Бурение на депрессии что это такое


Бурение скважин на депрессии и репресии - Разведка и разработка

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.

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/м3.

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.

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

Понятие о бурении с депрессией на пласт | Депрессия при бурении

Из самого термина следует, что условия депрессии на пласт возникают каждый раз, когда эффективное циркуляционное давление бурового раствора, рабочей жидкости для заканчивания, интенсификации или ремонта скважины (гидростатическое давление столба жидкости  плюс давление, развиваемое буровыми насосами при циркуляции или нагнетании жидкости, и сопутствующий перепад давления из-за сил трения) оказывается меньше, чем

эффективное поровое давление в продуктивном пласте.

За исключением случаев аномально высокого пластового давления, столб бурового раствора на водной основе создает избыточное противодавление на продуктивный пласт. При разбуривании горизонтов с аномально высокими пластовыми давлениями и использованием буровых растворов на водной или нефтяной основе условия депрессии на пласт создаются естественным путем. Такие условия характеризуются термином "бурение с притоком из скважины", если они возникают в ходе бурения. Этот метод успешно применялся при разбуривании таких формаций, как Austin Chalk в штате Техас и штате Луизиана, а также в Мексике, Китае, и в других регионах, где имеются продуктивные пласты с запасом энергоносителей и наличием сероводорода.

При достаточно низком пластовом давлении в скважине нельзя получить условия депрессии на пласт с использованием обычных буровых растворов на водной или нефтяной основе. В этих случаях для получения депрессии на пласт в циркулирующий буровой раствор вводится неконденсируемый газ, в результате чего понижается плотность бурового раствора. Этот метод часто называют "искусственным созданием условий депрессии на пласт". При вскрытии истощенных продуктивных пластов для достижения депрессии на пласт часто используется азот криогенного происхождения или полученный мембранным методом. Все более широкое распространение для получения условий депрессии на пласт получают рабочие агенты в виде пены, в основном потому, что стабильная пена имеет наиболее высокую выносную способность по сравнению с любой другой рабочей жидкостью при данной скорости подъема в кольцевом пространстве.

Social Like

Циркуляционные системы для колтюбингового бурения, в том числе для бурения на депрессии - Разведка и разработка

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 30-40м3). 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:
- компактный дегазатор «Каскад-40М»;
- малогабаритное вибросито СВ1ЛМ-02, ВСМ, ВСМ-01;
- пескоотделитель ПГ-22, ПГ-30 производительностью до 30 л/с;
- центрифуга ОГШ-35, ОГШ-500;
- насосы ПН-12, ПН-63;
- малогабаритные блоки приготовления.
При выборе номенклатуры оборудования требуется учитывать и режимы бурения. Так, при зарезке вторых стволов на Северном Кавказе ввиду малого объема выбуренной породы применялись только вибросито СВ1ЛМ-02 и центрифуга ОГШ-32.

Система была выполнена в виде двух малогабаритных модулей с системой очистки и приготовления буровых растворов. Объем МЦС составлял около 30 м3. При увеличении длины модулей до 8,5 м объем МЦС может составить 50 м3.
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, встроенный блок приго-товления буровых растворов с насосом 6Ш8-2 и блок приготовления растворов реагентов БПР-3 в уменьшенном варианте. Особенность этой МЦС в том, что выполнена она в виде двух жестких модулей, транспортируемых без демонтажа оборудования. Монтажеспособность МЦС — 3-4 часа. Компания изготовила и поставила такие МЦС в «Пурнефтегаз-бурение» и в Нефтеюганск.

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/см3 ее применение всегда экономически выгодно.

В компьютерной базе нашей Компании имеются более 20 компоновок МЦС с различными объемами, производительностью, степенью очистки, климатическими исполнениями . 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.
При использовании в качестве промывочной жидкости нефти наиболее распространено бурение закрытыми циркуляционными системами. В отличие от открытых циркуляционных систем для их функционирования нет особых требований по размещению на буровой. Давление в закрытых ЦС 0,1-0,4 МПа, раствор под давлением поступает в буровой насос даже без работы подпорных насосов. Тем не менее требования к дегазации раствора остаются высокими и обеспечение этого достигается применением сепаратора типа СРБ-2 и правильным подбором рецептуры бурового раствора. Опыт нашей работы с закрытыми ЦС показал, что загущение нефтей с целью выноса шлама не всегда оправдано, т.к сама газожидкостная смесь при высоких давлениях мо-жет иметь высокую вязкость. Так при бурении на депрессии в ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» обработка нефти загустителем существенно снизила эффективность сепаратора, в результате окончательная дегазация производилась в компенсационной емкости путем простого отстаивания.

На рисунке 4 показана общая компоновка полнокомплектной закрытой ЦС. Общий вид закрытой ЦС на буровой представлен на рисунке 5.
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 эксплуатации показал, что схема такой ЦС в ряде случаев может быть упрощена. Так при небольших углублениях скважины не всегда нужен пробоотборник и шламоуловитель, при этом отстой шлама происходит в первом отсеке приемной емкости. При бурении на необработанных нефтях отпадает необходимость в блоке приготовления и дозированной подачи химических реагентов. Состав закрытой ЦС в итоге можно свести к наличию только сепаратора, прием-ной и компенсационной емкостей.
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.

Источник: Информационно-аналитический журнал «Время Колтюбинга»

Способ бурения скважин на депрессии

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

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Пример.

Глубина скважины Н=2500 м.

Диаметр долота Dд=0,19 м.

Диаметр бурильной колонны Dбт=0,127.

Плотность бурового раствора ρ=1300 кг/м3.

Структурная вязкость η=0,015 Па·с.

Динамическое напряжение сдвига τо=3 Па.

Моментоемкость шарошечного долота Мкр=400 кгм.

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

Vкп min=0,4-0,6 м/с.

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/см2. В связи с этим принимаем q=0,01 м3/c.

Выполнив расчет гидравлических потерь известными методами, имеем:

- гидравлические потери в бурильной колонне

ΔРT=3,5 кгс/см2;

- гидравлические потери в кольцевом пространстве

ΔРкп=3,1 кгс/см2.

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 Vн=80 м/с. Условно принимаем, что из-за малого расхода q достаточно иметь две насадки.

Площадь сечения одной насадки ƒ

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 σ=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

Nб.к=nзн+ng=1,5 с-1

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

ΣN=Nзн+Ng+Nхв=226 кВт

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/см3, так как компрессоры низкого давления (например, компрессоры, комплектующие буровую установку) обеспечивают подачу сжатого воздуха при рабочем давлении не выше 7 кгс/см2.

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.

Литература:

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.

Что такое депрессия на плвст скважины

Вопрос поставлен не корректно. А вообще депрессия при бурении скважин - это создаваемое буровым раствором давление в стволе скважины. Давление должно быть достаточным чтобы выносить шлам, но не забивать поры пород в стенках скважины.

С увеличением мощностей буровых установок стало возможным бурение скважин на глубоко залегающие горизонты, продуктивные пласты которых представлены в основном трещиноватыми и трещиновато-пористыми коллекторами. Характерной особенностью таких месторождений являются аномально высокие пластовые давления, значительно превышающие гидростатические давления. В начальных пластовых условиях вследствие упругости пород продуктивного пласта и насыщающих его жидкостей трещины эти находятся в раскрытом состоянии и не препятствуют движению жидкости. Однако при вскрытии пласта создаются высокие депрессии на призабойную зону и происходит смыкание трещин пласта около ствола скважины. С повышением депрессии на пласт скважины работают при сниженном коэффициенте продуктивности или полностью останавливаются. Для сохранения трещин в открытом состоянии и ввода в эксплуатацию таких скважин с высокими дебитами предложено после перфорации обсадной колонны сразу же проводить гидравлический разрыв с закреплением трещин пласта крупнозернистым песком. Так, в результате проведения гидроразрыва пласта и гидрокислотных разрывов с последующим закреплением трещин песком удалось освоить ряд нефтяных скважин Прасковейского месторождения с аномально высокими пластовыми давлениями и выдать технологическую схему опытной его эксплуатации.<br>

Баран оракул из книжки где то скопировал а чёткого определения не дал!!!

Бурение на депрессии • ru.knowledgr.com

Бурение на депрессии или UBD, является процедурой, используемой, чтобы пробурить нефтяные и газовые скважины, где давление в стволе скважины сохранено ниже, чем жидкое давление в формировании, которое сверлят. Как хорошо сверлится, потоки жидкости формирования в ствол скважины и до поверхности. Это - противоположность обычной ситуации, где ствол скважины сохранен при давлении выше формирования, чтобы предотвратить жидкость формирования вход хорошо. В таком обычном, «перевешиваемом» хорошо, вторжение в жидкость считают ударом, и если хорошо не лежачий больной, это может привести к прорыву, опасной ситуации. В бурении на депрессии, однако, есть «вращающаяся голова» в поверхности - по существу печать, которая отклоняет произведенные жидкости к сепаратору, позволяя бурильной колонне продолжить вращаться.

Если давление формирования будет относительно высоко, то использование более низкой грязи плотности уменьшит хорошо давление скуки ниже давления поры формирования. Иногда инертный газ введен в грязь бурения, чтобы уменьшить ее эквивалентную плотность и следовательно ее гидростатическое давление повсюду хорошо глубина. Этот газ обычно - азот, поскольку это негорючее и легко доступное, но воздух, уменьшенный кислородный воздух, обработал газ гриппа, и природный газ все использовались этим способом.

Намотанное бурение шланга трубки (CTD) допускает непрерывное бурение и перекачку, и поэтому можете, бурение на депрессии может быть использовано, который может увеличить уровень проникновения (ROP).

Виды бурения на депрессии

Есть несколько видов бурения на депрессии. Наиболее распространенные упомянуты ниже.

  • Сухой Воздух. Это также известно как чистка. Здесь воздушные компрессоры объединились с ракетой-носителем (который берет голову от компрессоров и увеличивает давление воздуха, но не увеличивается, объем воздуха, спускающегося по отверстию), используются, и единственная жидкость введена в, хорошо небольшое количество нефти, чтобы уменьшить коррозию.
  • Туман. Небольшое количество пенящегося агента (мыло) добавлено в поток воздуха. Мелкие частицы воды и пены в атмосфере воздуха возвращают сокращения поверхности.
  • Пена. Большее количество пенящегося вещества добавлено в поток. Пузыри и слизняки пузырей в атмосфере тумана возвращают сокращения поверхности.
  • Стабильная пена. Еще большее количество пенящегося вещества добавлено в поток. Это - последовательность крема для бритья.
  • Воздушная перевозка. Слизняки и пузыри воздуха в матрице воды, мыло может или не может быть добавлено в поток жидкости воздуха.
  • Проветриваемая Грязь. Воздух или другой газ введены в поток бурения грязи. Дегазирующие единицы требуются, чтобы удалять воздух, прежде чем он сможет быть повторно распространен.

Преимущества

У

скважин на депрессии есть несколько преимуществ перед обычным бурением включая:

  • Устраненное повреждение формирования. В обычном хорошо, сверля грязь вызван в формирование в процессе, названном вторжением, которое часто наносит ущерб формирования - уменьшение в способности формирования передать нефть в ствол скважины при данном давлении и расходе. Это может или может не быть поддающимся ремонту. В бурении на депрессии, если государство на депрессии сохраняется до хорошо, становится производительным, вторжение не происходит, и повреждения формирования можно полностью избежать.
  • Увеличенный Уровень Проникновения (ROP. С меньшим количеством давления у основания ствола скважины для сверла легче сократить и удалить скалу.
  • Сокращение потерянного обращения. Потерянное обращение, сверля потоки грязи в формирование неудержимо. Большие количества грязи могут быть потеряны, прежде чем надлежащий пирог грязи формируется, или потеря может продолжиться неопределенно. Если хорошо будет сверлиться на депрессии, то грязь не войдет в формирование, и проблемы можно избежать.
  • Липкий дифференциал устранен. Липкий дифференциал - когда бурильная труба прижата к стене ствола скважины так, чтобы часть ее окружности видела только пластовое давление, в то время как остальные продолжат выдвигаться давлением ствола скважины. В результате труба становится придерживавшейся стена и может потребовать, чтобы тысячи фунтов силы удалили, который может оказаться невозможным. Поскольку пластовое давление больше, чем давление ствола скважины в UBD, труба отодвинута от стен, устранив отличительный липкий.
У
  • повреждения формирования Некоторое горное формирование есть реактивная тенденция оросить. Когда drillmud используется, вода в буровом растворе реагирует с формированием (главным образом глина), и inheriently наносит ущерб формирования (сокращение проходимости и пористости), Использование бурения на депрессии может предотвратить его

Недостатки

Бурение на депрессии обычно более дорогое, чем обычное бурение (сверля отклоненный хорошо, который требует направленных инструментов бурения), и имеет собственные проблемы безопасности. Технически хорошо всегда находится в условии прорыва, если более тяжелая жидкость не перемещена в хорошо. Воздушное бурение требует более быстрого объем отверстия, поскольку сокращения упадут быстрее вниз кольцо, когда компрессоры будут взяты от отверстия по сравнению с наличием более высокой жидкости вязкости в отверстии. Поскольку воздух - сжимаемые инструменты измерения, сверля (MWD) телеметрии пульса грязи, которые требуют, чтобы несжимаемая жидкость не могла работать. Общие технологии, используемые, чтобы устранить эту проблему, являются или электромагнитными инструментами MWD или wireline MWD инструменты. Механика нисходящей скважины обычно более сильна также, потому что объем жидкости, проходящей двигатель нисходящей скважины или молоток нисходящей скважины, больше, чем эквивалентная жидкость, сверля уравновешенный или по уравновешенному из-за потребности выше скоростей отверстия. Коррозия - также проблема, но может в основном избегаться использования нефть покрытия или ингибиторы ржавчины.

Ссылки

Nas, Стив, Бурение на депрессии Главы 12, из Нефтяного Технического Руководства, Тома II, редактора Роберта Митчелла, 2007, страницы II-519 к 569. Руководство, доступное от Общества Нефтяных Инженеров. http://www .spe.org


Поговорим о бурении

Если взять всю нефть, которую ежегодно добывают в мире, то получим сотни миллионов тонн. Как-то гипотетически это можно представить в виде цистерн или трубопроводов, но мало кто нынче понимает, как на самом деле происходит добыча нефти, с чем это сопряжено и насколько это сложный процесс.

Ведь для того, чтобы взять нефть из земли, необходимо как минимум пробурить скважину и не одну. А мероприятие это дорогостоящее, трудное и не быстрое, к тому же всегда есть риск не получить ничего из уже пробуренной скважины, даже если все выкладки геологоразведки говорят об обратном.

Недостаточно просто пробурить, надобно бы определить, каким способом это сделать лучше всего, потому что привычной и традиционной технологией является бурение на репрессии, как более простая. Ведь для вскрытия горизонтов не требуется специальных технических средств и технологий. Но это чревато осложнениями, когда буровой раствор забивает поры породы, проникая в пласт, и сокращает, таким образом, его продуктивность.

Плюсы и минусы бурения на депрессии

Об этом можно узнать из сайта Буровой Компании ПНГ: www.png-drilling.ru, где приводится сравнительный анализ традиционного бурения на репрессии и относительно нового бурения на депрессии. Эта технология достаточно перспективна и потому получила широкое распространение в нефтедобывающих странах, ведь, таким образом, повышается продуктивность нефтяных пластов.

Кроме этого такой метод экологически безопасный, так как новейшие технологии не позволяют нефти вырваться наружу, что может нанести ущерб природе. А ещё он значительно продлевает эксплуатационный ресурс бурильного оборудования, да и время на освоение скважины сокращается, как и затраты, поскольку повышается скорость проходки.

Конечно, этот более сложный метод и потому обходится дороже, но увеличение добычи вполне окупают вложения. Поэтому стоит обращаться в Буровую Компанию ПНГ, которая работает, используя передовые технологии, обновляет парк буровых станков, имеет профессиональные кадры с серьёзным опытом бурения и предоставляет весь объём услуг по бурению и капитальному ремонту скважин.

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

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

Об этом Газпром нефть сообщила 3 октября 2017 г.

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

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.

Бурение на депрессии - дорогостоящий и высокотехнологичным методом бурения.

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.


Смотрите также