Разработка технологии предупреждения пространственного изгиба бурильной колонны при бурении горизонтальных скважин: На примере месторождений газа Черного и Азовского морей

Первая морская скважина пробурена в 1932 г. на Апшероне (Каспийское море) со свайного сооружения. В 1933 г. начали бурить с барж в Мексиканском заливе, а в 1950 г. — с бурового судна. К началу 1970 г. уже 21 государство добывали нефть и газ в морях и океанах, 46 стран проводили геофизические и буровые работы и 5 стран готовились к ним. Сейчас поиском морских месторождений занимаются более 100 государств. Добыча нефти на морских месторождениях в 1965 г. достигла 240 млн. тонн, в 1976 -уже 500 млн. т. В последние годы добыча морской нефти держится примерно на уровне 750 млн. т. в год, т. е. более 32% от общей добычи зарубежных стран. В 2000 г. почти половину нефти и газа получали из недр морей и океанов.

Потенциальные ресурсы нефти и газа в акваториях оцениваются почти в 3 раза выше, чем на суше. Это подтверждается и открытиями последних лет. Сотни месторождений уже разрабатываются в пределах шельфа морей и океанов. В том числе более 500 — у побережья США, более 150 — в Северном море и свыше 40 — в Персидском заливе. На морских месторождениях установлены тысячи стальных и бетонных платформ и пробурены десятки тысяч скважин. Добыча нефти ведется на расстоянии более 200 км от берега при глубинах воды до 450 м.

Стоимость морских скважин очень высока. Например, для 1300 поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных в Северном море с 1964 г., средняя стоимость одной скважины составляла 2,5 млн. долларов в южных районах моря и 5 млн. долларов в северных его областях. В арктических морях стоимость скважины возрастает на порядок.

Большое значение при поисках и эксплуатации морских месторождений имеет глубина моря. Прибыль на каждую тонну добытой нефти резко снижается с глубиной: если на суше она составляла до топливного кризиса в среднем около 3,7 дол., то при глубине моря 3 м — 2,4 дол., при глубине 30 м — 1,7 дол., при глубине 130 м — 0,7 дол. Доходы от добычи газа падают до нуля уже при 30-метровой, глубине моря.

Пределом рентабельности разработки является глубина моря 100 м для месторождений с запасами 7 млн. т нефти и 130 м для месторождений с запасами 13,5 млн. т нефти. Разведка и обустройство морских месторождений в США окупаются в среднем за 25 лет.

Поэтому, несмотря на огромные площади морей и их несомненную перспективность в отношении нефтегазоносности, поиски и эксплуатация месторождений нефти и газа доступны лишь на небольших глубинах и в непосредственной близости от суши, в пределах шельфовых областей морей и океанов.

Наиболее обширные шельфы известны вдоль северных берегов Европы, Сибири, Аляски и вдоль восточных берегов Азии.

Освоение шельфа значительно повысило запасы нефти и газа в ряде стран. Например, европейские запасы газа возросли в 4 раза после проведения поисковых работ в Северном море. Так же обстоят дела и с нефтью. Месторождения Северного моря удовлетворяют потребность в нефти Великобритании и ряда других государств Западной Европы. Извлекаемые запасы нефти бассейна Северного моря оцениваются более чем в 4 млрд. т, а газа — более 3 трлн. м3. Самым крупным нефтяным месторождением этого региона является Экофиск. Дебиты скважин здесь превышают 500 т/сут, а потенциальная годовая добыча — 90 млн. т. Крупные месторождения нефти и газа открыты и эксплуатируются в Персидском и Мексиканском заливах, недалеко от побережья Калифорнии, в прибрежных водах Аляски и многих других бассейнах.

Некоторые акватории стран СНГ издавна были объектами поисковых работ на нефть и газ. Ярким примером является южная акватория.

Каспийского моря. Здесь пробурено уже свыше 2000 скважин. Бурение скважин ведется как со свайного, так и с плавучего основания. В 1950 году в открытом море на сваях был построен город нефтяников — Нефтяные Камни. За это время здесь пробурено более 1500 скважин. В последние годы в акватории южного Каспия открыты месторождения на глубинах моря свыше 100 м, например, им. 28 апреля, им. Каверочкина.

На шельфе Черного моря открыты и в настоящее время эксплуатируются газоконденнсатные месторождения Штормовое, Голицинское и Архангельское, готовится к эксплуатации газовое месторождение Восточно-Казантипское в Азовском море.

Методы освоения морского месторождения отличаются от способов эксплуатации берегового месторождения, прежде всего тем, что для разбуривания морского месторождения применяются только наклонные и горизонтальные скважины, сгруппированные в кусты. Это обусловлено высокой стоимостью морских оснований и сооружений. Около 85% капитальных затрат на освоение морского месторождения приходится на строительство морских оснований и сооружений.

Чем больше площадь питания куста, тем меньшее количество морских оснований необходимо для эксплуатации месторождения. Увеличить площадь питания куста можно за счет количества скважин в кусте, которое ограничено размерами морского основание и, обычно, не превышает двух-трех десятков, или путем использования технологии горизонтального бурения.

Строительство горизонтальных скважин на море значительно эффективнее, чем на суше. Сравнение затрат на строительство горизонтальных скважин на суше и на море показывает, что, если на суше превышение стоимости по сравнению с вертикальным бурением составляет 1.5−2.0 раз, то при бурении морских горизонтальных скважин дополнительные затраты составляют 10−30% от стоимости вертикальных скважин.

Снижение числа морских оснований может быть получено за счет:

— увеличения числа скважин на морском основании;

— использования технологии горизонтального бурения.

При одновременном использовании указанных способов можно получить оптимальное по экономическим критериям количество морских оснований.

Увеличение количества скважин на морском основании достигается за счет строительства наклонных скважин с большим и сверхбольшим смещением забоя от вертикали, которые позволяют «дотянуться» до отдаленных от морского основания областей месторождения. Использование при строительстве таких скважин профиля с горизонтальным окончанием существенно повысит дебит скважины и нефтеотдачу пласта.

Специалистами ГАО «Черноморнефтегаз» и ОАО НПО «Буровая техника"-ВНИИБТ предложен способ эксплуатации морских месторождений нефти и газа с помощью системы горизонтальных дренажных скважин, который позволит значительно сократить количество морских оснований и решить проблемы, связанные с доразработкой старых месторождений [11].

В условиях морского месторождения дренажные скважины не требуют строительства морских оснований и бурятся с бурового судна или самоподъемной буровой установки (СПБУ).

На освоенных месторождениях, где на морских основаниях уже пробурены все запланированные скважины, увеличение области питания куста скважин может быть достигнуто за счет бурения боковых горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн старых скважин.

Строительство наклонных скважин с большим смещением забоя от вертикали, горизонтальных дренажных скважин и боковых стволов предусматривает проводку интервалов ствола с зенитными углами от 75 до 90 град., длина которых может достигать несколько тысяч метров [23, 24].

При проводке горизонтальных стволов большой протяженности существенно затрудняется спуск бурильной колонны в скважину, а также создание нагрузки на компоновку низа бурильной колонны (КНБК).

Перемещение бурильной колонны в наклонном стволе осуществляется под действием осевой составляющей собственного веса и прекращается в обычных условиях бурения при зенитных углах свыше 70°, поэтому в горизонтальный ствол колонну бурильных труб проталкивают за счет веса части бурильной колонны расположенной в вертикальных и наклонных интервалах скважины.

В процессе проталкивания бурильной колонны по горизонтальному стволу возможен изгиб бурильных труб и отрыв на некоторых интервалах бурильной колонны от стенки скважины. При этом резко возрастают силы взаимодействия бурильной колонны со стволом скважины и соответственно силы трения. Причем дальнейшее увеличение проталкивающей силы с целью сохранения осевой нагрузки на долото способствует еще большему увеличению сил трения вплоть до заклинивания бурильной колонны в стволе скважины и полной остановки бурения.

На процесс взаимодействия бурильной колонны со стволом скважины и возникающие при этом силы существенное влияние оказывает геометрия самой скважины.

Известно, что при бурении горизонтальной скважины КНБК с центратором формирование ствола осуществляется с образованием искривленных участков. Кроме того, при проводке большинства горизонтальных скважин на основании фактического строения пласта осуществляют корректирование траектории бурения с помощью отклонителей или искривляющих КНБК. Реальный горизонтальный ствол скважины имеет искривленные интервалы, которые являются основным фактором возникновения продольного изгиба бурильной колонны.

Поэтому актуальной задачей, от решения которой зависит проводка скважины, является определение траектории бурения горизонтального ствола, при которой не образуется продольный изгиб бурильной колонны.

Актуальность определяется также тенденцией к использованию при проводке горизонтальных стволов долот малого диаметра, а также все более широкому применению для бурения горизонтальных скважин буровых установок с гибкой бурильной трубой, намотанной на барабан. При этом вследствие малых зазоров между скважиной и бурильной колонной, а также начального искривления гибкой трубы вероятность спирального изгиба бурильной колонны увеличивается.

Исследованию проблем, связанных с устойчивостью бурильной колонны в вертикальном и наклонном стволе скважины посвящены работы Александрова A.M., Балицкого П. В., Барского И. Л., Васильева Ю. С., Виллерса Ф. А., Григулецкого В. Г., Гулизаде М. П., Динника А. Н., КалининаА.Г., Лачиняна Л. А., Лубинского А., Маркова О. А., Оганова С. А., Саркисова Г. М., Сарояна А. Е., Сидорова Н. А., Солодкого К. М., СултановаБ.З., Тимофеева Н. С., Федорова А. Ф., Янтурина А. Ш. и др.

В результате исследований были определены условия потери устойчивости бурильной колонны и критические сжимающие силы. Принципиальным недостатком работ, предшествовавших данным исследованиям, является тот факт, что большинство исследований продольной устойчивости бурильной колонны проведено в абсолютно прямолинейном стволе скважины, что не соответствует реальным условиям строительства скважины. В связи с тем, что влияние геометрии самого ствола скважины на продольную устойчивость не подвергались систематическому изучению в предшествовавших работах, не установлена качественная взаимосвязь между параметрами искривленного интервала ствола скважины и условиями продольного изгиба бурильных труб. Поэтому в настоящей диссертации исследованию поведения бурильной колонны в горизонтальном стволе скважины, имеющем искривленные интервалы, уделено основное внимание.

Целью работы является разработка технологии проводки горизонтального ствола большой длины по траектории, не вызывающей продольного изгиба бурильной колонны, в горно-геологических условиях месторождений шельфа Черного и Азовского морей на основе исследования устойчивости бурильных труб в горизонтальной скважине.

Основные задачи работы:

— анализ современного уровня проектирования и строительства горизонтальных скважин различного назначения;

— анализ осложнений, возникающих с бурильной колонной в горизонтальном стволе скважины;

— критический анализ известных аналитических и экспериментальных исследований взаимодействия сжатой бурильной колоны с горизонтальным стволом скважины;

— разработка схемы аналитического исследования устойчивости бурильной колонны в горизонтальном стволе скважины, имеющем искривленные интервалы;

— аналитическое исследование устойчивости бурильной колонны, расположенной в горизонтальном стволе скважины и нагруженной сжимающими силами;

— разработка методики проектирования профиля горизонтального, не вызывающего продольного изгиба бурильной колонны;

— проверка полученных научных результатов в промысловых условиях при проектировании и бурении горизонтальных скважин, боковых стволов и скважин с большим смещением забоя от вертикали.

1. Александров М. М. «Силы сопротивления при движении труб в скважине», М., Недра, 1978 г.

2. Балицкий П. В. «Исследование на механической модели статической устойчивости бурильной колонны», материалы межвузовского совещания, «Нефтяное машиностроение», т. 3, М. 1958.

3. Барский И. Л., Повалихин А. С., Глушич В. Г., Козлов А. В. «Продольный изгиб бурильной колонны и выбор траектории бурения горизонтального ствола», журнал «Бурение», 6, 2001 г.

4. Бронзов А. С., Бадовский А. С., Королько Е. И., Комм Э. Л., ЩепилоЮ.Н. «Проблема качества строительства скважин в нефтедобыче», журнал «Бурение», 1, 2001.

5. Григорян A.M. «Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами», Москва, Недра, 1969 г.

6. Инструкция по бурению наклонно направленных скважин, РД 39−2-81 083, М, 1983.

7. Калинин А. Г. «Искривление скважин», М., Недра, 1974.

8. Калинин А. Г., Никитин Б. А., Солодкий К. М. и Султанов Б. З. «Бурение наклонных и горизонтальных скважин», справочник, Недра, Москва, 1997 г.

9. Калинин А. Г., Никитин Б. А., Солодкий К. М., Повалихин А. С. «Профили направленных скважин и компоновки низа бурильной колонны», Недра, Москва, 1995 г.

10. Козлов А. В., Мессер А. Г., Повалихин А. С. Лопатин Ю.С. «Бурение горизонтальных дренажных стволов для повышения эффективности эксплуатации месторождений нефти и газа», приложение № 2 «Бурение» к журналу «Нефть и капитал», 2001.

11. Козлов А. В. «Разработка технологии управления траекторией горизонтального ствола при строительстве скважин в акватории Черного моря»", диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Москва, 2001 г.

12. Козлов А. В., Повалихин А. С., Глушич В. Г., Камский П. Э. «Вскрытие наклонно залегающих пластов горизонтальным боковым стволом», журнал «Нефтегазовые технологии», № 1, 2000.

13. Кульчицкий В. В. «Геонавигационные технологии проводки наклонно направленных и горизонтальных скважин», ОАО «ВНИИОЭНГ», Москва 2000.

14. Повалихин А. С. «Разработка метода проектирования отклонителей и компоновок низа бурильной колонны для наклонного и горизонтального бурения», диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Москва, 1998 г.

15. Рашевский П. К. «Курс дифференциальной геометрии», Гостехиздат. Москва, 1956.

16. Светлицкий В. А. «Механика трубопроводов и шлангов», Машиностроение, Москва, 1982.

17. Самигуллин В. Х. «Предупреждение и ликвидация осложнений при бурении горизонтальных скважин», диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Уфа, 1999 г.

18. Синай Ю. Б., Самигулин В. Х., «Опыт создания горизонтальных направленных скважин большой протяжённости», Записки Санкт-Петербургского горного института, т.136, СПб, 1993 г.

19. Солодкий К. М. «Исследование работы жестких компоновок для предупреждения искривления скважин с учетом взаимодействия с вышерасположенной бурильной колонной», диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, ВНИИБТ, М., 1975.

20. Султанов Б. З. «Управление устойчивостью и динамикой бурильной колонны», Москва, Недра, 1991.

21. Томми М. Уоррен, «Тенденции перехода к управляемым системам роторного наклонно направленного бурения», журнал «Нефтегазовые технологии», № 6, ноябрь-декабрь 1997.

22. Томми М. Уоррен «Управляемые системы роторного бурения скважин малого диаметра: расширение области применения», журнал «Нефтегазовые технологии», № 1, 1998.

23. Федоров А. Ф., Волков В. И., Никитин Ю. Ю. «Определение сил сопротивления движению колонны в скважине», сборник трудов ВНИИБТ № 26 «Направленное бурение», М., Недра, 1971.

24. Феодосьев В. И. «Сопротивление материалов», Наука, М., 1969.

25. Хайтауер Л. М. «Программа бурения с применением гибкой колонны бурильных труб», журнал «Нефтегазовые технологии», № 2, 1998.

26. Янтурин А. Ш. «Передовые методы эксплуатации и механика бурильной колонны», Уфа, Башкирское книжное издательство, 1988.

27. Янтурин А. Ш. «К исследованию упругой деформации направляющего участка бурильной колонны в искривленной скважине», в сборнике трудов уфимского нефтяного института «Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин», Уфа, 1977.

28. Янтурин А. Ш., Красильников А. А., Стрелков В. И. «О механизме локального искривления ствола скважины», журнал «Нефтяное хозяйство», 4, 1992.

29. Яремийчук Р. С., Семак Г. Г. «Обеспечение надежности и качества стволов глубоких скважин», М., Недра, 1982.

30. Barskii I. L., Gusman А. М., Povalikhin A. S. (2000). «Development of, а Method for drilling of Straight Sections of Various Type Wellbores. Proceedings of ETCE / OMAE 2000 joint conference». «Energy for the New Millennium». New Orleans, Louisiana.

31. Cheatham J.B. and Pattilio P.D. Helical Postbuckling Configuration of a Weighless Column under the Action of an Axial Load. SPEJ, Aug. 1984.

32. Cheni Y.C., Cheatham J.B. Wall Contact Forces on Helically Buckled Tubulars in Inclined Wells. Transactions of the ASME, v. 112, June 1990.

33. Cheni Y.C., Yu-Che, Lin, Yu-Hsu, and Cheatham J.B. Tubing and Casing Buckling in Horisontal Wells. JPT, F. 1990.

34. Lubinski A. Study of the buckling of rotary drilling strings. Drilling and Production Practice, 1950.

35. Lubinski A., Althouse W.S., Logan J.L. Helical Buckling of Tubing Sealed in Packers. JPT, 1962.

36. Jronsth J.M. «Практический опыт использования гибкой колонны насосно-компрессорных труб при бурении», журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», ВНИИОЭНГ, выпуск 4, 1994.

37. Martinez A. et al. Experimental Evaluation of lateral contact force in horizontal wells. Proceeding of ETCE/OMAE 2000.

38. Mitchell R.F. Effects of well Deviation an Helical Buckling. SPE Drilling and Completion, March 1997.

39. Paslay P.R. and Bogy D.B. The Stability of a Circular Rod Laterally Constrained to be in Contact with an Inclined Circular Cylinder. J. Appl. Mechanics. 3, 1964.

40. Warren, T.M., «Rotary-steerable technology Part 1», Oil&Gas Jornal, Dec.21, 1998, pp.101−105.

41. Warren, T.M., «Treds Toward Rotary-steerable systems», Word Oil, May 1997, pp. 43−47.

42. Waren, T.M., «Short Radius Literal Drilling System», J. of Petroleum Technology, February 1993, pp. 10−15.