Способ строительства скважин с отдаленным забоем

Способ строительства скважин с отдаленным забоем

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к области бурения наклонно направленных, субгоризонтальных, горизонтальных скважин преимущественно с отдалением забоя на десятки километров под водоохранную зону на суше, акватории рек и шельфа, в том числе в условиях Арктического шельфа.

Известен способ строительства скважин с горизонтальным направлением посредством колонны бурильных труб, состоящей из отдельных бурильных труб с бурильными замками на концах, соединяющимися между собой (Справочник инженера по бурению под редакцией В.И.Мищевича, Н.А.Сидорова. - М. 1973. Недра. Том 1. С.518).

Недостатком указанного способа является большой вес колонны бурильных труб, в том числе из-за наличия замковых соединений, а поскольку в субгоризонтальном или горизонтальном стволе ее вес направлен на нижнюю стенку скважины, возникают силы трения, препятствующие перемещению бурильного инструмента, что приводит к ограничению протяженности горизонтального участка скважины.

Из известных способов наиболее близким к предлагаемому является способ бурения скважины на отдаленные месторождения, расположенные под акваторией, заключающийся в создании шахтного направления в непосредственной близости от береговой линии и проводки субгоризонтального ствола путем бурения с горизонтально установленного бурового станка при горизонтальной сборке колонны бурильных труб (см. патент US №3840079, Е21В 7/04, 1974).

Недостатком известного способа является то, что строительство всей протяженности ствола скважины, включая субгоризонтальный участок, осуществляется традиционным способом разрушения горных пород, что приводит к существенным затратам времени и средств, одновременно повышая вероятность осложнений и аварий. Кроме того, отдаление забоя при данном способе ограничено грузоподъемностью буровой установки и прочностью колонны бурильных труб.

Задачей предлагаемого изобретения является создание способа строительства скважины с отдаленным забоем, обеспечивающего формирование горизонтального ствола скважины максимально допустимой протяженности в породах любой прочности, в том числе неустойчивых, склонных к желобо- и обвалообразованию, за счет минимизации нагрузки на преодоление сил сопротивления движению колонны бурильных труб.

Поставленная задача достигается тем, что способ строительства скважины с отдаленным забоем, преимущественно при разработке нефтегазовых месторождений, расположенных под водоохранной зоной и/или акваторией арктического шельфа, заключается в сооружении на допустимом расстоянии от береговой линии шурфа с установкой в нем искривленного участка начала горизонтального направления в проектном азимуте, с последующей проводкой частично или полностью траншейным и/или бестраншейным методом в непосредственной близости от поверхности земли и/или дна акватории горизонтального участка ствола скважины, с протаскиванием и/или укладкой в нем предварительно сваренных в плети труб большого диаметра, образующих горизонтальное направление, заканчивающихся искривленным вниз на заданный зенитный угол окончанием, выполняющим дополнительную функцию трубопровода для транспортировки добываемых жидких и/или газообразных углеводородов, причем процесс бурения скважины из-под башмака горизонтального направления осуществляют посредством компоновки бурильной колонны, устанавливаемой в горизонтальном направлении, состоящей из сообщающихся между собой посредством внутренней трубы с промывочным каналом начальной секции бурильной колонны, центральной секции бурильной колонны, установленной с возможностью плавучести и регулирования ее положения в горизонтальном направлении и концевой секции бурильной колонны, опирающейся на башмак горизонтального направления, при этом начальная и центральная секции жестко связаны между собой и включают коаксиально установленные относительно внутренней трубы среднюю трубу с образованием между ними межтрубного промывочного канала для обратной промывки, центральная секция дополнительно содержит между горизонтальным направлением и средней трубой наружную трубу с образованием между последними межтрубного пространства, концевая секция включает внутреннюю трубу и внешнюю шламовую трубу, телескопически соединенную с наружной трубой центральной секции, причем межтрубное пространство, образованное шламовой трубой концевой секции и горизонтальным направлением, наружной трубой центральной секции и горизонтальным направлением и средней трубой начальной секции и горизонтальным направлением, заполняют жидкостью с заданной плотностью, а межтрубное пространство между средней и наружной трубами центральной секции заполняют воздухом или газом, при этом сборку компоновки бурильной колонны производят на устье с буровой установки в следующей последовательности: породоразрушающий инструмент, забойный двигатель, телеметрическая система, концевая L_KC, центральная L_ЦС и начальная секции L_HCmin компоновки бурильной колонны, длины которых определяют исходя из следующих выражений:

L_КС≥L_СКВ+L_ИГН-2,

где: L_KC - длина концевой секции бурильной колонны от башмака горизонтального направления до окончания центральной секции бурильной колонны, L_СКВ - максимально возможная длина ствола скважин от башмака горизонтального направления до проектного забоя в продуктивном пласте, L_ИГН-2 - длина искривленного окончания горизонтального направления;

L_ЦС=L_К-L_ИГН-1-L_ИГН-2-2·L_СКВ,

где: L_ЦС - длина центральной секции бурильной колонны, L_K - длина компоновки бурильной колонны от устья до проектного забоя в продуктивном пласте, L_ИГН-1 - длина искривленного начала горизонтального направления;

L_HCmin≥L_ИГН-1, а максимальная длина: L_HCmax=L_ИГН-1+L_СКВ.

Сущность изобретения поясняется чертежами. На фиг.1 показана компоновка бурильной колонны в скважине с горизонтальным направлением; на фиг.2 показано вертикальное сечение по А-А начальной секции; на фиг.3 показано вертикальное сечение по Б-Б центральной секции; на фиг.4 показано вертикальное сечение по В-В конечной секции; на фиг.5 показан разрез центральной секции бурильной колонны и эпюра распределения действующих на нее сил.

На фиг.1-5 приняты следующие обозначения: береговая линия - 1, шурф - 2, искривленный участок 3 начала горизонтального направления 4, поверхность земли - 5, акватория - 6, окончание 7 горизонтального направления 4, башмак горизонтального направления - 8, внутренняя труба - 9, прямой промывочный канал - 10, начальная секция 11 компоновки бурильной колоны, центральная секция 12 компоновки бурильной колонны (архимедова колонна), концевая секция компоновки бурильной колонны - 13, средняя труба - 14, межтрубный промывочный канал для обратной промывки - 15, наружная труба - 16, межтрубное пространство - 17, заполненное газом, шламовая труба - 18, межтрубное пространство - 19, заполненное жидкостью, сальниковое уплотнение - 20, буровая установка - 21, устье - 22, породоразрушающий инструмент - 23, забойный двигатель - 24, телеметрическая система - 25, продуктивный пласт - 26.

Предлагаемый способ строительства скважины с горизонтальным направлением осуществляется следующим образом.

После сооружения на допустимом расстоянии от водоохраной или береговой линии 1 шурфа 2 в нем устанавливают в проектном азимуте искривленный участок 3 начала горизонтального направления 4, укладывают частично или полностью, траншейным и/или бестраншейным способом в непосредственной близости от поверхности земли 5 и/или дна акватории 6, с протаскиванием и/или укладкой предварительно сваренных в плети труб большого диаметра горизонтального направления 4, заканчивающегося искривленным вниз на заданный зенитный угол α окончанием 7 горизонтального направления 4 и впоследствии выполняющим функции трубопровода для транспортировки добываемых жидких и/или газообразных углеводородов. Причем процесс бурения скважины из-под башмака 8 горизонтального направления 4 осуществляют посредством компоновки бурильной колонны, устанавливаемой в горизонтальном направлении 4, состоящей из сообщающихся между собой посредством внутренней трубы 9 с промывочным каналом 10 начальной секции 11 бурильной колонны, центральной секции (архимедовой колонны) 12, установленной с возможностью плавучести и регулирования ее положения относительно верхней или нижней стенок горизонтального направления 4, и концевой секции 13 бурильной колонны, опирающейся на башмак 8 горизонтального направления 4. Начальная секция 11 жестко соединена с началом центральной секции (архимедовой колонны) 12, при этом обе указанные секции включают коаксиально установленную относительно внутренней трубы 9 среднюю трубу 14 с образованием между ними межтрубного промывочного канала 15 для обратной промывки и выноса шлама с забоя скважины. Центральная секция 12 дополнительно содержит наружную трубу 16 с образованием со средней трубой 14 межтрубного пространства 17. Концевая секция 13 включает внутреннюю трубу 9 и шламовую трубу 18, телескопически соединенную с наружной трубой 16. Шламовая труба 18 обеспечивает обратную промывку и вынос шлама с забоя при изменяющейся длине L_КС - концевой секции 13. Межтрубное пространство 19, образованное шламовой трубой 18 концевой секции 13 и горизонтальным направлением 4, наружной трубой 16 архимедовой колонны 12 и горизонтальным направлением 4 и средней трубой 14 начальной секции 11 и горизонтальным направлением 4, заполняют жидкостью с заданной плотностью для обеспечения плавучести архимедовой колонны 12. Межтрубное пространство 17 между средней 14 и наружной 16 трубами архимедовой колонны 12 заполняют воздухом или газом. Для обеспечения герметичности соединения между началом шламовой трубы 18 и окончанием наружной трубы 16 архимедовой колонны 12 установлены сальниковые уплотнения 20.

При этом сборку компоновки бурильной колонны производят с буровой установки 21 на устье 22 в следующей последовательности: породоразрушающий инструмент 23, забойный двигатель 24 (при роторном бурении не устанавливается), телеметрическая система 25, концевая секция 13 бурильной колонны, длина которых определяется следующим выражением:

L_КС≥L_СКВ+L_ИГН-2,

где L_КС - длина концевой секции 13 бурильной колонны от башмака 8 горизонтального направления 4 до окончания архимедовой колонны 12, L_СКВ - максимально возможная длина ствола скважин от башмака 8 горизонтального направления 4 до проектного забоя в продуктивном пласте 26, L_ИГН-2 - длина искривленного окончания 7 горизонтального направления 4;

архимедова колонна 12, длина которой определяется следующим выражением:

L_ЦС=L_К-L_ИГН-1-L_ИГН-2-2·L_СКВ,

где L_ЦС - длина архимедовой колонны 12, L_К - длина компоновки бурильной колонны от устья 22 до проектного забоя в продуктивном пласте 26, L_ИГН-1 - длина искривленного начала 3 горизонтального направления 4;

начальная секция 11 бурильной колонны, посредством которой наращивают компоновку бурильной колонны с устья 22, минимальная длина которой составляет: L_HCmin≥L_ИГН-1, а максимальная длина: L_HCmax=L_ИГН-1+L_СКВ.

Ниже приведен конкретный расчетный пример реализации предложенного способа.

Архимедова колонна 12 - наиболее жесткая секция бурильной колонны и для предупреждения появления дополнительных изгибающих усилий и, соответственно, сил сопротивления при ее движении налагаются следующие ограничения при ее сборке и эксплуатации: архимедова колона не должна располагаться в искривленном начале L_ИГН-1 и искривленном окончании L_ИГН-2 горизонтального направления 4. Например, при L_K=50000 м, L_ИГН-1=1000 м, L_ИГН-2=500 м и L_СКВ=3000 м:

- длина архимедовой колонны составляет

L_ЦС=L_К-L_ИГН-1-L_ИГН-2-2·L_СКВ=50000-1000-500-6000=42500 м;

- длина концевой секции бурильной колонны больше или равна

L_КС≥L_CKB+ L_ИГН-2≥3000+500≥3500 м;

- длина начальной секции бурильной колонны перед началом углубления ствола скважины ниже башмака горизонтального направления L_HCmin=L_ИГН-1=1000 м, а после вскрытия продуктивного пласта и достижения максимальной глубины скважины L_HCmax=L_ИГН-1+L_CKB=1000+3000=4000 м.

При сооружении скважины с горизонтальным направлением 4 более 80-90% длины компоновки бурильной колонны представляет архимедова колонна 12 с прямым промывочным каналом 10, заполненным очищенным буровым раствором плотностью ρ_р, межтрубным промывочным каналом 15, по которому выносится промывочная жидкость плотностью ρ_рШЛ с частицами шлама и межтрубным пространством 17, заполненным газом или воздухом, обеспечивающим плавучесть архимедовой колоны 12 в горизонтальном направление 4, межтрубное пространство 19 которого заполнено жидкостью плотностью ρ_выт.

Условие расположения архимедовой колонны 12 в горизонтальном направлении 4 - равенство приведенного веса всех трех труб 9, 14 и 16 силе вытеснения архимедовой колонны 12, погруженной в жидкость плотностью ρ_выт.

Сила вытеснения при этом будет равна:

где

D_ЦСнар - наружный диаметр наружной трубы 16, м;

ρ_выт - плотность жидкости в межтрубном пространстве 19, кг/м³;

L_ЦС - длина центральной секции 12, м.

Вес конструкции центральной секции в рабочем состоянии равен:

где F_i - удельный вес среды (заполняющей жидкости, материала колонны), Н/м.

Подставим (3) и (5) в условие плавучести колонны:

F_выт=F_тяж, тогда

Плавучесть архимедовой колонны регулируется плотностью жидкости ρ_выт, находящейся снаружи. Для расчета этой плотности выразим ρ_выт из (3):

Таким образом, плавучесть колонны в жидкости зависит от материала и геометрических размеров колонн и жидкостей, с которыми колонны контактируют. Изменяя указанные параметры, можно регулировать положение архимедовой колонны 12 внутри горизонтального направления 4.

Во время спуска колонны в скважину с горизонтальным направлением 4 длиной несколько десятков километров необходимо оценивать нагрузку преодоления сил сопротивления движению компоновки бурильной колонны.

Для центральной секции

При условии нахождения колонны в плавающем состоянии (при отсутствии контакта колонны со стенками горизонтального направления) нужно оценить лишь силу трения поверхностей, составляющих кольцевое пространство с жидкостью, и оценить величину давления, необходимую для продвижения жидкости в кольцевом пространстве, т.е.

где Q - расход жидкости, вытесняемой из скважины, м³/с;

L - длина скважины по стволу (длина отрезка колонны), м;

ρ_рШЛ - плотность жидкости в кольцевом пространстве, кг/м³;

η - вязкость жидкости, Па·с;

τ₀ - предельное напряжение сдвига, дПа;

D_внут - наружный диаметр внутренней колонны, м;

D_ср - диаметр средней колонны, м.

При спуске колонны с закрытым башмаком расход жидкости, вытесняемой из скважины, рассчитывается по формуле:

При перепишем (6):

где U_сп - скорость спуска колонны, м/с.

Подставляя (7) в (5), получим некоторое значение ΔР, преодоление которого в районе башмака спускаемой колонны необходимо для движения колонны со скоростью U_сп.

Зная геометрию колонны, выразим давление, действующее со стороны башмака по линии движения колонны при ее спуске:

Таким образом, осевая нагрузка, необходимая для движения центральной секции, выражается как

где ΔP=f(Q, L, ρ_выт, η, τ₀, D_нар, D_напр) при .

Оценим силу, необходимую для подъема колонны труб длиной 42500 м в тангенциальном участке с α=80° и коэффициентом трения μ=0,4 (металл по породе).

Нормальная составляющая веса колонны будет равна:

Нормальная составляющая силы трения

Осевая сила в проекции на нормаль

Вычислим плотность жидкости, в которой обеспечивается плавучесть концентрически расположенных стальных (ρ_{МЕТвнут}=ρ_МЕТср=ρ_нар=7850 кг/м³) труб с D_внут = 127 мм = 0,127 м с толщиной стенки Δ = 7 мм = 0,007 м, D_ср = 194 мм = 0,194 м с Δ = 9 мм = 0,009 м и D_нар = 504 мм = 0,504 м с Δ = 10 мм = 0,01 м. Внутренняя колонна заполнена очищенным буровым раствором (ρ_р=1100 кг/м³), а внутреннее кольцевое пространство буровым раствором со шламом (ρ_рШЛ=1120 кг/м³). Весом воздуха в наружном кольцевом пространстве допустимо пренебречь:

Вывод: При заданных параметрах архимедова колонна сохраняет свою плавучесть в слабоменирализованной воде.

Рассчитываем расход исходящей при спуске колонны жидкости. При этом примем, что колонна диаметром D_нар = 504 мм = 0,504 м движется равномерно со скоростью U_сп=0,2 м/с, тогда

Рассчитаем ΔP=f(Q, L, ρ_вып, η, τ₀, D_нар, D_напр) при следующих исходных данных: Q=598 л/с; L_ЦС=42500 м; ρ_выт=1041 кг/м³; η=0,023 Па·с; τ₀=10 дПа; D_нар=504 мм; D_напр=1000 мм.

По методике, изложенной в (Леонов Е.Г. Совершенствование технологии бурения на площади; учеб. пособие, ГАНГ им. И.М.Губкина. М.; 1993),

ΔР=f(Q, L, ρ_выт, η, τ₀, D_нар, D_напр)=4,16 МПа.

Вычислим осевую нагрузку, необходимую для движения указанной колонны труб со скоростью U_сп=3 м/с:

Для численной оценки эффективности предлагаемого способа строительства скважин в сравнении с прототипом рассчитаем силу, необходимую для подъема колонны труб СБТ 140×9 длиной 42500 м в тангенциальном участке с α=80° и μ=0,4 (металл по породе):

F_осев ^"=(0,4·0,98+0,17)·m·g=4,55·10⁶ Н=4550 кН.

Вывод: Осевая нагрузка на крюке при подъеме колонны труб СБТ 140×9 длиной 42500 м в открытом стволе в тангенциальном участке с α=80° и μ=0,4 более чем в 5 раз выше нагрузки при подъеме архимедовой колонны 12.

Предложенный способ строительства скважины в сравнении с традиционным бурением во много раз уменьшает объем работ, связанных с формированием ствола скважины в неустойчивых и твердых горных породах, существенно снижая нагрузку на преодоления сил сопротивления движению колонн бурильных труб, что позволяет многократно уменьшить грузоподъемность бурового станка для обеспечения вскрытия продуктивного пласта, отдаленного на десятки километров от устья.

Способ строительства скважины с отдаленным забоем, преимущественно при разработке нефтегазовых месторождений, расположенных под водоохранной зоной и/или акваторией арктического шельфа, заключающийся в сооружении на допустимом расстоянии от береговой линии шурфа с установкой в нем искривленного участка начала горизонтального направления в проектном азимуте, с последующей проводкой частично или полностью траншейным и/или бестраншейным методом в непосредственной близости от поверхности земли и/или дна акватории горизонтального участка ствола скважины, с протаскиванием и/или укладкой в нем предварительно сваренных в плети труб большого диаметра, образующих горизонтальное направление, заканчивающихся искривленным вниз на заданный зенитный угол окончанием, выполняющим дополнительную функцию трубопровода для транспортировки добываемых жидких и/или газообразных углеводородов, причем процесс бурения скважины из-под башмака горизонтального направления осуществляют посредством компоновки бурильной колонны, устанавливаемой в горизонтальном направлении, состоящей из сообщающихся между собой посредством внутренней трубы с промывочным каналом начальной секции бурильной колонны, центральной секции бурильной колонны, установленной с возможностью плавучести и регулирования ее положения в горизонтальном направлении, и концевой секции бурильной колонны, опирающейся на башмак горизонтального направления, при этом начальная и центральная секции жестко связаны между собой и включают коаксиально установленную относительно внутренней трубы среднюю трубу с образованием между ними межтрубного промывочного канала для обратной промывки, центральная секция дополнительно содержит между горизонтальным направлением и средней трубой наружную трубу с образованием между последними межтрубного пространства, концевая секция включает внутреннюю трубу и внешнюю шламовую трубу, телескопически соединенную с наружной трубой центральной секции, причем межтрубное пространство, образованное шламовой трубой концевой секции и горизонтальным направлением, наружной трубой центральной секции и горизонтальным направлением и средней трубой начальной секции и горизонтальным направлением, заполняют жидкостью с заданной плотностью, а межтрубное пространство между средней и наружной трубами центральной секции заполняют воздухом или газом, при этом сборку компоновки бурильной колонны производят на устье с буровой установки в следующей последовательности: породоразрушающий инструмент, забойный двигатель, телеметрическая система, концевая L_КС, центральная L_ЦС и начальная секции L_HCmin компоновки бурильной колонны, длины которых определяют, исходя из следующих выражений:

L_кс≥L_СКВ+L_игн-2,

где L_КС - длина концевой секции бурильной колонны от башмака горизонтального направления до окончания центральной секции бурильной колонны;

L_СКВ - максимально возможная длина ствола скважин от башмака горизонтального направления до проектного забоя в продуктивном пласте;

L_ИГН-2 - длина искривленного окончания горизонтального направления;

L_ЦС=L_K-L_ИГН-1-L_ИГН-2-2·L_СКВ,

где L_цс - длина центральной секции бурильной колонны;

L_K - длина компоновки бурильной колонны от устья до проектного забоя в продуктивном пласте;

L_ИГН-1 - длина искривленного начала горизонтального направления;

L_HCmin≥L_ИГН-1,

а максимальная длина: L_HCmax=L_ИГН-1+L_СКВ.