Бурение на депрессии


Все о нефти

Метод бурения скважин «на депрессии» является одним из наиболее популярных, и это несмотря на то, что сама технология достаточно молодая. Еще в начале этого века по данной технологии осуществлялось бурение как минимум 20% всех скважин на планете, сегодня этот процент вырос еще больше.

Суть этого метода заключается в бурении с отрицательным дифференциальным давлением между пластом и самой скважиной. Данная технология позволяет осуществлять процесс бурения, в результате которого фильтрат бурового раствора фактически не проникает непосредственно в пласт, в итоге его коллекторские свойства не ухудшаются. Другими словами, при бурении «на депрессии» по минимуму загрязняется не только сам пласт, но и призабойное пространство.

Суть технологии и ее преимущества

Бурение скважин «на депрессии» начинается с проведения комплексных гидрогеологических, геофизических и газогидродинамических исследований. Данные процедуры осуществляются как перед началом бурения, так и после того, как скважина будет пробурена.

Для создания депрессии в пласт закачивается специальный пластовый флюид, это может быть как вода, так и газ или даже нефть. При этом закачка осуществляется с различным расходом, параметр этого показателя зависит от коллекторских свойств пластов и показателей депрессии.

У данного метода есть одно важное достоинство: такой тип бурения позволяет предотвратить загрязнение призабойного пространства и пласта. Однако у технологии есть и другие плюсы:

  • Снижение негативного воздействия бурового раствора на коллекторские свойства самого пласта;
  • Значительное повышение проходки и скорости бурения, т.к. такой метод позволяет снизить давление, которое возникает на забое скважины;
  • Увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН) и дебита скважины за счет снижения повреждения коллекторов;
  • Данный метод делает возможным оперативно регулировать заданное дифференциальное давление между пластом и скважиной, в результате чего значительно снижается риск обвалов, размывов и других возможных осложнений.

Надо отметить, что у бурения скважин «на депрессии» есть и некоторые недостатки. Основным из них является стоимость бурения: она обычно значительно выше классического метода бурения «на репрессии». Именно поэтому для подобных методов бурения привлекаются только компании, которые обладают компетенциями в этой области и качественно выполняют работу. К одной из таких компаний относится «НафтаГаз» - один из лидеров в области бурения нефтяных скважин.

Читайте также:

ТОП-5 инноваций в бурении нефтяных скважин

Скважины в нефтяной промышленности

Многоствольные скважины: развитие технологии

Бурение кислотой и древовидные скважины

vseonefti.ru

Занятие 16. Бурение на депрессии

Цель:

Знать сущность данной технологии.

Задание: Изучить схему обвязки оборудования при бурение на депрессии.

Мировая тенденция истощения природных запасов углеводородов требует применения более совершенной техники и технологии бурения скважин, так как традиционное бурение уже не позволяет, в достаточной мере, удовлетворить потребности в качестве вскрытия продуктивных пластов. Возникает такая проблема, как вторжение бурового раствора в коллектор (рис. 1). Фильтрат, проникая в пласт, существенно снижает его фазовую проницаемость, что приводит к резкому уменьшению притока флюидов.

Актуальность проблемы получения максимального дебита, соответствующего вскрытой мощности и проницаемости коллектора, несомненна и должна решаться путем применения таких технологий, которые позволяют исключить проникновение рабочих жидкостей и их фильтратов в продуктивный пласт.

В некоторых случаях лучшим решением является не новая технология, а новое применение уже известных технологий. Хорошим тому примером является технология бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины (бурение на равновесии или на депрессии). Ранее такой метод использовался для решения проблем, возникающих в процессе бурения. Вместе с тем, его можно также эффективно использовать для открытия дополнительных запасов, увеличения дебита, и повышения общей рентабельности месторождений

Сущность данной технологии заключается в создании в период вскрытия продуктивного пласта и последующего времени заканчивания скважины условий, не допускающих превышения забойных давлений над пластовым давлением вскрываемого горизонта.

При бурении на депрессии акцент делается на защите пластов от повреждений, особенно в истощённых пластах с низким давлением. Провоцируя приток из пласта во время бурения (рис. 2), предотвращается появление скин-эффекта и соответствующего отрицательного воздействия на производительность скважины и отдачу пласта. Пониженное давление в стволе скважины также увеличивает скорость проходки, удлиняет срок службы долота и предотвращает потерю бурового раствора в породу, сводя к минимуму вероятность прихвата под действием перепада давлений. Общий результат: увеличение производительности скважины и отдачи пласта.

Для бурения скважин на депрессии необходимо следующее дополнительное оборудование:

Рис 3. Вращающийся превентор
Рис 4. Автоматизированный штуцерный манифольд: 1- блок управления, 2-массовый расходомер, 3-штуцер, 4- флюид из скважины.
Вращающийся противовыбросовый превентор (ПВП) (рис. 3).Используется в системе возврата бурового раствора для сдерживания восходящего потока во время бурения. Вращающийся противовыбросовый превентор является ключевым фактором для использования методик бурения на депрессии, при сбалансированном давлении и на репрессии - при повышенной опасности выброса газа. ПВП направляет раствор через манифольд управления, который оснащен высокотехнологичными датчиками для получения важнейших данных по раствору.

Автоматизированный штуцерный манифольд (рис. 4). Манифольд оснащен двумя штуцерами, при этом один может использоваться постоянно, а второй-в аварийной ситуации. Массовый расходометр установлен на манифольде, после штуцеров по ходу тока флюида и собирает данные (массовый и объемный расход, а также плотность и температуру бурового раствора) в затрубном пространстве в режиме реального времени, а периодичность отбора проб составляет несколько раз в секунду. Эти данные направляются на интеллектуальный блок управления системы. Блок интеллектуального управления включает в себя все компоненты для сбора необходимых данных в целях измерения и анализа физических свойств, включая реагирование на неблагоприятные ситуации в скважине. Блок использует алгоритмы для идентификации поминутного притока и поглощений раствора в скважине; кроме того, он способен различать вспучивание/смятие пород в стволе и более серьезный приток/поглощение раствора и передает эти данные оператору и на резервные интерфейсы. При работе в автоматическом режиме блок интеллектуального управления также управляет буровыми штуцерами для регулировки противодавления при необходимости.

Технологическая схема расположения дополнительного оборудования для бурения на депрессии показана на рисунке 5.

Рис 5. Технологическая схема: 1-вращающийся превентор, 2-автоматизированный штуцерный манифольд, 3-буровой манифольд, 4- дегазатор, 5-система сжигания, 6-выход на вспомогательный сепаратор, 7-подача на систему очистки.
Регулировка плотности бурового раствора. Компания Халлибуртон для вскрытия продуктивного пласта на депрессии предлагает использовать самый легкий имеющийся буровой раствор на углеводородной основе. Компания Шлюмберже использует мембранный генеретор азота (рис. 6). Генератор азота и система нагнетания представляют собой оборудование, работающее у скважины, которое предназначено для извлечения азота из воздуха и подачи его во время бурения для снижения статического давления жидкости ниже того уровня, который можно получить изменением плотности бурового раствора. Азот - это инертный неагрессивный газ, безопасный для окружающей среды. Поэтому он является идеальным решением для использования при бурении с отрицательным перепадом давления и с контролем давления

Рис 6. Мембранный генератор азота
В состав системы производства газа входят мембранные генераторы азота мобильного и контейнерного исполнения, рассчитанные на работу в широком диапазоне внешних условий при низком и высоком расходе азота

Среди новых и перспективных технологий бурения для России следует считать колтюбинговое бурение. Преимущества отдельных технологий - колтюбингового бурения и бурения при отрицательном дифференциальном давлении - при совместном применении обеспечивают высокую эффективность процесса бурения. Симбиоз этих двух технологий позволяет вовлечь в разработку ранее «недоступную» нефть, извлечение которой затруднительно или нерентабельно при применении других технологий.

Наиболее важным преимуществом бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины является положителньое влияние этой технологии на работу пластов и ценность месторождения в целом. Использование этого метода проходки может выражаться в значительном уменьшении пластовых повреждений, а также повышении производительности скважины и суммарной добычи. По мере улучшения и развития средств бурения на депрессии изменяются также и задачи использования этой технологии. Например, стало возможным в реальном времени изучать пласт в области прохождения бурового долота. Используя бурение с отрицательным дифференциалом давления в системе “скважина - пласт”, нефтегазовым предприятиям удается определять и решать задачи, связанные с сейсмическими разломами, продуктивными пластовыми зонами и режимами потоков. В результате исследователи получают более подробную информацию о пластах, что повышает эффективность их эксплуатации. Выгоды от использования этого метода, такие как продуктивные скважины, улучшение коэффициента охвата коллекторов и дополнительный уровень пластовых сведений будут в ближайшее время влиять на планы разработки месторождений. В результате возникнет возможность снижения числа скважин и уменьшения затрат на единицу разработки.

Основными преимуществами бурения на гибких трубах на депрессии являются:

- увеличение коэффициента отдачи продуктивных пластов;

- отсутствие необходимости остановки процесса бурения для наращивания труб, вследствие чего управляемая депрессия на пласт постоянна на всем протяжении бурения;

- сокращение материальных и финансовых затрат на проведение операций по освоению скважин;

- сокращение расхода материалов на буровые растворы и технологические жидкости;

- рост механической скорости бурения и показателей работы долот за счет снижения гидростатического давления на забой скважины;

Рис 7. Колтюбинговый комплекс
- снижение затрат времени и расхода материалов на борьбу с осложнениями и авариями (отсутствие поглощений, отсутствие прихватов, вызванных репрессией и т. д.);

- полная экологическая безопасность вскрываемых коллекторов и окружающей среды;

- снижение общего времени бурения и заканчивания скважин.

Бурение на депрессии с использованием гибких труб осуществляется в несколько этапов. На первом этапе бурится скважина до продуктивного пласта с использованием обычной буровой установки или подготавливается ствол старой скважины. На втором этапе осуществляется вскрытие и проводка ствола скважины в пределах продуктивного пласта на депрессии с использованием колтюбингового комплекса (рис. 7).

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

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.

Данную зависимость можно выразить в цифрах следующим образом:
  • для kа = 0,5 – 1,0 минимальная глубина составит примерно 1 км
  • для kа = 1,5 – не менее 2,5 км
  • для kа = 2,0 – более 4 км

www.png-drilling.ru

Бурение на депрессии

Главная » Депрессия » Бурение на депрессии

Цель:

Знать сущность данной технологии.

Задание: Изучить схему обвязки оборудования при бурение на депрессии.

Мировая тенденция истощения природных запасов углеводородов требует применения более совершенной техники и технологии бурения скважин, так как традиционное бурение уже не позволяет, в достаточной мере, удовлетворить потребности в качестве вскрытия продуктивных пластов. Возникает такая проблема, как вторжение бурового раствора в коллектор (рис. 1). Фильтрат, проникая в пласт, существенно снижает его фазовую проницаемость, что приводит к резкому уменьшению притока флюидов.

Актуальность проблемы получения максимального дебита, соответствующего вскрытой мощности и проницаемости коллектора, несомненна и должна решаться путем применения таких технологий, которые позволяют исключить проникновение рабочих жидкостей и их фильтратов в продуктивный пласт.

В некоторых случаях лучшим решением является не новая технология, а новое применение уже известных технологий. Хорошим тому примером является технология бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины (бурение на равновесии или на депрессии). Ранее такой метод использовался для решения проблем, возникающих в процессе бурения. Вместе с тем, его можно также эффективно использовать для открытия дополнительных запасов, увеличения дебита, и повышения общей рентабельности месторождений

Сущность данной технологии заключается в создании в период вскрытия продуктивного пласта и последующего времени заканчивания скважины условий, не допускающих превышения забойных давлений над пластовым давлением вскрываемого горизонта.

При бурении на депрессии акцент делается на защите пластов от повреждений, особенно в истощённых пластах с низким давлением. Провоцируя приток из пласта во время бурения (рис. 2), предотвращается появление скин-эффекта и соответствующего отрицательного воздействия на производительность скважины и отдачу пласта. Пониженное давление в стволе скважины также увеличивает скорость проходки, удлиняет срок службы долота и предотвращает потерю бурового раствора в породу, сводя к минимуму вероятность прихвата под действием перепада давлений. Общий результат: увеличение производительности скважины и отдачи пласта.

Для бурения скважин на депрессии необходимо следующее дополнительное оборудование:

Рис 3. Вращающийся превентор
Рис 4. Автоматизированный штуцерный манифольд: 1- блок управления, 2-массовый расходомер, 3-штуцер, 4- флюид из скважины.
Вращающийся противовыбросовый превентор (ПВП) (рис. 3).Используется в системе возврата бурового раствора для сдерживания восходящего потока во время бурения. Вращающийся противовыбросовый превентор является ключевым фактором для использования методик бурения на депрессии, при сбалансированном давлении и на репрессии - при повышенной опасности выброса газа. ПВП направляет раствор через манифольд управления, который оснащен высокотехнологичными датчиками для получения важнейших данных по раствору.

Автоматизированный штуцерный манифольд (рис. 4). Манифольд оснащен двумя штуцерами, при этом один может использоваться постоянно, а второй-в аварийной ситуации. Массовый расходометр установлен на манифольде, после штуцеров по ходу тока флюида и собирает данные (массовый и объемный расход, а также плотность и температуру бурового раствора) в затрубном пространстве в режиме реального времени, а периодичность отбора проб составляет несколько раз в секунду. Эти данные направляются на интеллектуальный блок управления системы. Блок интеллектуального управления включает в себя все компоненты для сбора необходимых данных в целях измерения и анализа физических свойств, включая реагирование на неблагоприятные ситуации в скважине. Блок использует алгоритмы для идентификации поминутного притока и поглощений раствора в скважине; кроме того, он способен различать вспучивание/смятие пород в стволе и более серьезный приток/поглощение раствора и передает эти данные оператору и на резервные интерфейсы. При работе в автоматическом режиме блок интеллектуального управления также управляет буровыми штуцерами для регулировки противодавления при необходимости.

Технологическая схема расположения дополнительного оборудования для бурения на депрессии показана на рисунке 5.

Рис 5. Технологическая схема: 1-вращающийся превентор, 2-автоматизированный штуцерный манифольд, 3-буровой манифольд, 4- дегазатор, 5-система сжигания, 6-выход на вспомогательный сепаратор, 7-подача на систему очистки.
Регулировка плотности бурового раствора. Компания Халлибуртон для вскрытия продуктивного пласта на депрессии предлагает использовать самый легкий имеющийся буровой раствор на углеводородной основе. Компания Шлюмберже использует мембранный генеретор азота (рис. 6). Генератор азота и система нагнетания представляют собой оборудование, работающее у скважины, которое предназначено для извлечения азота из воздуха и подачи его во время бурения для снижения статического давления жидкости ниже того уровня, который можно получить изменением плотности бурового раствора. Азот - это инертный неагрессивный газ, безопасный для окружающей среды. Поэтому он является идеальным решением для использования при бурении с отрицательным перепадом давления и с контролем давления

Рис 6. Мембранный генератор азота
В состав системы производства газа входят мембранные генераторы азота мобильного и контейнерного исполнения, рассчитанные на работу в широком диапазоне внешних условий при низком и высоком расходе азота

Среди новых и перспективных технологий бурения для России следует считать колтюбинговое бурение. Преимущества отдельных технологий - колтюбингового бурения и бурения при отрицательном дифференциальном давлении - при совместном применении обеспечивают высокую эффективность процесса бурения. Симбиоз этих двух технологий позволяет вовлечь в разработку ранее «недоступную» нефть, извлечение которой затруднительно или нерентабельно при применении других технологий.

Наиболее важным преимуществом бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины является положителньое влияние этой технологии на работу пластов и ценность месторождения в целом. Использование этого метода проходки может выражаться в значительном уменьшении пластовых повреждений, а также повышении производительности скважины и суммарной добычи. По мере улучшения и развития средств бурения на депрессии изменяются также и задачи использования этой технологии. Например, стало возможным в реальном времени изучать пласт в области прохождения бурового долота. Используя бурение с отрицательным дифференциалом давления в системе “скважина - пласт”, нефтегазовым предприятиям удается определять и решать задачи, связанные с сейсмическими разломами, продуктивными пластовыми зонами и режимами потоков. В результате исследователи получают более подробную информацию о пластах, что повышает эффективность их эксплуатации. Выгоды от использования этого метода, такие как продуктивные скважины, улучшение коэффициента охвата коллекторов и дополнительный уровень пластовых сведений будут в ближайшее время влиять на планы разработки месторождений. В результате возникнет возможность снижения числа скважин и уменьшения затрат на единицу разработки.

Основными преимуществами бурения на гибких трубах на депрессии являются:

- увеличение коэффициента отдачи продуктивных пластов;

- отсутствие необходимости остановки процесса бурения для наращивания труб, вследствие чего управляемая депрессия на пласт постоянна на всем протяжении бурения;

- сокращение материальных и финансовых затрат на проведение операций по освоению скважин;

- сокращение расхода материалов на буровые растворы и технологические жидкости;

- рост механической скорости бурения и показателей работы долот за счет снижения гидростатического давления на забой скважины;

Рис 7. Колтюбинговый комплекс
- снижение затрат времени и расхода материалов на борьбу с осложнениями и авариями (отсутствие поглощений, отсутствие прихватов, вызванных репрессией и т. д.);

- полная экологическая безопасность вскрываемых коллекторов и окружающей среды;

- снижение общего времени бурения и заканчивания скважин.

Бурение на депрессии с использованием гибких труб осуществляется в несколько этапов. На первом этапе бурится скважина до продуктивного пласта с использованием обычной буровой установки или подготавливается ствол старой скважины. На втором этапе осуществляется вскрытие и проводка ствола скважины в пределах продуктивного пласта на депрессии с использованием колтюбингового комплекса (рис. 7).

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

способ бурения скважины на депрессии

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.

Сущность 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 м3/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 м3/мин в течение 5 мин. Доливают в трубное пространство нефть в объеме 0,5 м3. 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.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

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.

www.freepatent.ru

Газпром нефть применила технологию бурения на депрессии на Арчинском месторождении. Опыт признан успешным

Газпром нефть продолжает внедрять высокотехнологичные методы бурения. На Арчинском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) в Томской области была успешно применена технология бурения на депрессии.

Об этом Газпром нефть сообщила 3 октября 2017 г.

Разработкой Арчинского НГКМ занимается Газпромнефть-Восток, дочка Газпром нефти. 

На 2011 г на Арчинском НГКМ запасы нефти по категориям А, В и С1 составляли около 18,22 млн т, газа - 0,49 млрд м3, газового конденсата - 1 млн т.

Добыча нефти на месторождениях Газпромнефть-Востока нефть ведется из карбонатных трещиноватых коллекторов.

В таких условиях продуктивность скважины зависит от количества вскрытых при бурении природных трещин, которые пронизывают породу.

При традиционном методе бурения давление жидкости в скважине выше пластового, поэтому буровой раствор уходит в трещины пород и частично блокирует поступление нефти в скважину.

При поглощении раствора породой продолжать бурение невозможно - промывочная жидкость уходит в трещину, теряется сигнал геонавигационного оборудования, разогревается долото.

Задачу поглощения буровой жидкости решила технология бурения на депрессии.

При использовании этой технологии буровой раствор закачивается с тем же давлением, что и в пласте или немного меньшим, что позволяет избежать поглощения раствора.

За счет технологии бурения на депрессии, было дополнительно вскрыть 15 трещин с нефтью, что в 7 раз превышает результаты традиционных методов бурения, позволяющих вскрыть 1-2 трещины.

Депрессия в нефтегазе - это перепад между пластовым и забойным давлениями, с превышением пластового давления над забойным.

Достигается это 2мя путями:

- уменьшением плотности жидкости в скважине, когда буровой раствор последовательно заменяют водой, потом нефтью; 

- снижением уровня (столба) жидкости в скважине. Здесь посложнее будет.

Существуют несколько методов снижения уровня (столба) жидкости в скважине:

- оттартывание желонкой или поршневание;

- продавка сжатым газом или воздухом (компрессорным способом);

- аэрация (прокачкой газожидкостной смеси);

- откачка жидкости штанговыми скважинными насосами или погружными центробежными электронасосами.

Бурение на депрессии - высокотехнологичный, но и дорогостоящий метод бурения.

Его использование, очевидно, повысит себестоимость добычи нефти.

3 октября 2017 г зам главы Минэнерго РФ А. Инюцын дерзко заявил о том, что пока себестоимость добычи нефти в России колеблется в интервале 3 - 8 долл США/барр.

Для обеспечения баланса давления в процессе бурения потребовалось мобилизовать находившееся на хранении в Финляндии, ОАЭ и Ираке оборудование общим весом более 400 т.

Из-за этого бурение на депрессии дороже традиционного, но привлечение сложного высокотехнологичного сервиса на Арчинском месторождении оказалось полностью оправданным.

Дебит новой скважины составил 160 т/сутки, что более чем в 2 раза превосходит средние показатели аналогичных скважин.

Кроме того, применение нового метода позволило начать добычу уже в процессе строительства скважины.

Во время работы на Арчинском месторождении в процессе бурения получено 450 т нефти, что существенно повысило эффективность операции.

Используемое в технологии оборудование позволяет вводить скважины в эксплуатацию в течение 2 суток после окончания бурения - в 8 раз быстрее, чем обычно.

После работ на Арчинском месторождении технологию протестируют в карбонатных коллекторах других активов Газпром нефти в Газпромнефть-Востоке, Газпромнефть-Оренбурге и Восточной Сибири.

Работа с карбонатными коллекторами является 1 из 9 направлений Технологической стратегии Газпром нефти.

Компания разработала программу внедрения новых технологий для добычи нефти из карбонатных и трещиноватых коллекторов, к которым относится более 40% извлекаемых запасов компании, или почти 600 млн т углеводородов.

Наиболее крупными активами с такими залежами являются Восточный участок Оренбургского месторождения, Куюмбинское и Чонское месторождения в Восточной Сибири, проект Бадра в Ираке, Приразломное месторождение на шельфе Печорского моря.

Особенности карбонатных коллекторов требуют высоких компетенций и аккуратного подбора технологий, чтобы освоение таких запасов происходило эффективно.

Новая программа, разработанная Научно-техническим центром Газпром нефти, состоит из 12 технологических проектов в сфере геологоразведки, разработки месторождений, бурения скважин и добычи нефти.

Основной объем нефти в России и в мире добывается из терригенных отложений, которые образованы из разрушенных горных пород, хорошо изучены и характеризуется высокой степенью предсказуемости основных показателей разработки.

Карбонатный коллектор, в отличие от терригенного, чаще всего формируется на месте роста морских организмов, бывших коралловых рифов или в результате выпадающего в воде осадка.

По мере образования карбонатных отложений исходная порода существенно трансформировалась, что привело к очень неравномерным свойствам коллектора.

Часто такие коллекторы характеризуются наличием большим количеством трещин, что требует особого подхода к разработке.

Например, через трещины в нефтяные пласты могут прорываться газ или вода, что затрудняет процесс добычи нефти.

Голосовать   В чем преимущества бурения на депрессии?

neftegaz.ru

Способ бурения скважины на депрессии

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.

Сущность 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 м3/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 м3/мин в течение 5 мин. Доливают в трубное пространство нефть в объеме 0,5 м3. 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.

www.findpatent.ru

psy-pedia.ru


Смотрите также