ц<лс = 7 -8 м,

а > 35 град. 1клс=Ю-13м,

при бурении скважины долотом диаметром 295.3 мм: а = 15 30 град. 1_клс = 6.8-г 7.5 м,

а = 30 ч- 40 град. 1_клс = 7.5 4- 8.5 м,

а = 40 -ь 45 град. Цщс = 8.5 -г 10 м,

а = 45 50 град. Ц<лс = Ю 12.5 м.

В четвертом разделе- процесс бурения наклонно направленных скважин с большим отходом от вертикали рассматривается с позиций синергетики.

Отмечено, что особенностью технологических процессов бурения является их сложность. Она связана, прежде всего, с непрерывным изменением условий углубления и, вследствие этого характера работы породоразрушающего инструмента и бурильной колонны в скважине. В результате на значительном флуктационном фоне наблюдаются сложные процессы самоорганизации и хаоса при бурении скважин.

Процессы самоорганизации являются важными с точки зрения проектирования и диагностирования технологии бурения, а также управления ею.

Для исследования сложных систем и процессов, как правило, используются нелинейные модели и такие современные понятия, как фрактальная и пространственная размерности, неравновесность, мера

ФАКТИЧЕСКИЕ ПРОФИЛИ ПРОБУРЕННЫХ СКВАЖИН

С

584- .20

оос 1200

1800 2100 2400 2700 '11 7 >

V

\ 426/ 6.70

27|< '14.71

298 1/2.90

322 1/1.10

'7 7'

4200 4500

О 300 600 ООО 1200 1500 1800 2100 2400 2700

Скв.№ 425

с 300 вое «00 1200 1500 1900 2100 НУ. 2700

.да .ии

V; 0/2« '0

\ 1200 32.25

ч оо.з; 50

\ 1801 35.0

\ ш.. ¡.а

1

:(М1?

ю/5.: 3

3300 звоо 3 80/2.С 0

«гоо 4 125/3 >5

.300 О 300 600 900 1200 1500 1800 2100 2400 2700

Скв.№ 903

с МО воо воо 1200 1500 1800 2100 Э400 1700

гпп лп

V" 1Г)1

N 124« 49 5(

\ 15.70

N 208 '45.01

¡430/ 2.90

779/< ¡00

.•И1

368 /17.8

и 2/13. 10

V 42/9. 0

V 196/5 80

<200 874Л 60

136/ 1.90

-300 О 300 600 000 1200 1500 1600 2100 2400 2700

Скв.№ 433

ЗАВИСИМОСТЬ КОРРЕЛЯЦИОННОЙ ФУНКЦИИ In С(г) ОТ In г

(скважина-903, интервал бурения 1860-2160м)

|д.£(0-

-4.5 J---

РИС. 2 -

неопределенности или беспорядка, бифуркация, размытые цели, логика и решения и т.д. Эти понятия и определения их позволяют при анализе фактических данных о пробуренных скважинах выявить характер динамических процессов бурения, т.е. определить, является ли рассматриваемый процесс регулярным или хаотичным, или же случайным, неуправляемым.

Для ответа на этот вопрос вычисляются фрактальная размерность йф, значения корреляционного интеграла С(г) и фазовой размерности пространства (плр).

Далее строится зависимость Ln С(г) от Ln (г) ( г - некоторая заданная величина) для различных значений ппр, по которой определяется характер динамического процесса углубления. Для этого в работе использованы данные механической скорости бурения, зарегистрированные комплексом "Master Log" через каждый метр проходки в скважинах №№ 425, 433 и 903 месторождения "Белый Тигр". Профили скважин приведены на рис. 1. На рис. 2 в качестве примера представлена зависимость Ln С(г) от Ln ( г ) для значений фазовой размерности пространства ппр= 2+15 по данным интервала бурения 1850-2240м скв.№ 903.

Наклон кривых на рис. 2 определяет фрактальную размерность процесса (Оф).

Аналогичные расчеты и кривые получены по всем интервалам глубин вышеперечисленных скважин. Итоговые значения йф и ппр по скважинам и интервалам бурения приводятся в табл. 1.

Таблица 1

№№ скважин Интервал бурения, м Drt, ппп

2200-2241 1.19

425 2250-2301 1.53 9-11

3140-3202 1.47

3850-3902 1.30

1706-1765 1.23

433 2840-2905 1.08 9-11

3745-3820 1.59

1030-1500 1.78

903 1500-1700 1.58 9-11

1860-2160 2.50 12-14

2196-2492 1.60 9-20

Эти значения йф и ппр указывают на хаотичность процесса углубления скважины. Если йф дробное и оно находится в пределах 1-2 , то этот хаотичный процесс вполне управляемый, т. е. мы имеем дело с управляемым хаосом. Если же Оф не целое и превышат величину 2, то можно ожидать, что в системе будут наблюдаться хаотические

колебания, характеризуемые высокой чувствительностью к изменению параметров режима бурения и существенной непредсказуемостью. Что же касается величины ппр, то его значение указывает на количество факторов, участвующих в формировании модели рассматриваемого процесса. Естественно, что если ппр стремится к бесконечности, т. е. фазовое пространство расширяется во времени, то такой процесс нерегулируемый и требует применения новой технологии. Таким образом", величина ппр, помимо отмеченного, является диагностирующим параметром, в частности, для определения времени подъема долота.

В табл. 1 обращает на себя внимание тот факт, что по скв. №№ 425 и 433 значения D$=1.08-H.59; Dcp=1.34 и ппр =9-Н1. В то же время по данным скв. № 903: Рф=1.58+2.50; Dcp=1.86 и ппр =9+11 а в интервале бурения 1860-2492м 0Ф=2.50 и ппр=12-14.

Значительно низкие показатели Эф и ппр в первых двух скважинах обясняются тем, что они пробурены СПБУ "Trident" с использованием верхнего привода "TOP DRIVER" и системы контроля за траекторией ствола скважины MWD, а при больших глубинах скважины- винтового забойного двигателя, с вращением долота при частотах п=0.5-0.83 с"1, осевая нагрузка на долото при этом составила 80-120 кН.

Эта технология обеспечивает эффективное управление фрактальной размерностью Оф и размерностью фазового пространства процесса бурения ппр, т. е. траекторией ствола скважины.

После установления характера динамического процесса и размерности фазового пространства выполнены расчеты по определению информативности технологических параметров бурения, что необходимо для эффективного управления процессом углубления скважины.

Вычисления информативности произведены по Шеннону:

N

S = - I Р | • Ln Pi, (9) i=1

где Pi- вероятности системы оказаться в состоянии [i], т.е. мера информации, необходимой для определения ее местоположения.

Величина S, как и фрактальная размерность Оф, показывает характер динамического процесса: S=0 для регулярного движения; бесконечна для случайных систем и S=const - для систем и процессов с управляемым хаосом.

По данным скважин №№ 425, 433 и 903 вычислена информативность осевой нагрузки на долото (G), вращающего момента на роторе (М), подачи насоса (Q), плотности бурового раствора (р), частоты вращения бурильной колонны (п), давления на насосах (Р).

РАСЧЕТ ВЕЛИЧИНЫ О С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ОДНОМЕРНОЙ ЭВОЛЮЦИОННОЙ МОДЕЛИ (3(1+1). кн сЮ/с!Х=а*С-Ь*С2 (интервал бурения 2100-3100м)

РИС. 3

Установлено, что информативность этих показателей и, следовательно, приоритетность их для управления процессом бурения по глубине скважины меняется.

Поэтому управление траекторией ствола скважины по мере ее углубления может осуществляться различным сочетанием технологических параметров бурения.

Далее для выбора оптимальных параметров режима бурения проанализирована следующая эволюционная модель, составленная для в, О и п:

У|+, = кУ,( 1 -У,), (10)

Где к - управляющий параметр.

Результаты вычислений значений "к" по данным скв. №№ 425, 433 и 903 приведены в табл. 2.

Таблица 2

Параметры режима бурения

Интервал бурения, м О п а

Управляющий параметр к

До 2100 1.55 1.16 1.42

2100-3100 1.16 1.15 1.64

3100-3500 1.29 1.06 1.05

> 3500 1.14 1.11 1.19

Приведенные в табл. 2 значения "к" находятся в пределах 1-3. Следовательно, в графиках, построенных в системе координат Уь Уц-ь имеются две неподвижные (устойчивые) точки, одна из которых соотвтствует У=0, а вторая - абциссе, при которой парабола и прямая пересекаются У,+1= У-, (рис.3). Этому значению неподвижной точки соответствуют оптимальные значения параметров режима бурения в, п, О, которые приведены в разделе "Выводы и рекамендации" автореферата (п.5).

Параметр "к" играет также роль диагностирующего характер динамического процесса от регулярного до хаотичного и позволяет определить оптимальные значения параметров режима бурения.

В пятом разделе- совершенствование технологии бурения наклонно направленных скважин с отходом от вертикали более 1500м приводятся трех и пятиинтервальные профили, конструкции скважин, КНБК и технологические рекомендации по обеспечению успешной проводки скважин на месторождении "Белый Тигр".

КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИИ "БЕЛЫЙ ТИГР"

Для центрального свода

762мм 508мм 340мм 245мм 178мм (426мм)(324мм)

120

500-70Т7м

2100м (до СГ-3)

Ка= 1.27-1.33

3300м

3400м (до АФ)

3950м

4500м

Для северного свода 194мм

720мм 426мм 324мм 245мм 140 х 178мм(194мм)

120г|

250м

900-1600м

2900м

3000м (до СГ-7) Ка= 1.60-1.75

3600м (до СГ-11)

3950м

4500'м

Ка- коэффициент аномальности пластового давления. Рис. 6.

На основании анализа горно-геологических условий проводки, аварий и осложнений в бурении и выполненных расчетов разработаны профили и конструкции наклонно направленных скважин: трехинтервальный профиль при отходах забоя скважины от вертикали до 1500м (рис. 4); пятиинтервальный -при отходах более 1500м (рис.5).

Конструкции скважин приводятся на рис. 6.

Рекомендуемые компоновки низа бурильной колонны для бурения скважин с отходом более 1500 м от вертикали следующие:

1- Бурение вертикального интервала: ДОЛ.(660.4-г490мм)=0.5м + УБТ 241мм=9.4м + КЛС (660.4 -г393.7мм)=1.6м +УБТ 241мм=9.4м+ КЛС (660.4-г393.7мм) = 1.6м+ УБТС 203мм = 18.72м+ ПЕР=0.84м+Н\Л/ =138.9м+ СБТ 127мм=остальные.

2- Бурение интервала набора кривизны:

ДОЛ.(444.5*295.Змм)=0.5м+А 962(А 800) =8.0м+ПЕР=0.63м + ДУБТ 203мм=3.07м+КЛС(425.4*295.Змм)=1.6м + UBHO =0.66м +MWD= 9.43м + ДУБТ 203мм=9.34м + ЯСС=9.78м + УБТС 203мм = 18.72м + ПЕР =0.84м +HW = 138.9м+СБТ 127мм=остальные.

3- Бурение интервала стабилизации зенитного угла и азимута: ДОЛ (311.1-=-295.3мм)=0.5м+ПЕР=0.63м+ КЛС (311.1-г295.3мм) = 1.7+УБТ 203мм =(6-г8)м+КЛС (311.1*295.3мм)=1,7м+ ДУБТ 203мм=9.4м + ЯСС = 9.8+ УБТС 203мм=37.4м +ПЕР=0.84м +HW=138.9m+СБТ127=остальные.

4- Бурение интервала набора кривизны(нижняя часть):

ДОЛ (295.3-215.9мм)=0.5м+А675=8.0м 4- ПЕР=0.63м + ДУБТ 203мм= 3.07М+КЛС (295.3-215.9мм)=1.7м+11ВНО =0.66м + MWD=9.43MWBT203MM=9.34M+qCC=9.78M+y5TC 203мм=37.4м +ПЕР=0.84м+Н\А/=138.9м + СБТ 127м=остальные.

5- Бурение интервала стабилизации зенитного угла и азимута в продуктивном пласте:

ДОЛ.(215.9-г165.1мм)=0.5м+А475=8.0м + ПЕР=0.63м + ДУБТ 165.1мм=(3-7м)+КЛС(215.9-165.1)мм=1.7м+ ( UBHO = 0.66м + MWD =9.43м)+ДУБТ 165.1мм=9.34м+КЛС (215.9-165.1)мм=1.7м +ЯСС=9.78м + УБТС 165.1мм=88-ь114м +ПЕР =0.84м+ СБТ 101.4мм =600*800м+СБТ 127мм=остапьные.

где: -А-962, А-800, А-675, А-475 винтовые зобойные двигатели соответственно диаметрами 240мм, 195мм, 175мм и 140мм.

- HW утяжеленные бурильные трубы диаметром 127мм.

- UBHO диамагнитный переводник.

Выполнены сравнительные расчеты по определению величины вращающего момента на роторе для профилей этих скважин с использованием статистической модели, полученной обработкой фактического материала по скважинам методом МГУА.

Расчеты показывают, что при проектной глубине скважины 4500м и смещении забоев па 1500м значения вращающего момента на роторе при трех и пяти-интервальных профилях до глубины 3750м практически не отличаются друг от друга. Начиная с этой и до проектной глубины, вращающий момент резко возрастает и отличается более, чем в 2 раза.

Выполнены расчеты по модели вращающего момента для наклонно направленной скважины N21010 с горизонтальным участком при следующих исходных данных:

кровля горизонта в точке входа в продуктивный комплекс -3540м, забой скважины - 3695м.

Общее смещение забоя от вертикали - 1200м, из них 600м до входа в продуктивный пласт и 600м -длина горизонтального участка.

Буровая установка - Уралмаш-ЗД-76, тип привода-ДВС (9 дизелей типа В2-450 АВСЗ).

Проектный профиль скважины состоит из следующих участков:

Вертикального верхнего - протяженностью 2900м;

Набора зенитного угла до 18.0 градусов с интенсивностью 1.0град./10м по азимуту 250.0 градусов - протяженностью 180м;

Поддержания зенитного угла и азимута- 50м;

Набора зенитного угла до 75.5 градусов с интенсивностью 1.0град./10м - протяженностью 575м;

Поддержания зенитного угла 75.5 градусов в продуктивном пласте - протяженностью 780м;

Результаты вычислений приведены ниже:

Таблица 3

Вращающий момент на роторе, Н.м Глубина бурения, м

3168 3710 4000 4340

9356 22536 24536 28635.

Для уменьшения величины вращающего момента рекомендуется использование бурового раствора Апсо-2000 + вьетлуб, который позволяет 'уменьшить коэффициент трения в 2 раза по сравнению с применяемыми в СП "Вьетсовпетро" буровыми растворами.

В этом разделе приводится комплекс технологических рекомендаций по обеспечению успешной проводки скважин на месторождении "Белый Тигр".

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1.Бурение наклонно направленных скважин с отходом от вертикали 1500 м и более на месторождениях "Белый Тигр" и "Дракон" СРВ по пятиинтервальному профилю с вертикальным' входом в отложения фундамента связаны с большими затратами времени, авариями и осложнениями из-за увеличения сил сопротивления на интервалах набора, стабилизации и снижения зенитного угла и произвольного изменения азимута, скоплением шлама в призабойной зоне и в стволе скважины и т.д., что требует совершенствования технологии бурения скважин.

2.В результате выполненных многовариантных расчетов предложен трех- и пятиинтервальные профили скважин.

2.1 .Трехинтервальный профиль включает (при отклонениях от вертикали до 1500 м):

вертикальный участок длиной 1=1000-1100 м; интервал набора кривизны с интенсивностью ¡=0.7°/Ю м длиной !_= 340 - 350 м;

интервал стабилизации зенитного угла до проектной глубины скважины 1= 3350 - 3400 м.

2.2. Пятиинтервапьный профиль включает (при отклонениях от вертикали более 1500 м):

вертикальный участок длиной 1_=1000 - 1100 м; интервал набора кривизны с интенсивностью ¡= 0.7°/Ю м длиной 1_= 300 - 350 м;

интервал стабилизации зенитного угла до глубины скважины 1= 1900 - 2200 м; интервал набора кривизны с интенсивностью ¡= 0.7°/Ю м длиной I= 300 - 600 м;

интервал стабилизации зенитного угла до проектной глубины скважины 1= 1200 - 2100 м.

3.В конструкциях скважин предусматривается использование комбинированной эксплуатационной колонны:

3.1.На южном своде месторождения "Белый Тигр" -диаметром 245x178мм;

3.2.На северном своде месторождения

-диаметром 245x140мм с использованием двойной крепи в инте^ с АВПД ( коэффициент аномальности 1.5 и выше ).

4.По результатам обработки фактических данных по бурению скважин методом группового учета аргументов предложена КНБК для бурения интервалов стабилизации зенитного угла и получены оптимальные величины расстояний между калибраторами лопастными спиральными (КЛС) в интервале стабилизации зенитного угла.

5.С использованием методов синергетики и эволюционного моделирования процесса углубления скважин и анализа фактических данных получены следующие оптимальные параметры режима бурения:

Интервал Диаметр Нагрузка Частота Подача

бурения, долота, на долото, вращения, бурового

м м кН с1 раствора,м3/с

до 600 0.660 60 - 80 2 - 2.17 0.058 -0.060

0.490 60 - 80 2 - 2.17 0.058 -0.060

до 2100 0.444 80 - 100 1.83 - 2.67 0.054 -0.058

0.394 80 - 100 1.83 - 2.67 0.052 -0.054

до 3100 0.311 130 -150 2.67 - 2.83 0.038 -0.040

0.295 130 - 150 2.67 - 2.83 0.036 -0.038

до 3500 0.311 220 - 240 1.83-2 0.036 -0.040

0.216 180 - 200 1.83-2 0.025 -0.028

> 3500 0.216 220 - 240 1.5 - 1.83 0.025 - 0.028

0.165 160 - 180 1.5 - 1.83 0.018 -0.020

6.Исследования с использованием современных синергети-ческих методик технологических параметров бурения скважин, регистрируемых станцией геолого - технологического контроля в реальном масштабе времени показывают, что процесс углубления скважин в основном является управляемым хаотичным процессом.

7.Получены статистические модели углубления скважины, сил сопротивления вращающему моменту, интенсивности изменения зенитного угла и азимута в зависимости от параметров режима бурения по всем интервалам скважины.

8. Для обеспечения успешной проводки скважин с большим отходом от вертикали предложен комплекс мероприятий, включающий глубокую проработку технологических решений на стадии разработки проектов на строительство скважин, использование верхнего привода "TOP DRIVER" и системы ориентирования MWD в интервалах интенсивного набора зенитного угла.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ:

1. Ч. С. Дао. Разработка и внедрение компоновок низа бурильных колонн при бурении наклонно направленных 'скважин на месторождении "Белый Тигр" - Материалы 2-ой научно-технической конференции по бурению и добыче нефти и газа - СРВ (г. Вунгтау, Сентябрь 1992г.).

2. Ч. С. Дао, Н. К. Фонг . Моделирование компоновок низа бурильных колонн при бурении наклонно направленных скважин на месторождении "Белый Тигр" , "Нефтегазовый журнал" ( г. Ханой, ноябрь 1992г.).

3. Ч. С. Дао. Мероприятия по предупреждению встречи стволов при бурении наклонно направленных скважин на месторождении "Белый Тигр" , "Нефтегазовый журнал" (г. Ханой, январь 1993г.).

4. С. А. Ширин-Заде, Ч. В. Хой, Ч. С. Дао. Строительство глубоких наклонно направленных скважин с большими отклонениями от вертикали на шельфе Вьетнама. 3-й Международный симпозиум по бурению скважин в осложненных условиях ( г. Санкт-Петербург, июнь 1995г. Россия).

5. Ч. С. Дао. Оптимизация конструкции добывающих наклонно-направленных скважин на месторождении "Белый Тигр". Материалы научно-технической Конференции Государственной компании нефти и газа СРВ (г. Ханой, Сентябрь 1995г.).

6. С. А. Ширин-Заде, Данг Куа, Ч. С. Дао. Разработка математических моделей углубления скважины на основе принципов самоорганизации. "Нефтегазовый журнал" (г. Ханой, март 1996г.).

7. С. А. Ширин-Заде, Данг Куа, Ч. С. Дао. Процессы самоорганизации и динамического хаоса при бурении наклонно направленных скважин. "Нефтегазовый журнал" (г. Ханой, февраль 1996г.).