Бурение на депрессии что это такое

Оглавление:

Вскрытие пластов и бурение на репрессии, депрессии;

Влияние различных промывочных жидкостей на коллекторские свойства пласта. Требование к промывочным жидкостям и применяемые промывочные агенты для вскрытия продуктивного пласта Вскрытие пластов с АНПД и АВПД. Противовыбросовое оборудование устья скважин(самостоятельно)

При сложившейся к настоящему времени практике принципиально существует три основных метода первичного вскрытия продуктивных горизонтов:

1) На репрессии — гидростатическое давление столба промывочной жидкости превышает пластовое.

2) На равновесии — гидростатическое давление столба промывочной жидкости соответствует пластовому.

3) На депрессии — гидростатическое давление столба промывочной жидкости меньше пластового.

На текущем этапе развития техники и технологии основной объем бурения скважин ведется в условиях превышения забойного давления над пластовым. т.е. при репрессии на пласт. В соответствии с требованиями действующих Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [3]. созданное столбом раствора гидростатическое давление на забое скважины должно превышать проектные пластовые давления на величину не менее:

— 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м):

— 5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1.5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см2 (2.5-3.0 МПа) для более глубоких скважин.

Преимуществом метода вскрытия пластов на репрессии является сравнительная простота его реализации. Т.е. для вскрытия продуктивных горизонтов не требуется никаких специальных технологий или технических средств, для этого достаточно применения стандартного противовыбросового оборудования и успешного регулирования параметров промывочной жидкости.

К недостаткам следует отнести:

— снижение фильтрационно-емкостных свойств пород, слагающих коллектор в прискважинной зоне вследствие проникновения в них дисперсной фазы и дисперсионной среды промывочных жидкостей:

— поглощения промывочных жидкостей под действием перепада давления, действующего со стороны ствола скважины:

— потенциальную опасность возникновения прихватов буритьной колонны вызванных дифференциальным давлением, действующим на стенки скважины против интервалов проницаемых пород:

— снижение механической скорости разрушения горных пород на забое скважины, обусловленное избыточным давлением столба промывочной жидкости.

За рубежом в последнее время при вскрытии высоконапорных пластов с низкой проницаемостью применяют метод бурения с низким давлением (забойное давление ниже пластового). Сущность указанного метода заключается в том. что для промывки забоя подбирается буровой раствор такой плотности, чтобы суммарное давление, создаваемое им. на забой было меньше пластового- В этом случае вскрытие пласта сопровождается притоком пластовой жидкости в скважину. Однако реализация этих условий вскрытия пластов возможна только при наличии надежного устьевого оборудования, способного герметизировать устье скважины при бурении в продуктивном пласте и выдерживать возникающие перепады давления между стволом скважины и поверхностью земли (имеются в виду системы стационарных и вращающихся превенторов). Зарубежный опыт показал, что применение этого метода позволяет получить положительные результаты:

— значительное повышение продуктивности нефтегазонасыщенных пластов:

— сокращение затрат и времени на освоение скважин:

— повышение коэффициента извлечения продукции пластов:

— повышение скорости проходки и ресурса породоразрушающего инструмента:

— предотвращение поглощений бурового раствора:

— снижение вероятности прихватов бурильного инструмента.

Способ бурения скважины на депрессии

Владельцы патента RU 2287660:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при бурении скважины на депрессии. Обеспечивает повышение качества вскрытия продуктивного пласта при бурении на депрессии. Сущность изобретения: способ включает сбор бурильной колонны, организацию циркуляции по бурильной колонне и затрубному пространству с применением газа, бурение проектного интервала с наращиванием бурильной колонны. Согласно изобретению в состав бурильной колонны включают последовательно расположенные обратные клапаны. Бурение проектного интервала выполняют одним долблением без извлечения бурильной колонны. Перед каждым наращиванием бурильной колонны промывают скважину с закачкой в нее газа — азота и периодическим расхаживанием бурильной колонны на максимально возможную высоту из условия удаления из скважины кольматирующих элементов. Закачивают газ в трубное пространство. Доливают в трубное пространство нефть. Герметизируют затрубное пространство на период наращивания бурильной колонны или перерывов в работе. Наращивают бурильную колонну. Разгерметизируют затрубное пространство и продолжают бурение скважины до нового наращивания бурильной колонны. При этом в течение всего цикла бурения поддерживают давление в скважине ниже пластового давления.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при бурении скважины на депрессии.

Известен способ бурения скважины на депрессии с применением забойного насоса, включенного в компоновку бурильной колонны, в качестве которого может быть использован винтовой забойный двигатель в режиме бурового насоса. Подачу бурового раствора в скважину осуществляют в безнапорном режиме, одновременно вводя в него воздух или другой газ (Заявка на изобретение РФ №2001129264, кл. Е 21 В 21/08, опубл. 20.08.2003).

Известный способ не обеспечивает качество вскрытия продуктивных пластов при интенсификации бурения и появлении на забое скважины большого количества разбуренной породы.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ вскрытия продуктивного пласта на депрессии. Согласно способу спускают в скважину колонну бурильных труб с долотом. Обвязывают устье скважины. Промывают ствол скважины и подают на долото при бурении аэрированную промывочную жидкость с газообразным, например азотным, агентом. Перед спуском в скважину в колонну бурильных труб вводят не менее двух контейнеров с автономными манометрами. После промывки ствола скважины через кабельный ввод в скважину спускают кабельный глубинный манометр на глубину размещения в скважине автономных манометров колонны бурильных труб. В стволе скважины проводят исследования по установлению режимов бурения на депрессии. Для этого после начала круговой циркуляции промывочной жидкости с газообразным агентом в стволе скважины поочередно создают не менее трех обеспечивающих создание депрессии режимов подачи аэрированной промывочной жидкости: ниже расчетного давления, равное расчетному и выше расчетного. На всех режимах замеряют величины давлений на автономных и кабельном глубинном манометрах. Фиксируют время и устанавливают потери давления в интервале от места установки манометра до устья скважины. По полученным данным производят анализ изменения забойного давления в зависимости от расхода промывочной жидкости и газообразного агента и строят график такой зависимости. По графику устанавливают требуемый режим подачи промывочной жидкости и газообразного агента. Подачу промывочной жидкости и газообразного агента на долото производят на выбранном режиме поддержания заданной величины депрессии на продуктивный пласт при вскрытии его по всей толщине (Патент РФ №2199646, кл. Е 21 В 21/14, опубл. 27.02.2003. — прототип).

При применении этого способа часть выбуренной породы неизбежно попадает в призабойную зону пласта и создает кольматирующий эффект. Это происходит за счет того, что не обеспечивается отсутствие циркуляции в трубном пространстве. Кроме того, при наращивании бурового инструмента скважина заполняется неаэрированной промывочной жидкостью, т.е. жидкостью повышенной плотности, которая входит в поры призабойной зоны продуктивного пласта вместе с продуктами бурения.

В предложенном способе решается задача повышения качества вскрытия продуктивного пласта при бурении на депрессии.

Задача решается тем, что в способе бурения скважины на депрессии, включающем сбор бурильной колонны, организацию циркуляции по бурильной колонне и затрубному пространству аэрированной промывочной жидкости, бурение проектного интервала с наращиванием бурильной колонны, отличающемся тем, что в состав бурильной колонны включают последовательно расположенные обратные клапаны, бурение проектного интервала выполняют одним долблением в режиме максимальной механической скорости, перед наращиванием бурильной колонны промывают скважину в режиме аэрации с периодическим расхаживанием бурильной колонны на максимально возможную высоту, закачивают газ в трубное пространство, доливают в трубное пространство промывочную жидкость и герметизируют затрубное пространство.

Признаками изобретения являются:

1. сбор бурильной колонны;

2. организация циркуляции по бурильной колонне и затрубному пространству аэрированной промывочной жидкости;

3. бурение проектного интервала с наращиванием бурильной колонны;

4. включение в состав бурильной колонны последовательно расположенных обратных клапанов;

5. бурение проектного интервала одним долблением в режиме максимальной механической скорости;

6. перед наращиванием бурильной колонны промывка скважины в режиме аэрации с периодическим расхаживанием инструмента на максимально возможную высоту;

7. так же закачка газа в трубное пространство;

8. так же долив в трубное пространство промывочной жидкости;

9. так же герметизация затрубного пространства.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.

При бурении на депрессии стараются избежать задавливания в призабойную зону продуктивного пласта частиц выбуренной породы. Т.е. стремятся избежать кольматации пласта. Применение аэрированных промывочных жидкостей создает на забое депрессию и препятствует задавливанию в пласт кольматирующих элементов. Однако при наращивании бурильной колонны (наращивании труб) неизбежно приходится заполнять скважину неаэрированной промывочной жидкостью, которая сама проникает в продуктивный пласт и под действием которой происходит попадание в пласт кольматирующих элементов. Эффект депрессионного бурения, направленный на исключение кольматации призабойной зоны пласта, снижается. В предложенном способе решается задача исключения кольматации призабойной зоны пласта при бурении на депрессии. Задача решается следующим образом.

Перед бурением производят сбор бурильной колонны, состоящей из долота, винтового забойного двигателя, наддолотного модуля забойного давления, телеметрической системы, двух обратных клапанов, контейнера с глубинными манометрами, бурильных труб, шарового крана, ведущей трубы и шарового крана к силовому вертлюгу, силового вертлюга и трех обратных клапанов на глубине 15-20 м и через каждые 100 м бурения. Назначение трех обратных клапанов — предотвратить обратную циркуляцию любой жидкости или газа по колонне бурильных труб.

Организуют циркуляцию по бурильной колонне и затрубному пространству аэрированной промывочной жидкости. Лучшей аэрированной жидкостью общепринята нефть в смеси с азотом — нефтегазовая смесь. Бурят проектный интервал одним долблением (без извлечения бурильной колонны) в режиме максимальной механической скорости с наращиванием бурильных труб. Перед наращиванием каждой бурильной трубы промывают скважину в режиме аэрации с периодическим расхаживанием инструмента на максимально возможную высоту. Этим максимально удаляют из скважины кольматирующие элементы. Закачивают газ в трубное пространство, доливают в трубное пространство нефть и герметизируют затрубное пространство. При этом за счет наличия порции газа давление на забое резко снижается и остается пониженным (не успевает восстановиться за счет притока из пласта) в течение всего периода наращивания бурильной колонны или каких-либо других технологических мероприятий или перерывов в работе.

Наращивают бурильную колонну (трубы), разгерметизируют затрубное пространство, организуют циркуляцию по бурильной колонне и затрубному пространству нефтегазовой смеси и продолжают бурение скважины до нового наращивания бурильной колонны.

Таким образом, в течение всего цикла бурения в скважине поддерживается давление ниже пластового, что исключает попадание промывочной жидкости и кольматирующих элементов в призабойную зону пласта.

Пример конкретного выполнения

Бурят горизонтальную нефтедобывающую скважину. Месторождение — Бавлинское. Продуктивный пласт расположен в кизеловских отложениях турнейского яруса. Проектное пластовое давление — 10,5 МПа.

Перед бурением производят сбор бурильной колонны, состоящей из долота 143,9 СЗ-ГАУ, винтового забойного двигателя ВЗД ДР-106, наддолотного модуля забойного давления, телеметрической системы ЗТС-42ЭМ, двух обратных клапанов КОШЗ-102×35, контейнера диаметром 100 мм с глубинными манометрами АМТВ МК-107, бурильных труб диаметром 88,9 мм, шарового крана КШЗ-102×35, ведущей трубы диаметром 88,9 мм длиной 9,61 м и шарового крана КШЗ-102×35 к силовому вертлюгу, силового вертлюга и трех обратных клапанов типа КОШЗ-102×35 на глубине 19 м и через каждые 100 м бурения.

Организуют циркуляцию по бурильной колонне и затрубному пространству аэрированной нефти. Для этого выходят на режим прокачки 6±0,2 л/с по нефти и 15±0,3 м 3 /мин по азоту. Бурят проектный интервал одним долблением (без поднятия бурильной колонны) в режиме максимальной механической скорости, равной 10 м/час, с наращиванием бурильных труб. Перед наращиванием каждой бурильной трубы промывают скважину в режиме аэрации с периодическим расхаживанием инструмента на максимально возможную высоту, равную 15 м. Закачивают азот в трубное пространство с производительностью 10 м 3 /мин в течение 5 мин. Доливают в трубное пространство нефть в объеме 0,5 м 3 . Герметизируют затрубное пространство. Наращивают бурильную колонну, разгерметизируют затрубное пространство, организуют циркуляцию по бурильной колонне и затрубному пространству нефтегазовой смеси и продолжают бурение скважины до нового наращивания бурильной колонны.

В результате применения предложенного способа дебит нефти пробуренной скважины составляет 25 т/сут. Скважины по прототипу, пробуренные в сходных условиях, имеют дебит нефти не более 18 т/сут.

Применение предложенного способа позволит повысить качество вскрытия продуктивного пласта при бурении на депрессии.

Способ бурения скважины на депрессии, включающий сбор бурильной колонны, организацию циркуляции по бурильной колонне и затрубному пространству с применением газа, бурение проектного интервала с наращиванием бурильной колонны, отличающийся тем, что в состав бурильной колонны включают последовательно расположенные обратные клапаны, бурение проектного интервала выполняют одним долблением без извлечения бурильной колонны, перед каждым наращиванием бурильной колонны промывают скважину с закачкой в нее газа — азота и периодическим расхаживанием бурильной колонны на максимально возможную высот из условия удаления из скважины кольматирующих элементов, закачивают газ в трубное пространство, доливают в трубное пространство нефть, герметизируют затрубное пространство на период наращивания бурильной колонны или перерывов в работе, наращивают бурильную колонну, разгерметизируют затрубное пространство и продолжают бурение скважины до нового наращивания бурильной колонны, при этом в течение всего цикла бурения поддерживают давление в скважине ниже пластового давления.

Ознакомьтесь так же:  От стресса болит грудь

Решения для бурения с контролем давления

Технологии контроля давления и инженерный опыт

Компания M-I SWACO предлагает добывающим компаниям самые современные технологии и инженерный опыт, которые позволяют обеспечить устойчивость ствола скважины и контроль давления при бурении на депрессии и репрессии в сложных скважинных условиях. Наш подход к бурению с контролем давления включает инновационные продукты, позволяющие решать самые сложные задачи контроля давления во время бурения. Наши технологии и практический опыт обеспечивают динамический контроль давления в кольцевом пространстве, сокращая непроизводительное время, повышая безопасность операций и уменьшая затраты.

Передовые решения для контроля давления

Контроль давления при бурении необходим в случае узкого безопасного диапазона градиентов давлений, неустойчивости скважин и колебания давления, что может повысить риски в области безопасности и увеличить непроизводительное время и затраты. Компания M-I SWACO использует инженерно-технический подход под названием @balance для оценки предполагаемых буровых условий и поиска решений в рамках нашей передовой технологии контроля давления.

Инновационные продукты и услуги

Наша технология @balance позволяет предотвратить, обнаружить и уменьшить последствия возможных происшествий, связанных с контролем скважины, а также оптимизировать устойчивость ствола путем применения инновационных инженерно-технических решений и технологий для контроля давления во время бурения, обнаружения выбросов, сепарации жидкостей и в случае применения азота. Технические решения включают современные дроссели, дроссельные манифольды, системы измерения потока газа, сепараторы, а также системы управления давлением и растворами.

Инженерно-технические решения для предотвращения, обнаружения и уменьшения последствий возможных происшествий, связанных с контролем скважины, а также для оптимизации устойчивости ствола скважины при бурении на депрессии и репрессии.

Решения для безопасного и эффективного бурения и мониторинга в условиях присутствия высокосернистого газа и высокого давления.

Детские Судьбы

Медицинский журнал

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.

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

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.

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 .

Ознакомьтесь так же:  Тема бегом от стресса

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.

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.

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.

Ознакомьтесь так же:  Домашние методы лечения заикания

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

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

About the Author: admin