Депрессия при бурении скважин

Бурение на депрессии и на репрессии

В условиях высочайшей конкуренции на мировом нефтегазовом рынке для России чрезвычайно важно обеспечение максимальной продуктивности добывающих скважин (в т.ч. и на поздних стадиях эксплуатации). Очевидно, что достичь этого можно лишь применением технологий, в каждом отдельном случае являющихся оптимальными для сохранности естественной проницаемости пластов. С точки зрения соотношения величины давления, создаваемого в колоннах, к аналогичному давлению в пластах таких технологий две – бурение на депрессии и на репрессии.

Бурение на репрессии и его недостатки

Бурение на репрессии представляет собой исторически традиционный метод, при котором внутреннее давление в коллекторе превышает пластовое гидростатическое. В этом случае вскрытие пласта происходит за счет циркуляции бурового раствора средней плотности 1,2 – 1,3 т/м3. Подобное бурение на репрессии достаточно эффективно (в т.ч. и на скважинах незначительной глубины и в неустойчивых грунтах), однако быстро понижает дебит. Спустя 15-20 лет продуктивность добычи, в зависимости от ряда дополнительных характеристик месторождения, снижается от 5 до 60 раз, и даже текущие и капитальные ремонты восстановить хотя бы 50%-ную первоначальную отдачу оказываются не в состоянии. Причина этого – в возникновении явления кольматации и, как следствие, быстром падении под репрессивным воздействием скважинного ПЗП (проницаемости забойного пласта), независимо от используемого инструментария и типа бурового оборудования.

Бурение на депрессии и его преимущества

По этой причине подавляющее число ведущих мировых и российских нефтегазовых компаний везде, где допустимо применение иной технологии, используют бурение на депрессии. Кардинальное ее отличие состоит не в повышенном, а пониженном (по отношению к пласту) создаваемом давлении в шахте – что не только вызывает приток флюидов с той же степенью эффективности, но и сохраняет естественные для породы коллекторные характеристики проницаемости на протяжении гораздо более долгого времени.

Таким образом, с точки зрения не только долговечности эксплуатации, но и экологической безопасности бурение на депрессии для скважин значительно целесообразней – что полностью подтверждается и мировым опытом. При этом эффективность данного метода одинакова на всех разновидностях скважин – и вертикальных, и наклонно направленных, и горизонтальных.

Условия применения бурения на депрессии

К сожалению, неустойчивость некоторых призабойных зон приводит к малому предельно допустимому скелетному напряжению, в связи с чем разрешенный уровень депрессии может колебаться в самых широких пределах, а в отдельных случаях – и вовсе являться недопустимым. Последнее относится, прежде всего, к уже истощенным крупным месторождениям (особенно газоконденсатным и газовым), где падение пластового давления к первоначальному уровню доходит до 3-4 раз. Тем не менее, использование технологии депрессивного бурения возможно и на них – но лишь с учетом величины коэффициента аномального давления пластов (kа) в зависимости от глубины.

www.png-drilling.ru

Тагиров К М: Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии

Название: Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии

Год издания: 2003

Глава 1. Проблемы бурения скважин и вскрытия нефтегазовых пластов в осложненных условиях

1.1. Основные факторы, влияющие на повышение продуктивности скважин

1.2. Опыт бурения скважин в условиях АНПД

1.3. Вскрытие пластов в условиях АВПД

1.4. Проводка условно горизонтальных стволов скважин

Глава 2. Взаимодействие специальных жидкостей и пен с горными породами

2.1. Блокирование поглощающих пластов полимерсолевыми специальными жидкостями

2.1.1. Полимерный состав для временной изоляции пласта

2.1.2. Пенообразующий состав для проведения ремонтных работ в скважине

2.1.3. Вязкоупругий состав

2.1.4. Состав для изоляции зон поглощения

2.1.5. Тампонажный раствор для изоляции проницаемых пластов

2.2. Исследование свойств полимерсолевых составов

2.3. Исследование свойств и параметров пенных систем в пористой среде

2.3.1. Исследование фильтрации газа и воды в пористых средах, насыщенных трехфазной пеной

2.3.2. Особенности фильтрации трехфазных пен

2.4. Исследование набухания неустойчивых глинистых пород в пенной среде и ингибирующих жидкостях

2.4.1. Выбор дисперсного коллоидообразующего материала

2.4.2. Результаты лабораторных исследований набухания глинистых пород

2.4.3. Обоснование механизма стабилизации глинистых пород ингибирующими жидкостями

2.4.4. Разработка составов и рецептур бурового раствора и пенообразующей жидкости с использованием кафтора

Глава 3. Гибкое регулирование забойного давления

3.1. Обоснование значений депрессии и репрессии на продуктивный пласт

3.2. Условия поддержания статической и динамической депрессии во вскрытом интервале продуктивного пласта

3.3. Прогнозирование притока газа из пласта при переменной депрессии

3.4. Способы регулирования значений депрессии и репрессии на продуктивный пласт

Глава 4. Технология и специальное оборудование при бурении скважин по замкнутой герметизированной системе циркуляции

4.1. Описание герметизированной системы циркуляции промывочной жидкости

4.2. Техническая характеристика используемого специального технологического оборудования

4.2.1. Герметизация устья скважины

4.2.2. Блок приготовления пены

4.2.3. Блок очистки и разрушения пены

4.2.4. Блок дросселирования ГЖС

4.3. Поддержание равновесного давления в системе скважина-пласт при спускоподъемных операциях

4.4. Системы контроля и регистрации параметров промывки скважин

Глава 5. Результаты промысловых исследований и опытно-промышленных испытаний разработанных методов, технологий и оборудования

Глава 6. Оценка эффективности разработанных методов и технологий

petrolibrary.ru

Наука и технологии // Разведка и разработка

Бурение скважин на депрессии и репресии

Бурение скважин на депрессии (UBD)- это технология бурения с отрицательным дифференциальным давлением в системе скважина-пласт, когда пластовое давление превышает давление столба жидкости в скважине.

В этих условиях фильтрат бурового раствора, жидкость глушения и тд не попадают в продуктивный пласт, что не приводит к ухудшения коллекторских свойств пласта.

При создании депрессии на пласт в скважину будет поступать пластовый флюид (газ, нефть, вода) с различным дебитом.

Дебит флюида зависит от значения депрессии и коллекторских свойств пласта.

Обычно продуктивность пласта определяют в результате проведения комплексных газогидродинамических, гидрогеологических и геофизических исследований после его вскрытия и в законченной бурением скважине.

Бурение скважин на депрессии позволяет:

— минимизировать загрязнение пласта, в тч призабойной зону пласта;

— обеспечить одновременное повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) и притока, в связи с минимизацией повреждения коллекторов;

— увеличить показатель проходки на долото и увеличить механическую скорости бурения, в связи со снижением угнетающего давления на забой скважины;

— снизить отрицательное воздействие бурового раствора на его коллекторские свойства.

Технология депрессивного бурения позволяет эффективно поддерживать (регулировать) заданное дифференциальное давление в системе скважина — пласт, что снижает вероятность поглощения промывочной жидкости, флюидопроявления, осыпей, обвалов и других осложнений ствола скважины.

Агента при использовании этой технологии применяют:

— раствор низкой плотности, к примеру, воду или нефть;

— аэрированные растворы, газифицированные воздухом, азотом, природным газом или даже отходящие газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС).

При использовании технологии бурения на депрессии дебит скважины вырастает в разы.

Эффективность этой технологии снижает ее высокая стоимость.

Бурение на депрессии не всегда допустимо.

Допустимая депрессия на стенки скважины при бурении не должна превышать 10-15 % эффективных скелетных напряжений (разность между горным и поровым давлением пород).

При освоении скважин допустимая депрессии определяется из условия обеспечения устойчивости призабойной зоны пласта и сохранности цементного кольца за обсадной колонной.

Депрессия в 10-15 % эффективных скелетных напряжений пренебрежимо мала, в других случаях — велика или даже недопустимо велика.

К примеру, на истощенных месторождениях (особенно газоконденсатным и газовым), где падение пластового давления к первоначальному уровню доходит до 4 раз, использование этой технологии возможно с учетом величины коэффициента аномального давления пластов (kа) в зависимости от глубины.

для kа = 0,5 — 1,0 минимальная глубина составит примерно 1 км, для kа = 1,5 — не менее 2,5 км, kа = 2,0 — более 4 км.

В настоящее время наиболее распространено бурение на репрессии, когда давление столба жидкости в скважине превышает пластовое давление .

Вскрытие пласта происходит за счет циркуляции бурового раствора средней плотности 1,2 — 1,3 т/м 3 .

Бурение на репрессии эффективно на скважинах незначительной глубины и в неустойчивых грунтах.

Недостатком является относительно быстрое снижение дебита.

За 20 лет продуктивность добычи может снижаться в интервале 5 — 60 раз из-за быстрого падения скважинной проницаемости забойного пласта (ПЗП ).

Это происходит при кольматации (закупоривании), независимо от используемого инструмента и типа бурового оборудования.

neftegaz.ru

Здравствуйте уважаемые форумчане!

Предлагаю здесь обсудить вопросы, связанные с бурением на депрессии.

На сегодня существуют следующие подходы:

1. Бурение с использованием растворов на нефтяной основе (дизтопливо+вода+присадки)

2. Бурение на нефти

3. Бурение с применением полых стеклянных микросфер

4. Бурение на аэрированных жидкостях

5. Бурение без выхода циркуляции, например на воде (что за зверь такой пару раз встречал такую формулировку в отчетах, но как это работает не понятно)

Пока напишу про пункт 5.

Есть такое, даже было, что несколько раз планировали так бурить, но обходилось). Может применяться там, где сильно просажено пластовое давление и имеются катастрофические поглощения. Поэтому проще (дешевле) на этих участках заменить раствор пресной водой и бурить проблемный интервал без циркуляции. Если это продуктивный целевой пласт, то верхние пласты уже изолированы колонной и вопрос в проявлениями верхних пластов закрыт. Если промежуточный, то надо смотреть что там с верхними пластами, достаточно ли будет давления, создавеномго пресной водой для предотвращения проявлений верхних (скорее всего нет), поэтому приходится думать о дополнительных колоннах, что делает скважину более дорогой. В общем применять или нет, решить вам, в некоторых случаях это разумное решение.

А без циркуляции весь шлам как на поверхность попадает?

А что, конкретно вы хотите обсудить, вот самое последнее что развивается в бурении на депрессии- пневмоударный способ бурения с продувкой аэрированными жидкостямию, стоит посмотреть видео по буровым работам с прменением буровых установок RD-20 http://www.youtube.com/watch?v=h9pQF63Xv5Y и сразу становится понятно, что коммереческие скорости бурению имеют лучшие показатели по сравнению с бурением в России, когда только монтаж буровой (наши буровые компании) занимает не менее пяти суток.

Предлагаю обсудить плюсы и минусы данных технологий, примеры положительных и отрицательных результатаов на конкретных месторождениях, стоимость и ограничения в использовании, как-то так.

Если планируется ГРП — смысл пропадает .

Коллеги! Предлагаю не отделываться общими фразами, а писать по существу вопроса!

Бурение с использованием микросфер вроде есть, но на каких месторождениях опробировано (информации нет)!

1-2. Бурение на нефти я не слышал чтобы кто-то применял, а бурение растворами на нефтяной основе это как мне видится более дешевая замена синтетическим растворам. Основное назначение данных смесей это избежать проблем при бурении некоторых глин и солей.

4. Аэрированные жидкости это как раз основной метод при бурении пластов с низким пластовым и большими поглощениями. Применяли при бурении скважин на истощенном трещиноватом месторождении + LCM. Ничего сверхестественного нету, просто были еще одни салазки с оборудование на кусте. Можно использовать не на всю скважину, а только на проблемных интервалах в stand-by режиме.

5. Тут может быть два вида — riserless бурение в offshore или бурение с поглощениями. Первое уже как-то обсуждалось на форуме. Про второе делают обычно не от хорошей жизни. Например если бурится карбонатный кавернозный коллектор то иногда это единственный метод. При этом можно создать даже давление побольше чтобы шлам уходил подальше в пласт. Бурили одну такую разведочную скважину (wildcat offshore) — одни проблемы и большой перерасход бюджета. Есть опасность получить well control event.

Mi-Swaco Megadril и Baroid Enviromul, растворы на углеводородной основе. В основе — масло ВМГЗ. Бурение скажин как с низкими давлениями на глубине 3000м по 125ата, так с нормальными на 3200 по 300ата. Сам я не буровик и не химик, но как геолог могу сказать, что преимущество этих растворов как мне видится по опыту, состоит в быстрой кольматации стенок скважины и пласта, и недопущение дальнейшей фильтрации в пласт. К примеру, увеличивая плотность раствора можно не переживать, что пласт начнет принимать. Но это для коллекторов-песчаников. Уренгой.

Имеет смысл — бурение на аэрированных «чистых» жидкостях (вода + ПАВ + азот), «пенах» или ГЖС , при низком или аномально низком пластовом давлении .

И совсем не обязательно на депрессии .

Неужели на сайте отсутствуют профессионалы, занимающиеся бурением, кторым реально есть что сказать?

Поясню: скажем у меня месторождение с трещиноватым коллектором, коэффициент аномальности 0,87 от гидростатики.

Растворы на нефтяной основе 0,7 д/т+0,3 вода (присадки несущественно) = 0,7*0.86+1*0,3=0,902. Даже на РНО получаем репрессию и поглощения по 1000 м3

700 м3 дизельного топливо — не хило в условиях автономки на каждую скважину, дальше — больше (пластовое будет падать)!

Бурение на чистой нефти (0,82) -говорят что у нее не стабильная реология и низкая вязкость — плохо выносится шлам (но я то не профи)

Бурение на аэрированных жидкостях — наши суровые буровики говорят «Баловство все это», без объяснений причин, хотя на Ближнем Востоке и в США вроде как бурят.

Советую прочесть документ

«Инструкция по вскрытию продуктивных пластов при отрицательном перепаде давления в системе «скважина-пласт» , г. Москва, 2004 год.

Бурение производится на технической нефти (дегазированной) с применением азотной установки.

В вашем случае надо работать с конструкцией скважины, так как вскрытие трещинных коллекторов(не желательно)на депрессии проводится из эксплуатационной колонны, что бы избежать осложнений в процессе бурения. Поглощения при вскрытии пласта на нефти не будет иметь ни какого значения для продуктивного пласта, но будет иметь значение в виде осложнений при бурении на таких глубинах.

www.petroleumengineers.ru

научная статья по теме БУРЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН СО ВСКРЫТИЕМ ПРОДУКТИВНОЙ ЧАСТИ ПЛАСТА НА ДЕПРЕССИИ Геофизика

Текст научной статьи на тему «БУРЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН СО ВСКРЫТИЕМ ПРОДУКТИВНОЙ ЧАСТИ ПЛАСТА НА ДЕПРЕССИИ»

БУРЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН СО ВСКРЫТИЕМ ПРОДУКТИВНОЙ ЧАСТИ ПЛАСТА НА ДЕПРЕССИИ

С. ГЛУХОВ, В. БАЯНОВ, В. ШЕСТАКОВ, ООО "Буровая компания "Евразия-Пермь"

Проблема повышения продуктивности скважин многие годы является приоритетной при разработке нефтяных и газовых месторождений. Основные направления, способствующие повышению нефтеотдачи продуктивных пластов, относятся к способам, либо минимизирующим, либо в определенной степени исправляющими отрицательное воздействие цементного и бурового растворов на продуктивный пласт. При традиционном способе бурения с положительным дифференциальным давлением в системе скважина-пласт вскрываемые продуктивные пласты подвергаются различным повреждениям.

Изучение причин, снижающих продуктивность скважин, привело к активному внедрению метода их строительства в неравновесных условиях. Поэтому с 1998 г. специалистами ООО "Буровая компания "Евразия-Пермь" (ООО "ЛУКОЙЛ-Бурение-Пермь") реализуется программа заканчивания скважин с использованием технологии первичного вскрытия продуктивных пластов при отрицательном перепаде давления в системе "скважина-пласт" (далее на депрессии). Предложенный вариант, при котором первичное вскрытие продуктивного пласта ведется с промывкой газожидкостной смесью нефть+азот и использованием полностью закрытой системы циркуляции, ранее в России не применялся. Данная технология позволяет в несколько раз увеличить интенсивность отбора нефти и газа, повысить эффективность проведения буровых работ. Принципиально новый подход к первичному вскрытию продуктивных пластов дает наибольший эффект при использовании данной технологии на нефтяных месторождениях с пластовыми давлениями, ниже гидростатических и находящихся на поздних стадиях разработки. Бурение при отрицательном перепаде давления в системе "скважина-пласт" позволяет:

• сохранить, а в ряде случаев и улучшить естественные коллектор-ские свойства продуктивных пластов, т. к. в качестве промывочной жидкости используется нефть и обеспечивается приток пластовой жидкости во время бурения, что в свою очередь уменьшает или исключает стимуляцию и очистку продуктивного пласта, которые, как правило, необходимо проводить при обычном бурении;

• исключить негативное воздействие на пласт бурового и цементного растворов, используемых при обычной технологии, а также воздействие избыточных давлений при бурении и креплении;

• свести к минимуму проблемы при бурении в истощенных пластах, такие как потеря циркуляции и прихваты бурового инструмента из-за перепада давления;

• снизить негативное воздействие на окружающую среду, поскольку отпадает необходимость в утилизации отработанного бурового раствора;

• повысить эффективность буровых работ за счет увеличения коэффициента нефтеотдачи и увеличения

объемов извлекаемых запасов нефти, вследствие снижения эффекта нарушения проницаемости (скин-эффекта) призабойной зоны продуктивного пласта. При незначительном увеличении стоимости буровых работ повысить дебит скважин, а следовательно, сократить сроки окупаемости их строительства;

• вовлечь в активную разработку низкорентабельные нефтяные залежи и месторождения с трудноизвле-каемыми запасами нефти.

Бурение на депрессии сопряжено и с определенными техническими и технологическими трудностями. Успешное проведение буровых работ с депрессией на пласт зависит от наличия объема информации о свойствах пласта и его геологической характеристики, а также правильного режима бурения при вскрытии пласта. Расчетные методики должны иметь высокую точность для получения заданной величины депрессии на пласт, распределения давлений по стволу скважины как основного условия устойчивости, гидроочистки ствола скважины, операционные пределы для работы забойного двигателя и исключения

Конструкция скважины № 2141 Мишкинского месторождения

аварий при проведении работ. Процесс бурения на депрессии всегда обуславливает необходимость соблюдения повышенных мер безопасности. Для его осуществления необходимо специальное наземное оборудование.

Освоение совершенно новой, сложной и требующей ответственности при реализации технологии впервые было осуществлено при строительстве эксплуатационной скважины № 742 Шумовского месторождения в августе 1999 г.

С сентября 1999 г. по март 2005 г. с использованием технологии вскрытия продуктивных пластов на депрессии закончено 84 скважины, в том числе одна № 709 Гожанского месторождения восстановлена методом бурения бокового ствола. Объем выполненных работ по данной технологии по годам: 1999 г. -4 скв., 2000 г. — 17 скв., 2001 г. -22 скв., 2002 г. — 11 скв., 2003 г. -13 скв., 2004 г. — 14 скв.

Основной объем работ произведен на Шумовском месторождении. Закончено строительством 32 скважины. Распределение по объектам разработки: Верейская залежь -20 скв., Башкирская залежь -12 скв. Залежи представлены карбонатными коллекторами и имеют средневзвешенные по площади значения: пористость — 17-18%, проницаемость — 0,219-0,28 км2, эффективная нефтенасыщенная толщина -4,0-5,3 м. Эффективность работ по Шумовскому месторождению приведена в приложении. При базовом дебите 5,1 т/сут. фактический

дебит, приведенный к проектному, равен 10,7 т/сут., т. е. в 2,1 раза выше. Средний прирост дебита составляет 5,6 т/сут. по каждой скважине. Использование технологии бурения на депрессии осуществлялось и на других месторождениях. Мос-кудьинское месторождение — 4 скв. Объект разработки: Верейская залежь — 1 скв., Башкирская залежь -3 скв.

1 скв. Объект добычи — Турнейская залежь.

2 скв. Объект добычи — Тульский горизонт Яснополянской залежи.

Сибирское месторождение -6 скв. Объекты добычи: Башкирская

залежь — 1 скв., Бобриковский горизонт Яснополянской залежи — 5 скв.

Черемухинское месторождение -15 скв. Объекты добычи: Башкирская залежь — 14 скв., Турнейская залежь — 1 скв.

Аптугайское месторождение -6 скв. Объект добычи — Турнейская залежь.

3 скв. Объект добычи — Турнейская залежь.

Тевлино-Русскинское месторождение — 3 скв. Объект добычи -БС-10.

Ромашинское месторождение -2 скв. Объект добычи — Окско-Сер-пуховские отложения.

4 скв. Объект добычи — Верейская залежь.

Шершневское месторождение -2 скв. Объект добычи — Фаменский ярус.

Технологические аспекты бурения: все скважины вскрыты на депрессии 0,3-3,5 МПа при уровне депрессии 3,8%-30%; плотность нефтегазовой смеси, применяемой для вскрытия, составляет от 0,37 г/см3 до 0,83 г/см3, коэффициент аэрации -от 8 м3 азота/1 м3 нефти до 30 м3 азота/1 м3 нефти. В сравнении со скважинами, пробуренными по обычной технологии, отмечаются более высокие параметры продуктивного пласта: гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, приведенный радиус. Отрицательные значения скин-эффекта от продуктивной части пласта подтверждают

отсутствие загрязнения призабойной зоны пласта.

Скважины: № 789 — Шумовского, № 709 — Гожанского, № 42 и 36 -Аптугайского, № 4551, 3051, 4452 -Бавлинского, № 38037, 38303 — Ро-машинского, № 2138, 2141, 2140 и 2139 — Мишкинского и № 417, 403 -Шершневского месторождений закончены с горизонтальным окончанием и имеют проложения до 350 м по продуктивной части пласта. Первой условно-горизонтальной скважиной, пробуренной на депрессии, была № 789 Шумовского месторождения, законченная строительством 23.12.99 г. (5-я по счету из пробуренных на депрессии). При бурении под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм в проектном азимуте был набран зенитный угол 830, башмак установлен в кровле продуктивной части Башкирского яруса на глубине 1341 м (-936 м по абсолютным отметкам). Вскрытая мощность по вертикали составила 4,6 м (А. о. -936 940,6) длина по стволу — 34 м (1341-1375 м). Зенитный угол на глубине 1375 м — 810. Бурение велось прямой компоновкой, включающей долото 124СЗ ЦАУ, объемный двигатель Д-105 и УБТ-105 — 18 м. Плотность газожидкостной смеси составляла 680 кг/м3.

Гидростатическое давление по нефти было снижено на 1,1 МПа и при пластовом 10,0 МПа забойное давление в период вскрытия продуктивного пласта изменялось от 7,5 в начале до 8,5 МПа в конце бурения. Таким образом, депрессия между пластовым и забойным давлением составляла 25-15%. Увеличение забойного давления в конце бурения объясняется образованием шламовых пробок в затрубном пространстве вследствие недостаточного опыта бурения горизонтальных скважин на депрессии.

После вскрытия продуктивной части произведены геофизические

124мм дочовой ствол

Башмах 102мм хлосюлик* 1 •1047м " " " 44 , \

Гожа некое иесторожде ни с

Кнструкция скважины № 709 Гожанского месторождения

исследования в открытом стволе с использованием кабеля переменного сечения и спущена лифтовая колонна НКТ-73. При базовом 7 м3/сут. первоначальный дебит (на 05.01.2000) составлял 20,8 м3/сут.

Следующей скважина № 709 Го-жанского месторождения закончена строительством 09.07.2000 г. Здесь впервые технология вскрытия продуктивного пласта при отрицательном перепаде давления в системе "скважина-пласт" была применена при восстановлении скважины методом бурения бокового ствола.

Этот метод широко используется, но при этом проблема качества вскрытия продуктивного пласта продолжает оставаться актуальной, особенно на старых месторождениях с посаженным пластовым давлением.

Для реализации данного проекта была выбрана скважина № 709 Го-жанского месторождения, пробуренная в 1991 г. на девонские отло-

жения. В 1997 г. она переведена на вышележащий башкирский горизонт и эксплуатировалась до 2000 г. С учетом высокого этажа нефтеносности и расположения скважины в сводовой части залежи, было решено восстановить ее работоспособность методом бурения бокового ствола с горизонтальным окончанием и вскрытием продуктивной части пласта на депрессии. Восстановление скважины, исходя из горно-геологических условий — несовместимые условия бурения по пластовым давлениям и технического состояния эксплуатационной колонны, -было осуществлено в два этапа.

Первый этап включал вырезание "окна" в эксплуатационной колонне в интервале 904-

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Пoхожие научные работы по теме «Геофизика»

ВАКУЛА А., ГВОЗДЬ М., МУБАРАКОВ Р. — 2006 г.

naukarus.com

Способ бурения скважин на депрессии

Изобретение относится к области бурения скважин и может быть использовано при бурении скважин на нефть и газ при отрицательном дифференциальном давлении. Замкнутая циркуляция бурового раствора осуществляется насосом объемного типа, входящим в компоновку бурильного инструмента непосредственно над долотом. В качестве насоса объемного типа используется обращенный винтовой забойный двигатель. Часть оборотов бурильной колонны затрачивается на вращение ротора винтового насоса. Работа насоса возникает при приложении к статору нагрузки в виде гидравлических сопротивлений потоку в бурильной колонне, долоте и кольцевом пространстве и реакции забоя при приложении осевой нагрузки к долоту. Вся мощность, затрачиваемая на бурение, передается через бурильную колонну винтовому насосу и долоту. На устье в манифольде давление бурового раствора, подаваемого обычным шламовым насосом, минимально. Подача бурового раствора в манифольд осуществляется в низконапорном режиме. Аэрация бурового раствора осуществляется путем подачи в манифольд одновременно с раствором газа. Используют устьевую обвязку буровой установки, выполненную с возможностью управления скважиной при флюидопроявлениях. Работой насоса объемного типа обеспечивают всю гидравлическую мощность, затрачиваемую на циркуляцию бурового раствора, в том числе на преодоление гидравлических потерь в бурильной колонне, в кольцевом пространстве, в соплах долота и с передачей необходимой гидравлической мощности на обеспечение гидромониторного эффекта выходящих из сопел долота гидромониторных струй, а также гидравлических потерь в устьевой обвязке буровой установки. Технический результат — уменьшение энергозатрат, удешевление работ. 1 ил.

В настоящее время широко начинает применяться технология бурения скважин при низком, нулевом или отрицательном дифференциальном давлении на забое, выполняемая с целью повышения проходки на долото и механической скорости за счет уменьшения угнетающего давления на забой скважины и с целью вскрытия продуктивных пластов при уменьшении отрицательного воздействия бурового раствора на коллекторские свойства вскрываемого пласта. Технология реализуется путем применения раствора низкой плотности (вода, нефть), аэрирования раствора газом (воздухом, азотом, природным газом, отходящим газом двигателей внутреннего сгорания).

Однако эту технологию трудно реализовать, так как требуется применение высокопроизводительных компрессоров высокого давления, бустеров, азотных станций и т.д. Это очень массивное и дорогостоящее оборудование ограничивает возможность применения этой технологии, особенно в труднодоступных районах, в поисково-разведочном бурении. и это является недостатком этой технологии. Несмотря на технические и технологические трудности технология на депрессии находит все более широкое распространение; в настоящее время в мире уже около 25% скважин строятся при пониженных или отрицательных дифференциальных давлениях [1].

В НПП OOO «Сибироника» разработана технология бурения с местной промывкой (Патент РФ 1691489), которая осуществляется путем применения забойного насоса объемного типа. Технология предусматривает часть оборотов бурильной колонны затрачивать на обеспечение работы забойного насоса, в качестве которого может быть применен обращенный винтовой забойный двигатель. Эта технология может быть применена и при замкнутой через устье циркуляции. В этом случае исключаются недостатки общепринятой технологии, состоящие, главным образом, в необходимости применения высокопроизводительных мощных компрессорных машин и азотных станций.

При размещении бурового насоса на забое скважины обеспечивается возможность бурения при отрицательном дифференциальном давлении с замкнутой циркуляцией с применением компрессоров низкого давления или других способов аэрации бурового раствора.

Это достигается тем, что (см. чертеж) согласно техническому решению [2] бурение долотом 1 осуществляется с применением забойного насоса 2 объемного типа, например перистальтического или винтового. В качестве последнего может быть принят обращенный винтовой забойный двигатель, с помощью которого создается замкнутая циркуляция через бурильную колонну 4 в компоновке 3, применяемой при обычном бурении. При этом забойный насос обеспечивает всю гидравлическую мощность, затрачиваемую на циркуляцию бурового раствора, в т.ч. на преодоление гидравлических потерь в бурильной колонне, в кольцевом пространстве, в соплах долота и с передачей необходимой гидравлической мощности на обеспечение гидромониторного эффекта выходящих из сопел долота гидромониторных струй, а также гидравлических потерь в устьевой обвязке буровой установки. Таким образом, при вращении бурильной колонны с числом оборотов N и опоре долота на забой с необходимой нагрузкой забойный насос забирает буровой раствор из бурильной колонны и с необходимым напором прокачивает буровой раствор через сопла долота и поднимает раствор на поверхность. При такой схеме на поверхности достаточно только восполнять убывающий из бурильной колонны буровой раствор. Такую гидравлическую работу может выполнять насос низкого давления 13 (в низконапорном режиме) с необходимой производительностью, например центробежный насос типа шламового насоса ВШН-150.

Таким образом, на участке трубопровода между центробежным (шламовым) насосом 13 и ведущей трубой 10 (до бурового шланга) создается низконапорный режим потока. Это позволяет на этом участке вводить через аэратор 11 или забирать из атмосферы (от выхлопного коллектора дизелей) воздух от компрессоров низкого давления или отходящий газ дизелей в количестве, обеспечивающем необходимую степень аэрации. При этом буровой раствор, выходящий из скважины, направляется на дегазацию в сепаратор 16 и удаление шлама в блоке очистки 15 и далее снова забирается центробежным (шламовым) насосом 13 из резервуара очищенного раствора 14 и снова подается в скважину.

Буровые насосы могут использовать во время управления скважиной при флюидопроявлениях, а также и при бурении с забойным насосом, но в низконапорном режиме, исключительно для восполнения убывающего из бурильной колонны бурового раствора.

Обвязка устья скважины должна соответствовать требованиям, обеспечивающим возможность управления скважиной при флюидопроявлениях. С этой целью под ротором 9 на кондуктор или промежуточную колонну 5 устанавливается блок превентеров 6, ПУГ 7 и устьевой герметизатор 8 (вращающийся превентер). При поступлении из скважины природного газа во время управления скважиной с целью обеспечения контролируемого технологического процесса он направляется от сепаратора 16 на факельную стойку 12.

Изменяется режим работы бурильной колонны: возрастают обороты на величину, необходимую для обеспечения такого числа оборотов ротора винтового насоса, которое необходимо для обеспечения расчетного расхода, и возрастают напряжения в бурильной колонне за счет передачи части мощности на работу забойного насоса с расчетным напором.

Глубина скважины Н=2500 м.

Диаметр долота Dд=0,19 м.

Диаметр бурильной колонны Dбт=0,127.

Плотность бурового раствора ?=1300 кг/м 3 .

Структурная вязкость ?=0,015 Па·с.

Динамическое напряжение сдвига ? о=3 Па.

Моментоемкость шарошечного долота М кр=400 кгм.

Минимально допустимая скорость потока бурового раствора в кольцевом пространстве [3]

Минимально допустимый расход при указанной выше скорости Vкп min

Согласно стендовым испытаниям винтового забойного двигателя Д5-172 в режиме винтового насоса при Мкр=400 кгм и nзн=32 об/мин, q=10 л/с, когда перепад давления на насосе 8 кг/см 2 . В связи с этим принимаем q=0,01 м 3 /c.

Выполнив расчет гидравлических потерь известными методами, имеем:

— гидравлические потери в бурильной колонне

— гидравлические потери в кольцевом пространстве

Для реализации гидромониторного эффекта к сумме гидравлических потерь в скважине необходимо добавить гидравлические потери в насадках долота. Для принятого диаметра долота достаточная скорость выходящей из насадок струи V н=80 м/с. Условно принимаем, что из-за малого расхода q достаточно иметь две насадки.

Площадь сечения одной насадки ?

Диаметр каждой из двух насадок

Потери давления в насадках находим по формуле

где А=60·10 -8 — коэффициент расхода.

Таким образом, вся сумма гидравлических потерь, преодолеваемая забойным насосом, составляет минимум

Поскольку при указанных параметрах q, Мкр и Р коэффициент полезного действия винтового забойного насоса составляет ?=42% [4], то подводимая к забойному насосу мощность должна составить [5]

Затрачиваемая на работу долота мощность при его оборотах

определяется по формуле

При этом бурильную колонну вращают с оборотами

Мощность затрачиваемая на холостое вращение бурильной колонны

Общая мощность, затрачиваемая на бурение с замкнутой циркуляцией с применением забойного насоса объемного типа и передаваемая через вращаемую бурильную колонну равна

Известно, что гидравлические потери аэрированного раствора при этой же исходной плотности раствора на 25-30% ниже, чем при дегазированном растворе [3]. С другой стороны, плотность аэрированного раствора в кольцевом пространстве за счет его обогащения шламом выше. Поэтому указанное уменьшение гидравлических потерь из-за отсутствия практического опыта по предложенной технологии условно можно принять равным потерям, имеющим место при дегазированном растворе.

Бурение осуществляют при оборотах бурильной колонны 90 об/мин и расходе бурового раствора 10 л/с, причем подачу осуществляют буровым или шламовым насосом с минимальным напором 5-6 кгс/см 3 , так как компрессоры низкого давления (например, компрессоры, комплектующие буровую установку) обеспечивают подачу сжатого воздуха при рабочем давлении не выше 7 кгс/см 2 .

Таким образом, вся мощность на бурение скважины передается через бурильную колонну, тогда как при обычном бурении значительная часть мощности передается буровым насосом через гидравлический поток бурового раствора.

В этом существенное отличие технологии бурения с забойным насосом от обычной технологии.

Если бурение производят по продуктивному пласту, то подачу бурового раствора производят таким образом, чтобы за счет снижения его уровня на входе в бурильную колонну происходило вакуумирование, обеспечивающее забор отходящих газов от дизелей буровой установки.

Преимущества технологии бурения на депрессии с применением забойного насоса перед известной состоит в том, что при сохранении преимуществ обычной технологии бурения на депрессии (увеличение механической, рейсовой и коммерческой скоростей, предотвращения потерь раствора при вероятных поглощениях, обеспечения чистоты вскрытия продуктивного пласта) она позволяет свести к минимуму энергозатраты, удешевить работы, распространить ее на работы в труднодоступных районах, на разведочном бурении, на бурении скважин любого назначения.

1. Mike W.Wess, John Mclennan. Underbalanced operations: Available research/training opportunities. World Oil, June, 1998, vol.219, no.6.

2. Черныш В.Ф. и др. Способ бурения скважин в осложненных условиях. Патент РФ №1691489, БИ №42, 15.11.1991 г.

3. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Рябченко В.И. Технология промывки скважин. — М.: Недра, 1981, 301 с.

4. Павлов В.П., Шеронова И.В., Черныш В.Ф. Моделирование параметров режимов работы привода буровой машины. В сб.: Совершенствование строительных и дорожных машин для Севера. КГТУ, Красноярск, 1996 г.

5. Сароян А.Е. Теория и практика работы бурильной колонны. — М.: Недра, 1990 г. 263 с.: ил.

Способ бурения скважины на депрессии с применением забойного насоса объемного типа, включенного в компоновку бурильной колонны, в качестве которого может быть использован обращенный винтовой забойный двигатель в режиме бурового насоса, отличающийся тем, что для поддержания на забое отрицательного дифференциального давления создают замкнутую циркуляцию бурового раствора через бурильную колонну, подачу бурового раствора в скважину осуществляют в низконапорном режиме, одновременно вводя в него воздух или другой газ, при этом работой забойного насоса объемного типа обеспечивают всю гидравлическую мощность, затрачиваемую на циркуляцию бурового раствора, в том числе на преодоление гидравлических потерь в бурильной колонне, в кольцевом пространстве, в соплах долота и с передачей необходимой гидравлической мощности на обеспечение гидромониторного эффекта выходящих из сопел долота гидромониторных струй, а также гидравлических потерь в устьевой обвязке буровой установки, выполненной с возможностью управления скважиной при флюидопроявлениях.

MM4A — Досрочное прекращение действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 31.10.2006

bankpatentov.ru

Циркуляционные системы для колтюбингового бурения, в том числе для бурения на депрессии.

Эффективность применения колтюбинговой техники, а также надежность и долговечность гибкой трубы при бурении скважин и зарезке вторых стволов зависит от ряда факторов. Одним из них является качество буровых растворов, а конкретнее — содержание в нем твердой фазы. Даже при удачной рецептуре бурового раствора, основанной на применении высококачественных химических реагентов, накопление в нем выбуренной породы способно на 30–40% снизить стойкость долот и механические скорости бурения. Как следствие, увеличивается количество спускоподъемных операций, что естественно приводит к преждевременному износу гибкой трубы. Устранить влияние этого фактора можно только применением современных циркуляционных систем с полномерной системой очистки бурового раствора. Специалисты по бурению уделяют серьезное внимание выбору долот, качеству насосной группы, режимам бурения, вопросы же наземной циркуляции буровых растворов остаются на втором плане. Для малолитражного бурения зачастую адаптируются старые циркуляционные системы с примитивной системой очистки, удаляющей не более 20-30% выбуренной породы. В то же время зарубежные сервисные компании в качестве обязательного условия бурения требуют полномерную систему очистки, и отказываются от сервиса при ее отсутствии.

Рассмотрим особенности циркуляционных систем для колтюбингового бурения. Прежде всего, это бурение малолитражное с производительностью промывки, как правило, до 10 л/с. Требуется также небольшой объем бурового раствора на поверхности (до 30-40м 3 ). Колтюбинговая техника мобильна и транспортабельна, следовательно циркуляционные системы также должны быть мобильными, иметь повышенную монтажеспособность (несколько часов) и транспортные габариты, позволяющие без демонтажа производить их перевозку. Комплектующее очистное и насосное оборудование должно соответствовать производительности буровых насосов, т. е. применение обычного энергоемкого оборудования нерационально. Требующееся специальное оборудование для малогабаритных циркуляционных систем (МЦС) следующее:

При увеличении длины модулей до 8,5 м объем МЦС может составить 50 м 3 .

На рис. 2 и 3 показана МЦС в северном исполнении с жестким утепленным каркасом укрытия с комплектностью: дегазатор Каскад-40М, однокассетное вибросито ВСМ, сито-гидроциклонный сепаратор СГС-22 на базе вибросита ВСМ и пескоотделителя ПГ-22 и бессальникового насоса ПН 63, центрифуга ОГШ-35 с бессальниковым насосом ПН 12,5,

Хотелось бы отметить роль центрифуг в очистной системе. Этот механизм удаляет шлама, причем мелкодисперсного и наиболее склонного к диспергированию, больше чем все предыдущие ступени очистки. Шлам с дисперсностью 5-40 мкм, удаляемый центрифугой, наиболее вре-ден для работы насосов и долот. Центрифуга также является фактически регулятором плотности бурового раствора, и при бурении на плотностях менее 1,15-1,16 г/см 3 ее применение всегда экономически выгодно.

Затраты на оснащение колтюбинговой техники такими системами на наш взгляд минимальны, а окупаемость затрат только на экономии долот, химреагентов, и снижении износа оборудования — несколько месяцев. Это подтверждает наша многолетняя практика работы в этой области.

Широкая область применения колтюбинга — вскрытие продуктивных пластов на депрессии. В этом случае роль циркуляционной системы трудно переоценить.

Есть смысл рассмотреть бурение на депрессии с промывочными жидкостями на углеводородной основе с применением в качестве регулятора плотности азота. В этом случае применяются два типа ЦС — открытая и закрытая.

Открытые ЦС для этого вида бурения отличаются от обычных использованием герметичных емкостей и оснащены сепаратором для предварительного отделения газа, дегазатором для тонкой дегазации раствора, виброситом. Остаточное содержание газа в буровом растворе после дегазации для нормальной работы буровых насосов должно быть минимальным, желательно не более 3-4%. Для этого при бурении на вязких нефтях рациональна даже установка двух или трех дегазаторов «Каскад40» в зависимости от газонасыщенно-сти раствора.

При небольших объемах шлама от вибросита можно отказаться, используя для грубой очистки раствора отстой в первом отсеке емкости ЦС.

В состав ЦС входит дроссельный блок, шламоотделитель 1 с модулем пробоотборника 2, приемная емкость 3 с насосным модулем 4, сепаратор газовый 5, блок приготовления и подачи химических реагентов 6, компенсационная емкость 7 с насосным модулем, установка для выработки и нагнетания азота (не показана). Также в состав ЦС входят подпорные насосы 8 и 9, расположенные в насосных модулях приемной и компенсационной емкостей, насос для откачки воды (расположен в насосном модуле приемной емкости), насос для откачки избытков промы-вочной жидкости из шламоотделителя 10 (расположен в модуле пробоотборника), эжектор газо-жидкостный, встроенный в приборный манифольд, куда подведены нагнетательные линии бурового насоса и азотного компрессора.

Работает ЦС следующим образом.

Промывочная жидкость поступает в дроссельный блок, позволяющий бесступенчато регулировать давление на устье скважины, и далее в модуль пробоотборника 2 и в шламоотделитель 1. Часть промывочной жидкости может пропускаться через пробоотборник, который улавливает шлам из скважины для геологического анализа. После очистки от твердой фазы буровой раствор по трубопроводу попадает в газовый сепаратор 5, где происходит разделение газа и жидкости. Газ через верхний патрубок и регуляторы давления 11 через газоотводную трубу уходит на рассеивание в атмосферу или на факел. Дегазированная жидкость сливается в приемную емкость 3. Давление в системе шламоотделитель-сепаратор-приемная емкость поддерживается в пределах 0,1-0,4 МПа, что обеспечивает движение промывочной жидкости между этими устройствами с последующей подачей ее на вход бурового насоса.

В приемной емкости происходит отстаивание жидкости. При наличии в ней воды, она накапливается в кармане нижней части емкости и по сигналу датчика электропроводности, расположенного в приемной емкости, отводится в водяную или в компенсационную емкость.

Приготовление бурового раствора производится первоначально в компенсационной емкости 7, оснащенной механическими перемешивателями. Химические реагенты поступают в емкость из блока приготовления и подачи химических реагентов 6. Приготовленный раствор перекачивается в приемную емкость или на прием бурового насоса. Возможно приготовление порций бурового раствора в емкости блока приготовления и перекачка в приемную емкость или на вход бурового насоса. В процессе углубления скважины можно вести дообработку бурового раствора. Для этих целей в блоке приготовления установлены два дозировочных насоса для дозированного ввода химреагентов под давлением.

Опыт производства и эксплуатации различных ЦС, накопленный авторами этой статьи, позволяет дать буровым компаниям все необходимые рекомендации по оснащению колтюбинговой техники необходимой системой циркуляции бурового раствора.

Мищенко В.И., генеральный директор ООО «Компания «Техномехсервис», кандидат

tmc.su