Тема 5 Депрессионное вскрытие продуктивных пластов

Тема 5. : Депрессионное вскрытие продуктивных пластов Количество часов: Лекций 4 Практических занятий 4 Литература: 1. Тагиров К. М. , Нифантов В. И. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии. — М. : ООО «Недра-Бизнесцентр» , 2003. -160 с. 2. Инструкция по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности. РД 08 -254 -98,

Депрессионное вскрытие продуктивных пластов Условия эффективной реализации Оптимизация состава технологических жидкостей на водной основе для предупреждения капиллярного и диффузионного проникновения в ПЗП. Вариант. Использование дополнительного оборудования, обеспечивающего депрессию против продуктивного пласта при бурении и при СПО. Вариант Использование гибких НКТ, обеспечивающих при герметизированном устье непрерывную циркуляцию как при бурении, так и при СПО Вариант Местная циркуляция без выхода бурового раствора на поверхность.

Международная Ассоциация Буровых Подрядчиков (IADC) предлагает следующую классификацию скважин при выполнении работ в условиях депрессии: Уровень 0 скважины, не вскрывающие пласты, содержащие углеводороды. Уровень 1 скважины, вскрывающие пласты с энергетическими характеристиками не позволяющими доставить пластовый флюид на поверхность. Скважина стабильна и имеет низкий уровень риска с точки зрения её контроля. Уровень 2 скважины, вскрывающие пласты с энергетическими характеристиками позволяющими доставить пластовый флюид на поверхность. Глушение скважин может быть осуществлено традиционными методами. Разрушение устьевого оборудования вызывает ограниченные последствия. Уровень 3 геотермальные скважины и скважины, вскрывающие пласты, не содержащие углеводороды. Максимально ожидаемое устьевое давление меньше, чем величина рабочего давления устьевого оборудования. Разрушение устьевого оборудования вызывает немедленные, серьёзные последствия. Уровень 4 скважины вскрывающие пласты, содержащие углеводороды. Максимально ожидаемое устьевое давление меньше, чем величина рабочего давления устьевого оборудования. Разрушение устьевого оборудования вызывает немедленные, серьёзные последствия. Уровень 5 - максимальные проектные устьевые давления превышают величину рабочего давления депрессионного бурения, но ниже величины рабочего давления сборки ПВО. Разрушение устьевого оборудования вызывает немедленные, серьёзные последствия.

БЛОК-СХЕМА РАВНОВЕСНОГО И ДЕПРЕССИОННОГО ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИНЫ Равновесие или депрессия на забое скважины Крепление ствола скважины выше продуктивной толщи при репрессии на забое скважины Технологические операции, при реализации которых забойное давление может быть равно или превышать пластовое Вскрытие бурением продуктивной зоны с герметизированным устьем скважины Оборудование призабойной зоны скважины, в соответствии с проектной конструкцией забоя Вторичное вскрытие (перфорация) Обработка призабойной зоны перед вызовом притока Вызов притока. Исследование скважины Сдача скважины заказчику

Депрессионная стратегия вскрытия продуктивного пласта • • . «Правилами безопасности нефтяной и газовой промышленности» , ПБ 08 624 03 разрешается проведение буровых работ с регулированием дифференциального давления в системе «скважина пласт» . Допустимая депрессия на стенки скважины при бурении не должна превышать 10 15% эффективных скелетных напряжений (разность между горным и поровым давлением пород). (Нифантов В. И. )

Проблемы, которые решаются бурением на депрессии. • • • Малая скорость проходки в твердых скальных породах. Малая скорость проходки из-за необходимости предупреждения искривления скважин (ограничение нагрузки на долото). Поглощающие интервалы в разрезе. Вскрытие истощенных пластов. Прихваты под действием перепада давлений. Загрязнение ПЗП. Неустойчивые из-за физико-химического разупрочнения глинистых сланцев. Чувствительность коллекторов к водным фильтрам скважинных растворов. Трещиноватые пласты, склонные к поглощениям.

Противопоказания для применения бурения на депрессии. Бурить нельзя • Слабосцементированные породы, склонные к обрушению. • Аномально высокие пластовые давления. • Наклонные пласты, ослабленные трещиноватостью • Хрупкие сланцы. Бурить с ограничениями • Мощные отложения набухающих сланцев, спрессованные горным давлением. • Пропластки хемогенных отложений. • Водонапорные горизонты. • Сероводородосодержащие отложения. • Коллекторы с высокой активностью капиллярной пропитки ( напр. , в песчаниках с проницаемостью меньше 1 м. Д Bennion, 1994)

Характер зависимости скорости проходки от перепада давлений для разного типа пород 0, 3 м/час (Moffitt, 1991) Известняк 0 0, 7 1, 4 2, 1 2, 8 Перепад давлений, МПа

Особенности бурения на депрессии • При реализации вскрытия пласта на депрессии неизбежны кратковременные отклонения режима с повышением забойного давления выше пластового. Эти явления могут приводить к снижению эффективности строительства скважины на депрессии.

Оборудование при бурении на депрессии 4 Схема компоновки устьевого оборудования для бурения при несбалансированном пластовом давлении. (Тагиров К. М. , Нифантов В. И. , 2003 г).

фиолетовый цвет – стандартная система циркуляции; зеленый и желтый – дополнительная герметизированная система циркуляции под избыточным давлением для дросселирования газожидкостного потока и очистки его от шлама; оранжевый – автоматический блок дросселирования. 1 - плашечные превентора; 2 – превентор универсальный; 3 – превентор вращающийся; 4 – вибросита; 5 – желоб; 6 – емкости бурового раствора; 7 – буровой насос; 8 и 9 – датчики станции контроля параметров промывки на входе и выходе из скважины; 10 – блок дросселирования; 11 – станция автоматического регулирования давления на устье скважины (голубой); 12 – гравитационный сепаратор; 13 – шламовый амбар; 14 – емкость для сбора нефти и конденсата; 15 – линия глушения скважины; 16 – линия стандартной системы дросселирования; 17 - нагнетательная линия бурового насоса; 18 – всасывающая линия бурового насоса; 19, 25, 29 – запорная арматура (задвижка); 26 – манометры; 27 – регулируемый дроссель; 28 – емкость высокого давления;

Герметизатор Система герметизации устья скважины Универсальный превентор

Схема бурения с управляемым давлением в заколонном пространстве (Weatherford) Скважинные устройства • Вращающийся превентор • Забойный клапан Наземное оборудование • Устройства для сепарации в циркуляционной системе. • Оборудование для удаления из раствора и системы сбора углеводородных фаз. • В случае использования газообразной фазы оборудование для компримирования газообразноой фазы (воздух, выхлопные газы и др. ) или установка для получения азота.

Превентор устьевой вращающийся (Герметизатор) 1 корпус, 2 гайка байонетная, 3 корпус, 4 подшипник, 5 ствол, 6 - элемент уплотнительный, 7 уплотнение шевронное, 8 крышка, 9 фланец, 10 вкладыш, 11 насос, 12 привод. Вращающаяся головка не заменяет блок противовыбросовых превенторов.

Кольцевые противовыбросовые превенторы

Аппаратурно программный комплекс оперативного контроля параметров промывочной жидкости в закрытой циркуляционной системе при койлтюбинговом бурении. Комплекс контролирует : • на входе в скважину расход, плотность, давление, температуру. Для контроля расхода азота в нагнетательной линии азотной ус тановки монтируется газовый расходомер, измеряются давление, температура; • на выходе из скважины расход, плотность, температуру, элект ропроводность, давление; • на приемной емкости уровень, давление, раздел фаз нефти и воды; 1 на компенсационной емкости уровень; • на сепараторе расход азота на выходе, давление, температуру, концентрацию углеводородных газов.

Непрерывный контроль основных параметров промывочной жидкости на входе и на выходе из скважины (Р. М. Ахметшин, М. Г. Лугуманов, А. М. Вавилов //Аппаратурно програмный комплекс для оперативного контроля параметров промывочной жидкости в закрытой циркуляционной системе при колтюбинговом бурении. 2005). Промывочная жидкость из скважины через блок дросселирования, позволяющий регулировать давление на устье скважины, и пробоот борник поступает в гидроциклон. Здесь она освобождается от твердой фазы. После очистки ПЖ попадает в сепаратор, в кото ром происходит разделение жидкости и газа. Газ уходит на факель ную линию или на рассеивание в атмосферу, а жидкость сливается в приемную емкость. Искусственная поддержка давления в системе от 0, 1 до 0, 3 МПа обеспечивает последующую подачу раствора на вход бурового насоса. Приготовление бурового раствора производится в компенсацион ной емкости, откуда он перекачивается в приемную емкость или на прием бурового насоса. Аэрация промывочной жидкости осуществляется путем подачи азота в раствор азотным компрессором через газожидкостный инжектор, установленный на напорной линии бурового насоса.

заканчивания скважины на депрессии. Условия эффективного “Если продуктивный пласт вскрывается при забойной депрессии, то все последующие этапы заканчивания скважины должны соответствовать этой технологии”. Таким образом стратегия заканчивания на депрессии должна включать, кроме вскрытия продуктивного пласта на забойной депрессии, и поддержание забойной депрессии при: • спуске бурильной и эксплуатационной колонны, хвостовиков и других инструментов; • цементировании эксплуатационной колонны или хвостовика; • перфорации; • спуске колонны НКТ, забойных компоновок. • вызов притока. В настоящее время наиболее сложной задачей при реализации депрессионной стратегии является оборудование призабойной зоны скважины (крепление и цементирование колонн и хвостовиков)

Системы бурения на депрессии в зонах АВПД со спуском инструмента под давлением подъем или спуск колонны бурильных труб при закрытом превенторе (стриппинг) • • Преимущества – сохраняет отрицательное дифференциальное давление – позволяет спускать обсадную колонну при отрицательном дифференциальном давлении – бурение со спуском инструмента под давлением Недостатки низкая скорость Давление закрытия кольцевого превентора при с/п под давлением Во всех случаях когда бурильная колонна находится в движении для закрытия универсального (кольцевого) превентора выбирается минимальное давление до появления незначительной утечки между уплотнительным элементом и трубой. SHAFFER ограничивает протечки величиной 5 л/ мин.

Подземный клапан (DDV) Область Применения: • Позволяет осуществлять контроль скважины во время ремонтных работ. • Снимает необходимость использования жидкости глушения. • Предотвращает повреждение пласта вызванное использованием и уходом в пласт жидкости глушения. • Может быть использован с ЭЦН, ШГН в процессе работы скважины. • Уменьшает обратный крутящий момент на насос в процессе поглащения пластом рабочей жидкости. Красный цвет представляет жидкость глушения, голубой приток пластовой жидкости. Преимущества: • Возможность регулирования давления открытия и закрытия клапана. • Работа клапана не нуждается в системе гидравлического контроля, проводниковых кабелях и линиях, системе дистанционного управления или движении НКТ. • Состоит из надежных проверенных в нефтепромысловых условиях компонентов.

Забойный/подземный клапан Забойный контроль: Подземный клапан (DDV) Клапан закрыт • Доступ к забою без ограничений. • Защита пласта от загрязнений при СПО (Механический барьер устраняет необходимость глушения скважины). • Повышенная надежность • Выравнивание пульсации, вызывающей повреждение пласта Клапан открыт 22

Забойный клапан. Необсаженная часть ствола изолируется для избежания выбросов из скважины, при увеличении давления в обсаженной части ствола обеспечивается повторный вход в необсаженный ствол. Последовательность операций Спуск бурильной Выравнивание Бурение. Конец бурения. колонны до давления на Подъём колонны забойного клапане. до клапана Открытие (без клапана. противодавления (необходимость противодавления на устье ) на устье –спуск по стандартной технологии). Закрытое положение клапана. Извлечение колонны. (без противодавления на устье –спуск по стандартной технологии).

Клапан обсадной колонны КОК 168 (ООО «ПУРНЕФТЕГАЗ БУРЕНИЕ» ) Корпус 1 представляет собой стальную деталь с центральным проходным отверстием, соединенный с переводником 2. Во внутренней полости корпуса установлено сопло 3, подпружиненное пружиной 6 и седло 4, на котором установлена крышка 5, фиксированная упором 7; седло зафиксировано разрезным кольцом 8, герметизация обеспечивается резиновым кольцом 9. Применение клапана позволяет: • управлять давлением в скважине при спуске и подъеме скважинного оборудования • создавать механический барьер, исключающий необходимость в глушении скважины • поднимать бурильную колонну и КНБК на поверхность без необходимости создания противодавления на устье.

Международная ассоциация буровых подрядчиков использует следующую классификацию буровых флюидов, используемых при бурении на депрессии Классификационный признак, тип флюида (состав и плотность в кг/м 3) • Сжимаемые агенты и газожидкостные смеси Газ Воздух 1, 205 10 ; Азот 1, 16 10; Природный газ 0, 66 10 Увлажнённый газ 10 40 Пена Сухая 40 360; Влажная 360 830 Газированная жидкость >480 • Несжимаемые жидкости Жидкости На нефтяной основе>850; Эмульсионная> 850; На водной основе> 1000; облегчённые микросферическими добавками >780

Промывочные агенты и растворы, используемые при бурении на депрессии. • Сжимаемые агенты и газожидкостные смеси, Бурение с продувкой. Сухой воздух, инертный газ, азот, природный газ. Ограничения: водопритоки; неустойчивость ствола скважины; использование забойных двигателей; отсутствие системы измерений в процессе бурения, невозможность проходки сероводородных зон. Бурение с промывкой стабилизированным пенами. Преимущества (трёх фазных пен): плотность пены легко регулируется в широком диапазоне значений; низкая фильтрация в пористую среду Улучшение промывки ствола. Эффективность при большем водопритоке. Ограничения: коррозия; неустойчивость ствола скважины; химическая неустойчивость; утилизация отработанной воды; затраты на расходные материалы. Недостатки: Затруднения в блоке очистки и в насосном блоке при циркуляции пены. Бурение с промывкой забоя газожидкостными смесями Аэрированные растворы . Ограничения: неустойчивая система.

Минимальная концентрация кислорода в смеси кислорода, метана и азота, при которой смесь является взрывоопасной (Allan, 1994) Наличие кислорода в смеси взрывоопасность и активная коррозия 3, 5 7 10, 5 14 17, 5 21 Давление МПа с увеличением давления падает концентрация кислорода в смеси метана, кислорода и азота, при которой смесь будет взрывоопасной. Если применение азота производится для предотвращения возгорания в скважине, необходимо ограничивать концентрацию кислорода в системе. Нижний предел примерно равен 12% кислорода в нормальных условиях. Т. к. в скважине давление увеличено нижний предел взрывоопасности уменьшается примерно до 8%

Условия возникновения взрыва метана Разбуривание газового пласта с тяжёлыми фракциями с использованием воздуха может создать условия для возникновения пожара в скважине. Давление, МПА 2, 8 1, 4 ВОЗДУХ смесь газов, из которых состоит атмосфера Земли: азот (78, 09% по объему), кислород (20, 95%), благородные газы (0, 94%), углекислый газ (0, 03%) «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» , ПБ 08 624 03, от 20. 06. 03 г. , применение сжатого 0, 7 воздуха при ремонте и освоении скважин запрещено из за угрозы образования и воспламенения пожаровзрывоопасной смеси с углеводородными газами. Преимущества. Максимальные скорости проходки. Наименьшая стоимость. Отсутствие коррозии внутри бурильной. колонны. Коррозия наружной возможна при наличии влажности (см. применение туманообразующих веществ увлажненный воздух). Недостатки и проблемы применения. Пласты с водопроявлениями. Возможность пожаров в скважине. Увеличение стоимости на скважинах больших диаметров. Отсутствует противодавление на ствол скважины

Т Е Х Н И Ч Е С К И Е Х А Р А К Т Е Р И С Т И К И У с т а Содержание кислорода в н сгенерированном УНГ 8/15 газе о находится в пределах 9 11 %. в к а и м е е т ГАЗОБУСТЕРНЫИ РЕЖИМ Попутный Генерируемы Рабочая среда нефтяной (природный) й газ Абсолютное давление газа на 15 40 63 1 приеме, бар Максимальная 8 20 35 7 производительность по газу, м 3/мин Максим, давление нагнетания, 15 МПа Полезная мощность, к. Вт 125 НАСОСНЫЙ РЕЖИМ Максимальна производительность, 12, 7 дм /с Максимальное давление, МПа. 23 Полезная мощность к. Вт. 108 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ Емкость мерных 2 x 3. 2=6. 4 баков, м. З Габариты, мм. 10090 x 2500 x 3800 Масса, т 22

Самоходная азотная компрессорная станция СДА-20/251 Предназначена для получения из атмосферного воздуха взрывопожаробезопасной азотной смеси с содержанием кислорода не более 5% и сжатия ее до давления 25 Мпа (250 кгс/см 2) При работе в азотном режиме установка обеспечивает пожаро и взрывобезопас ные условия при контакте нагнетаемой азотной смеси с углеводородной средой Реализуемые установкой технологические режимы обеспечивают получение сжатого воздуха или азотной смеси следующих параметров: ■ сжатый воздух — производительностью 22 м 3/мин и конечным давлением 18 кгс/см 2; ■ сжатый воздух — производительностью 18 м 3/мин и конечным давлением 250 кгс/см 2; ■ азотная смесь — производительностью 20 м 3/мин и конечным давлением 250 кгс/см 2 с концентрацией кислорода от3% до 5%. Станция представляет собой автономную установку, смонтированную на шасси высокой проходимости МЗКТ 652712; все оборудование закрыто металлическим капотом. Преимущества и отличительные особенности: • • содержание кислорода в газовой смеси не более 5%; повышенная производительность по азоту по сравнению с аналогами; повышенная проходимость; Установка рассчитана на эксплуатацию при температуре окружающего воздуха от — 45°С до +40°С. • надежность работы в неблагоприятных климатических условиях; высокий ресурс работы станции, гарантийный период эксплуатации 18 месяцев, при наработке — 3 000 часов; • высокий ресурс газоразделительного блока — 30 000 часов.

Критерии выбора режима работы азотной установки • • Необходимые расходы азота, в основном, зависят от требований к степени очистки скважины, на них также оказывает сильное влияние как давление на забое скважины, так и наличие в коллекторе газов. Давление на забое скважины будет определять количество азота, необходимого для создания режима бурения на депрессии при работе с аэрированным или содержащим азот буровым раствором. Присутствие в коллекторе газа может уменьшить гидростатическое давление столба флюида, а также может понизить пределы взрывоопасное смеси в том случае, если в коллекторе присутствует сероводород. Присутствие газов в коллекторе может как повысить, так и понизить количество необходимого для бурения скважины азота. При работе с аэрированными (или содержащими азот) буровыми растворами необходимо обеспечивать, с целью устранения коррозии, минимальный уровень кислорода. Это особенно важно, если жидкая фаза бурового раствора содержит соленую воду в любом количестве. Точно также, степень чистоты азота выбирается, исходя из свойств имеющихся в коллекторе углеводородов для предотвращения возгораний и взрывов в скважине. Она может быть установлена на таком уровне, который позволяет избежать коррозии. Если содержание азота на требуемом уровне обеспечить нельзя, то в систему промывки следует добавлять ингибиторы коррозии. Экономический анализ установит , что более выгодно обеспечить необходимую степень чистки азота или увеличивать концентрацию ингибиторов в буровом растворе.

Производительность мембранной установки получения азота и чистота азота (находятся в обратной зависимости). Рабочий диапазон Максимальная теоретическая эффективность установки равна 78% (эффективность установки определяется как отношение объема азота на выходе установки к объему воздуха, поступающего на вход установки). Если чистота азота 92 %, то эффективность работы установки будет, примерно, 60%. При ограничениях на содержание кислорода выходного потока (это означает рост чистоты азота) повышается чистота вырабатываемого азота и снижается объем на выходе установки

• Газовые дисперсии. Увлажненный воздух, азот или природный газ с водой или буровыми растворами. Преимущества. Возможность бурения в увлажненных породах. Как правило, подавляет скважинные возгорания. Недостатки и проблемы применении. Более низкие скорости проходки, чем при использовании сухих флюидов. Большое потребление газа или воздуха. Влажность служит причиной коррозии бурильных труб при работе с атмосферным воздухом. Факты полного разрушения в течение нескольких часов колонны бурильных труб вызывали серьезные опасения в возможности развития бурения с очисткой сжатым воздухом. Однако современные высокотехнологичные вещества обеспечивают отличную защиту от коррозии скважинного инструмента, бурильных и обсадных труб. Влагосодержание может привести к нестабильности сланцевых пород. Отсутствует противодавления на ствол скважины. Различия между сухим воздухом, влажным воздухом, газовой дисперсии, пеной и аэрированными буровыми растворами практическом применении на буровой легко преодолеваются. Каждый из этих типов флюидов при определенных условиях переходит в другой.

• Пены Преимущества Дополнительная выносящая способность. Возможность изменять давление в скважине. Возможность точно отслеживать в стволе скважины. Необходимы меньшие объемы газа. Пены способны удалять из скважины значительно больше воды и пластовых жидкостей. Кроме того, пены значительно лучше очищают скважину от шлама, удаляя более крупные частицы породы. Т. к. качество пены в большей степени зависит от вязкости, чем от скорости, использование пен требует меньших мощностей. Недостатки и проблемы применении Сложность оборудования для приготовления пен. Работа в коллекторах с водопроявлениями. Возможность коррозии бурильных труб при давление использовании воздуха. Возможны проблемы с утилизацией пены. Для повторного использования пены требуется установка дополнительного оборудования на буровой площадке. Нет пен на углеводородной основе. Т. к. вся подаваемая в скважину пена должна быть приготовлена с использованием новой жидкости, а жидкость это обычно не просто вода, стоимость пены сравнительна высока. Нестабильность является свойством, органически присущим пенам Постоянная стабилизация пены необходима для сохранения функциональных свойств пены в системе очистки скважины. .

Фазовая непрерывность флюидов Увлажненный воздух (97 – 100% воздуха) Качество пены определяется параметром, который вычисляется как процентное объемное содержание газа в общем объёме двухфазового флюида. Пена, как и другие многофазовые жидкости, обладает свойством сжимаемости. При увеличении давления параметр качества пены уменьшается. Увеличение давления приводит к уменьшению объема газовой фазы флюида при сохранении объема жидкой фазы. Поэтому качество пены в забойных условиях и на устье скважины отличаются в очень большой степени.

Выносная способность пены Т. к. пена способна очищать скважину и при более низких скоростях потока, требуются меньшие объемы сжатого воздуха или газа, чем при очистке просто газом или увлажненным воздухом. Следовательно, нужны компрессоры меньшей мощности, что позволяет экономить топливо и снизить стоимость аренды компрессорного оборудования. При качестве пены выше 80% (меньше 20% объема флюида занимает жидкость) флюид будет иметь наилучшую выносную способность. При промывке скважины стабильной пеной, достаточно крупные частицы шлама могут оставаться во взвешенном состоянии даже в случае прекращения циркуляции и отпадает необходимость предварительной очистки ствола скважины от забоя до устья.

Диаграмма качества пены (Walton and Gu, 1996) Для регулировки параметров качества пены необходимо поддерживать оптимальные соотношения объемов закачки в скважину жидкости и газа. Однако, расширение газа в затрубном пространстве на устье скважины при атмосферном давлении, не позволяет сохранять правильные параметры пены вблизи устья. По диаграмме можно определяется области скоростей подачи газа и жидкости, при которых пена будет иметь необходимое качество по всему 100 куб. фут. /мин=0, 047 м 3/с; 1 бар. /мин= 0. 159 м 3/мин стволу скважины. Значения параметров могут изменяться для конкретных условий (увеличиваться в 1, 5 2 раза) С целью поддержания проектной величины депрессии производится расчёт программы промывки в системе «скважина пласт» . Однако, практика бурения показывает, что при наращивании и спуско подъёмных операциях давление в системе «скважина пласт» может существенно отклоняться от проектной величины.

Методы газирования • Воздухоазотная смесь или природный газ. • Нагнетание в бурильную колонну • Спуск паразитной колонны • Труба для упрочения обсадной колонны или концентрическая труба К основным достоинствам газированных буровых растворов следует отнести: • Возможность создания и поддержания депрессионных условий бурения в широком диапазоне пластовых давлений; • Улучшенная очистка забоя от шлама и его транспортировка. К их основным недостаткам относятся: • • Необходимость привлечения дополнительного оборудования и его высокая суточная стоимость (до 20000 30000 $). Как показывает промысловый опыт, стоимость жидкого азота, а так же оборудования для его транспортировки и подачи в скважину может достигать до 25% от общей стоимости строительства скважины. Усложнённые расчёты гидравлической программы бурения; Необходимость использования газа (азота) с содержанием кислорода не более 5%; Возможные проблемы с поддержанием горения газа на факельном стояке при значительном расходе азота.

Одним из способов ограничения скачков давления на забое после выполнения наращивания является прекращение подачи жидкости и закачка только газа до полного заполнения колонны бурильных труб. В этом случае после выполнения наращивания первым флюидом в затрубном пространстве становится газ, который компенсирует вес дегазированного бурового раствора. Существует несколько вариаций этой методики. Подача жидкости может быть прекращена, а колонна бурильных труб заполнена газом только до уровня верхнего обратного клапана. Метод работает хорошо только при быстром выполнении наращиваний. Могут быть использованы следующие варианты: Подача жидкой фазы прекращается и колонна бурильных труб полно стью заполняется газом, затем в трубу подаётся буровой раствор до верх него обратного клапана. Подача жидкой фазы прекращается и некоторое количество газа нагнета ется в кольцевое пространство. Обычно заполняется примерно 300 мет ров кольцевого пространства. Цель этих процедур состоит в компенсации веса дегазированного флюида в верхней части скважины. Такая же идея используется при спуско подъёмных операциях. Колонна бу рильных труб заполняется газом вместе с достаточным участком затрубного про странства для разгрузки скважины. Дифференциальное давление при этом не много отрицательное, т. е. сохраняется режим ОПД.

Нагнетание воздухоазотной смеси (в бурильную или паразитную обсадную колонну) 1. Нагнетение в бурильную колонну • Самое простое и экономичное применение • Трудности в управлении забойным давлении при спускоподъемн ых операциях • Использовать навигационный прибор или инклинометрию 2. Нагнетание газа между обсадной и «паразитной» колоннами • Дополнительные затраты. • Гидродинамический перепад давления ограничен глубиной спуска обсадной колонны. • Надежный контроль забойного давления при спускоподъемных операциях. • Допускает пульсацию бурового раствора Для предупреждения больших перепадов давления при наращивании и спускоподъёмных операциях используются дополнительные порции газа, инжекторные переводники, паразитные, дополнительные или параллельные колонны.

• Спуск паразитной колонны в составе технической колонны в основном используется при строительстве новых скважин. Паразитная колонна крепится на внешней стороне обсадной колонны спускаемой и цементируемой в кровле продуктивного горизонта. Глубина установки выходного отверстия паразитной колонны (во внутреннее пространство обсадной колонны) выбирается расчётно и зависит от величины пластового давления. В процессе работы закачка газа (азота) осуществляется в паразитную колонну с последующим его выходом в кольцевое пространство между колтюбингом и обсадной колонной. • Спуск паразитной колонны в составе НКТ или не цементируемой обсадной колонны данная технология используется при строительстве, как новых скважин, так и боковых стволов. Паразитная колонна крепится на внешней стороне НКТ (или обсадной колонны) спускаемых на расчётную глубину. • После завершения скважины бурением, паразитная колонна совместно с НКТ (или обсадной колонной) извлекается на поверхность с последующим спуском лифтовой колонны. В идеальном случае указанные операции выполняются без глушения скважины.

Требования к параметрам систем очистки сжимаемыми флюидами В таблице приведены необходимые скорости подачи газа и жидкости для нормальной степени очистки и соответствующие этим значениям скорости потока в кольцевом пространстве для разных типов флюидов и скважины диаметром от 7 7/8 дюйма до 8 1/2 дюйма.

• Аэрированная вода или нефть Преимущества. Отсутствует или минимальна возможность возгораний в скважине. Отсутствие или малая степень коррозии при использовании чистой воды. При использовании аэрированной нефти (сырой или дизельного топлива) полное отсутствие коррозии. Недостатки и проблемы применении Существенная проблема скачки давления. Потенциальная опасность коррозии от воздействия пластовых или соленых вод. Потенциальная возможность коррозии при смешивании сероводорода с водой • Аэрированные буровые растворы Преимущества. Обладает преимуществами буровых (плотность, образование фильтрационной корки, ингибирование). Легко в случае необходимости повысить плотность бурового раствора. Ограниченный набор необходимого оборудования на буровой. Недостатки и проблемы применении. Увлажняет породу растворов. Сильная вероятность коррозии бурильных труб. Скачки и перепады давления

• Несжимаемые промывочные растворы, используемые при бурении на депрессии. Бурение с промывкой забоя жидкими буровыми растворами. Облегчённые (напр. , несжимаемыми полыми микросферами) промывочные растворы. Преимущества: отсутствие необходимости в компрессорах; минимальные погрешности в гидравлических расчётах, обеспечивает гидравлический канал связи для контроля процесса бурения. Недостатки: ограниченность состава раствора и режимов циркуляции, снижение механической скорости проходки. Бурение с промывкой забоя углеводородными буровыми растворами или инвертными эмульсиями. Преимущества: Просты в использовании Не увлажняет пласты. Нет скачков и перепадов давления. Недостатки и проблемы применении: Большая стоимость. Необходимость выполнения экологических правил и законодательства.

Буровые растворы облегчённые микросферическими добавками. • • Стеклянные микросферы совместимы практически со всеми традиционно применяемыми буровыми растворами и легко с ними смешиваются. Микросферы практически не подвержены разрушению при их циркуляции через забойные двигатели и шарошечные долота; Суммарный расход микросфер соответствовал ожидаемому уровню; Практически по всем интервалам бурения теоретический вес раствора соответствовал замеренным значениям. С целью исключения флотации микросфер в приёмных емкостях, раствор постоянно поддерживался в движении посредством гидромониторного перемешивания. Раствор экологически безвреден и является единственным типом несжимаемого бурового флюида, работающего в диапазоне плотностей от 780 до 830 кг/м 3. По оценкам американских исследователей стоимость облегчённого микросферами раствора (с учётом затрат на компенсацию их потерь в процессе бурения) сопоставима со стоимость растворов на нефтяной основе. При этом суммарные финансовые затраты на скважину, от использования данного типа раствора, значительно ниже, чем при использовании газированных растворов.

Газонаполненные микросферы порошок, состоящий из отдельных полых частиц сферической формы, размером 8 200 мкм (преимущественно 12 125 мкм), вырабатываемых из боросиликатного стекла. Плотность микросфер колеблется в пределах 200 380 кг/м 3, а прочность на сжатие от 6 до 50 МПа в зависимости от вида. Отмечены следующие результаты обработки полиакрилатного раствора микросферами (Киршин В. И. ): • • С увеличением объёмной концентрации в растворе микросфер от 0 до 50% его плотность падает, достигая 720 кг/м 3; Реология облегчённого микросферами раствора подобна базовому раствору. При изменении объёмной концентрации микросфер с 0 до 40% пластическая вязкость возрастает с 12 до 60 ср, а динамическое напряжение сдвига с 3, 83 до 8, 62 к. Па; Водоотдача раствора уменьшается с 8, 3 до 6, 2 см 3/ЗО мин при росте концентрации микросфер с 0 до 25%. Дальнейшее увеличение концентрации до 40% приводит к незначительному росту водоотдачи, достигая 6, 5 см 3/30 мин; Пластическая вязкость, а так же динамическое и статическое напряжение сдвига, облегчённого микросферами раствора, возрастают с увеличением концентрации твёрдой фазы (шлама). Однако введение от 0, 7 до 2, 8 кг/м 3 понизителя вязкости приводит к их снижению до приемлемых значений; Долговечность микросфер и процент их возврата в циркуляцию являются определяющими при оценке экономической эффективности применения облегчённого раствора на основе данной облегчающей добавки. По оценке американских исследователей возврат в циркуляцию более 50% микросфер в большинстве случаев делает раствор конкурентным аэрированным буровым растворам; Для очистки растворов рекомендовано использование вибросит с размером ячеек менее 100 меш (диаметр отверстия 0, 149 мм), теоретически обеспечивающих 100% пропуск микросфер; Установлено, что традиционное оборудование, используемое при очистке бурового раствора, включая гидроциклоны и центробежные насосы, не оказывает разрушающего воздействия на микросферы.

Основными оцениваемыми показателями (данными) при выборе бурового флюида, являются: • Совместимость бурового флюида со вскрываемыми породами: • Совместимость бурового флюида с пластовыми флюидами: • Качество очистки ствола скважины: • Влияние на забойные условия и технологию: • Требования охраны труда, промышленной и экологической безопасности: • Температурный фактор: • Коррозионная активность бурового и пластового флюидов: • Наличие необходимых компонентов.

Совместимость бурового флюида со вскрываемыми породами: • • • данные кернового материала или/и шлама; геофизические данные; результаты исследований на растровом микроскопе и дифракции рентгеновских лучей; • результаты лабораторных тестов на совместимость (тест на набухание, реактивность сланцев, сохранённая проницаемость); • информация по близлежащим скважинам, включая данные газового каротажа; • данные по пробуренным скважинам, в том числе на репрессии, Совместимость бурового флюида с пластовыми флюидами: • анализы образцов Пластовых флюидов; • анализы смесей пластовых флюидов (нефть, газ, вода); • результаты испытаний эмульсий на стойкость; • результаты испытаний бурового и пластового флюидов на стабильность; • данные по взрывоопасным концентрациям газовых смесей; • результаты тестов на ухудшение коллекторских свойств пласта. Качество очистки ствола скважины: • проектный профиль скважины; • ожидаемая механическая скорость бурения; • диаметр шлама и плотность вскрываемых пород; • способность флюида к переносу шлама; • наличие потенциальных зон поглощения бурового флюида; • ожидаемая конфигурация скважины по стволу.

Влияние на забойные условия и технологию: • технология создания депрессионных условий (паразитная колонна, концентрическая колонна, закачка газожидкостной смеси с устья и пр. ); • способ передачи информации; • гидравлические характеристики забойного двигателя; • планируемые методы геофизических исследований. Требования охраны труда и техники безопасности: • лимитирующие показатели воздействия газовых и жидкостных компонентов; • предъявляемые требования к конструкции оборудования; • квалификация персонала; • необходимость разработки качественной методики оценки (анализа) риска; • необходимость разработки плана действий при аварийных ситуациях; • действующие процедуры транспортировки материалов, их хранения и погрузки разгрузки. Воздействие на окружающую среду: • соответствие характеристик флюида местным правилам и инструкциям заказчика; • виды и объёмы отходов бурения; • процедуры утилизации бурового флюида, шлама, добываемых флюидов.

Температурный фактор: • данные по изменению температуры с глубиной; • температура вспышки жидкости; • рабочие температурные характеристики наземного и забойного оборудования; • температурные границы стабильности бурового флюида. Коррозионная активность бурового и пластового флюидов: • характер и степень их влияния на наземное и забойное оборудование; • прогнозное количество растворённого кислорода в буровом флюиде; • наличие и концентрация СО 2 и H 2 S в пластовом флюиде; • минерализация бурового и пластового флюидов; • температура и давление по стволу; • время контакта с оборудованием; • совместимость с эластомерными элементами используемого оборудования; • действующие требования по контролю за коррозией. Наличие необходимых компонентов: • вода; • нефть; дизельное топливо; • азот; природный газ и пр.

Схема принятия проектных решений по строительству скважин в условиях депрессии ( Киршин В. И. )

КОЙЛТЮБИНГОВОЕ БУРЕНИЕ

Г и б р и д н а я б л о

Гибридная колтюбинговая установка в интегрированном исполнении 1 вышка, грузоподъёмностью 1334, 5 к. Н; 2 коилтюбинг; 3 помещение для барабана; 4 кабина управления; 5 инжектор с тяговым усилием 445 к. Н Установка полностью автономна, выполнена в северном исполнении и включает в себя подинжекторное основание, вышечио лебёдочный модуль, силовой блок, барабан с гибкой трубой, кабину управления, систему приготовления и обработки бурового раствора, насосный блок, установленные на одном шасси. Установка имеет следующие технические характеристики: общий вес 6671 к. Н; грузоподъёмность вышечно лебёдочного блока 1334 к. Н; тяговое усилие инжектора 441 к. Н; диаметр колтюбинга 60, 3 мм.

Состав оборудования при депрессионном вскрытии на гибких НКТ

Б У с г и б к о й

Что такое койлтюбинговое бурение? • Койлтюбинговое бурение Использование ГНКТ (непрерывной трубы), намотанной на барабан, совместно с забойнной компановкой, для углубления забоя скважины Для направленного бурения имеются системы MWD / LWD (гидравлическая и кабельная телеметрия).

• Депрессионное вскрытие • Система с гибкой НКТ может использоваться как самостоятельная установка для бурения на депрессии либо как вспомогательное устройство для буровой установки. • Особенно эффективна при бурении с высоким давлением на устье • Отсутствие замковых соединений позволяет создать условия для непрерывного отрицательного дифференциального давления при бурении, наращивании и спуско подъёмах бурильной колонны • Ввиду отсутствия вращения колонны образуется более крупный шлам, который используется при геофизическом анализе на гибких НКТ

КОЙЛТЮБИНГОВОЕ БУРЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН 1 1 1 2 Использование ГНКТ (непрерывной трубы), намотанной на барабан, совместно с забойнной компановкой, для углубления забоя скважины. Для направленного бурения имеются системы MWD / LWD (гидравлическая и кабельная телеметрия). Типы койлтюбинговых установок для бурения Гибридная койлтюбинговая установка в интегрированноми (1) и блочном (2) исполнении

Б У с г и б к о й н е п

О С О Б Е Н Н О С Т И Б У Р Е Н И Я С

К основным техническим характеристикам бурового койлтюбингового комплекса относятся: • Ёмкость барабана для выбранного диаметра трубы; • Развиваемое инжектором тяговое усилие обычно для целей бурения используются установки с тяговыми показателями инжектора не ниже 60000 фунтов (27300 кгс); • Развиваемое инжектором заталкивающее усилие (обычно 50% от тяговой характеристики) важный показатель, определяющий технические возможности установки по созданию требуемой нагрузки на долото и проведению иных внутрискваженных операций под давлением; • Рабочее давление в настоящее время, подавляющее большинство колтюбинговых установок выпускается на рабочее давление 10000 psi (68, 9 МПа), Для операций связанных с устьевыми давлениями, превышающими 68, 9 МПа, используются установки с рабочим давлением 15000 psi (103, 4 МПа).

Забойные компоновки для бурения вертикальных скважин и неориентированного бурения наклонных скважин • состоят в основном из элементов являющихся общепринятыми для КНБК применяемых при традиционном бурении и обычно включают в себя долото, забойный двигатель, обратный клапан (опция), УБТ, аварийный разъединитель, невращающийся соединитель, обратный клапан и соединитель (коннектор) с койлтюбингом. Нагрузка на долото при бурении вертикальных скважин создаётся 75% веса УБТ, обеспечивающих нахождение койлтюбинга в растянутом состоянии и поддерживающих вертикальность ствола скважины за счёт маятникового эффекта. Выбор размера утяжелённых бурильных труб зависит от диаметра применяемых долот. Рекомендуемые значения Диаметр скважины, мм Диаметр УБТ, мм Более 152, 4 120, 6 98, 4 120, 6 79, 4 Менее 95, 3 73

Компоновка низа бурильной колонны Эффект выпучивания ГНКТ в горизонтальных участках

Забойная компоновка гибкой НКТ (койлтюбинга) к элементам койлтюбинговой забойной компоновки относятся: • коннектор предназначен для соединения койлтюбинга с забойной компоновкой, Существуют несколько типов коннекторов. • обратный клапан предназначен для предотвращения поступления пластовых и буровых флюидов во внутритрубное пространство койлтюбинга. • Аварийный разъединитель предназначен для управляемого разъединения койлтюбинга и забойной компоновки при возникновении аварийных ситуаций связанных с прихватом КНБК • Циркуляционный клапан устанавливается выше забойного двигателя и предназначен для увеличения производительности промывки вкольцевом пространстве скважины или восстановления циркуляции в случае её потери. Срезной разъединитель 1 шлицевое зацепление; 2 ловильная выточка; 3 срезной винт Шаровой обратный клапан 1 посадочное седло; 2 шар; 3 пружина Коннектор 1 — койлтюбинг; 2 резьбовые отверстия под винты; 3 корпус; 4 кольцевые уплотнения

Бурение с использованием колонны гибких труб

Забойные компоновки при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин, боковых стволов содержат кроме обязательных элементов ориентатор (обеспечивающий позиционирование угла установки отклонителя) и телеметрическую систему. Забойные компоновки обычно собираются из отдельных модулей, что позволяет осуществлять их оснащение в зависимости от типа управляющих забойных систем: При наклонно-направленном и горизонтальном бурении используются один из трёх типов управляющих забойных систем: 1. Безкабельные включают в себя телеметрическую систему (MWD/LWD) с гидравлическим (электромагнитным) каналом связи и гидравлический ориентатор устанавливаемый над телесистемой. 2. Забойне компоновки, оснащённые телеметрическими системами с электромагнитным каналом связи, способные работать с многофазными потоками. И гидравлическим ориентатором. 3. Кабельные (типа Coil. Trak. IM компании Baker Hughes INTEQ или VIPER компании Schlumberger) включают в себя телеметрическую систему (MWD/LWD) с кабельным каналом связи и электрический ориентатор. В случае необходимости телесистема может быть оснащена датчиками нагрузки на долото, внутритрубного и затрубного давлений, вибрации.

28. 11. 09 Добавить наработку на отка Опасности возникновения предельных усталостных напряжений при использовании ГНКТ 1. 2. 3. 4. 5. 6. Радиус направления Радиус барабана Внутреннее давление Диаметр колонны гибких НКТ Толщина стенки колонны гибких НКТ Свойства материала колонны гибких НКТ

Гибкие НКТ Койлтюбинговая труба должна работать в пределах рабочего диапазона • • • растягивающих нагрузок, внутренних и наружных избыточных давлений, определяемых с учётом степени износа колонны и её физического состояния на момент производства работ. Подавляющее большинство койлтюбингов выпускается из модифицированных высокопрочных низколигированных углеродистых сталей А 606 Туре 4 и А 607, обладающих хорошей свариваемостью и стойкостью к атмосферной коррозии, превышающей в 4+5 раз показатели углеродистых сталей. Титановые колтюбинги выпускаются в диапазоне диаметров от 25, 4 до 60, 3 мм, с толщиной стенки 2, 1 = 3, 96 мм. Титановые колтюбинги стойки к коррозионному, абразивному и эрозионному износу. Идеально подходят для работ с H 2 S. Усталостная прочность Smart. Pipe более чем в 100 раз превышает показатели стальных аналогов. К основным недостаткам композитных труб следует отнести их высокую стоимость (в 4 6 раз выше стоимости стального колтюбинга), низкое сопротивление к винтовому и продольному изгибу (в 10 раз ниже, чем у стальных аналогов), ограничения по температурным условиям эксплуатации (129°С), трудности с ремонтом колонн и их перерезанием срезными превенторами, необходимость использования специальных инжекторов.

Что необычного в колоннах гибких НКТ? • При использовании труба испытывает пластические деформации при изгибе Барабан Направление или S -образная направляющая

Основные усталостные показатели • • • Радиус изгиба направления Радиус изгиба барабана Внутреннее давление Диаметр колонны гибких НКТ Толщина стенки колонны гибких НКТ Свойства материала колонны гибких НКТ

Зависимость наработки на отказ колонны гибких НКТ от радиуса изгиба Наработка на отказ (количество спускоподъемов) (материал с пределом прочности 70000 psi, давление 3000 psi, колонна гибких НКТ наружным диаметром 1, 75 дюймов и толщиной стенки 0, 134 дюйма) Типичный Радиус изгиба барабана и направления, дюйм

Зависимость наработки на отказ колонны гибких НКТ от внутреннего давления Наработка на отказ (количество спускоподъемов) (материал с пределом прочности 70000 psi, колонна гибких НКТ наружным диаметром 1, 75 дюймов и толщиной стенки 0, 134 дюйма, радиус изгиба 72 дюйма) Внутренне давление, psi

Зависимость наработки на отказ колонны гибких НКТ от диаметра колонны Наработка на отказ (количество спускоподъемов) (материал с пределом прочности 70000 psi, давление 3000 psi, радиус изгиба 72 дюйма) Диаметр колонны гибких НКТ, дюйм

Зависимость наработки на отказ колонны гибких НКТ от толщины стенки НКТ Наработка на отказ (количество спускоподъемов) (материал с пределом прочности 70000 psi, давление 3000 psi, колонна гибких НКТ наружным диаметром 1, 75 дюймов, радиус изгиба 72 дюйма) Толщина стенки, дюйм

Влияние овальности колонны гибких НКТ на сминающее давление Сминающее давление, psi Овальность НКТ 1, 5", толщина стенок 0, 095" в скважине 3" Осевое усилие на колонны гибких НКТ, фунт-силы

О С Н О В Н Ы Е Т Р Е Б О В А Н И Я , П Р Е Д Ъ Я

Система бурения на гибких НКТ на депрессии Преимущества • • • Быстрый спуск и подъем (скорость спуска и подъема до 1 м/с) Простота поддержания заданного уровня эквивалентных плотностей циркуляции бурового раствора Можно не прерывать циркуляцию при спуско подъемных операциях Телеметрические приборы спускаются в гибкую НКТ на кабеле и не зависят от бурового раствора Возможность безопасного проведения операций, когда затрубное пространство находится в рабочем состоянии Меньше манипуляций с трубой, меньше вредного шума, меньше разливов нефти Возможно дистанционное управление операциями Более безопасное бурение на депрессии Возможность использования кабеля системы сбора данных в забое в реальном масштабе времени Увеличена скорость бурения в мягких пластах благодаря отсутствию соединения Более высокое качество каротажной диаграммы Быстрая мобилизация и быстрый монтаж

Система бурения на гибких НКТ на депрессии • • Недостатки Усталостные явления в гибкой НКТ укорачивают срок ее службы В горизонтальных скважинах возникает проблема очистки ствола (отсутствует вращение) Ограничение диаметра ствола. Ограничение максимальной глубины спуска ( зависит от интенсивности искривления скважины и от диаметра обсадной трубы). Для спуска хвостовика и заканчивания скважины может потребоваться буровая установка. Вращение всех элементов – и при бурении, и при ловильных работах – осуществляется забойным двигателем. Нагрузка на долото невелика, но может быть добавлена УБТ. Ограничение растягивающего усилия (Сила тяги).

• Бурение на режиме местной циркуляции (без выхода циркуляции на поверхность). Местная циркуляции создаётся забойным насосом и поток промывочной жидкости не выходит на поверхность. Промывочная жидкость, нагнетаемая насосом, транспортирует шлам выбуренной породы от забоя вдоль кожуха забойного шламосборника. Выше кожуха, за счёт резкого падения скорости восходящего потока при увеличении площади кольцевого пространства, шлам оттесняется от периферии и осаждается внутри шламосборника. Очищенная жидкость всасывается насосом и направляется к долоту. Особенности технологии Отсутствие выбора; высокое содержание H 2 S Потеря циркуляции Преимущества Отсутствие течения к поверхности Недостатки Отсутствие выхода бурового раствора на поверхность и шлама

Графическое отображение данных бурения на депрессионном режиме (данные работы койлтюбинговой установки на месторождении Югомашевское, скв. 5224) Т. О. депрессионный режим бурения не исключает пульсацию давления на забое.

Бурение с местной циркуляцией Схема работы забойного двигателя со шламоуловителями

Принцип действия беструбного электробура для бурения с местной циркуляцией

Пример расчёта для скважины глубиной 2235 м (Рпл=16 МПа, Нст=1700 м) • Буровой раствор, плотностью 1060 кг/м 3 гидростатическое давление на забой = 23, 7 МПа перепад давления, необходимый для движения вязкопластичной жидкости по затрубному пространству = 2, 02 МПа; суммарное давление оказываемое на забой (пласт) скважины в момент ее заканчивания = 25, 7 МПа. • Раствор на углеводородной основе, плотностью 860 кг/м 3 гидростатическое давление на забой = 19, 2 МПа перепад давления, , необходимый для движения вязкопластичной жидкости по затрубному пространству = 1, 04 МПа суммарное давление оказываемое на забой (пласт) скважины в момент ее заканчивания = 20, 2 МПа. • Метод «местной» циркуляции гидростатическое давление на забой ( Н ст=1700 м и ρ=1060 кг/м 3) 18, 02 МПа (Нст=1700 м и ρ=0, 86 кг/м 3) 14, 62 перепад давления, , необходимый для движения вязкопластичной жидкости по затрубному пространству 1, 01 МПа для бурового раствора и 0, 91 МПа для РУО суммарное давление оказываемое на забой (пласт) скважины в момент ее заканчивания = 19, 03 МПа (если ρ=1060 кг/м 3) или 15, 53 (если ρ=0, 860 кг/м 3)

Бурение на режиме шапки бурового раствора Метод, разработанный для продолжения бурения, когда бурение на режиме притока (1) создает давления на устье выше рабочих пределов давления превентора или наземного оборудования или (2) плотность раствора глушения приводит к потере циркуляции. Очень похоже на бурение с местной циркуляцией • Особенности технологии – Отсутствие выбора; высокое содержание H 2 S – Потеря циркуляции • Преимущества – Отсутствие течения к поверхности • Недостатки Отсутствие выхода бурового раствора на поверхность и шлама

Принципиальная схема расположения оборудования для бурения на депрессии (ООО «ПУРНЕФТЕГАЗ БУРЕНИЕ» ) Буровой насос Скважина 10 Азотная установка 1 11 Эжектор 9 Сепаратор 4 2 3 Компенсационная емкость 7 5 8 Шламоотделитель Блок дросселирования 12 6 Модуль пробоотборника Приемная емкость Блок приготовления и подачи хим. реагентов

Г о р и з о н т а л ь

Бурение на режиме притока • Преимущества: – Нет необходимости в компрессорах. – Возможность управления и смены режима в процессе бурения. – Оценка продуктивности пласта в процессе его вскрытия. • Затруднения: – Промывка ствола скважины и снижение механической скорости проходки. – Утилизация добытой нефти и газа. • Ограничения: Высокие давления в кольцевом пространстве. Неопределенность пластовых давлений. Неустойчивость ствола скважины. Схема обвязки наземного оборудования при бурении на режиме притока.

Проектирование обсадной колонны при бурении на депрессии. • Давление в обсадной колонне скважины, пробуренной с продувкой газом, принимается равным 0 • Запас прочности: – Скважина, заполненная флюидом 1, 125 – Скважина, бурящаяся с продувкой газом 1, 20. • Другие факторы – Износ обсадных труб – Коррозия. – Оба фактора ведут к уменьшению стенки обсадной колонны.

Результативность вскрытия пластов на депрессии. (данные ООО Буровая компания «Евразия –Пермь» и ОАО "РИТЭК"): Сопоставительный анализ в группах скважин со сходными по данным геофизики фильтрационно емкостными параметрами продуктивных зон, пробуренных по обычной технологии и на депрессии показал, что: * среднесуточные дебиты скважин, вычисленные за первые 6 месяцев эксплуатации, при вскрытии пласта на депрессии выше, чем по скважинам, пробуренным по обычной технологии; * кратность увеличения дебитов зависит от фильтрационно емкостных характеристик коллекторов, уменьшаясь с их увеличением от 3, 9 — 4, 2 до 2, 3 раз; * стоимость строительства скважин при вскрытии пластов на депрессии выше, чем при бурении по традиционной технологии в 1, 4 раза. Это значит, что кратность увеличения дебита выше, чем удорожание строительства скважины с вскрытием пластов на депрессии. • результаты по дебитам полученные в терригенных коллекторах сопоставим или несколько выше полученных при использовании обычной технологии. (ООО Буровая компания «Евразия –Пермь» )

Технология заканчивания на депрессии требует: • В случае оборудования забоя зацементированной колонной: – Спуск на депрессии эксплуатационной обсадной колонны, хвостовиков и другого забойного оборудования. – Цементирование эксплуатационной обсадной колонны или хвостовика на депессии. При освоении скважины – Спуск на депрессии колонны НКТ и забойных компоновок – Перфорация на депрессии – Вызов притока без начального повышения давления

Вопросы для самопроверки и контроля. 1. 2. 3. 4. 5. Какая величина депрессии допускается при вскрытии пласта бурением на депрессии? Какие дополнительные элементы оборудования применяются при бурении на депрессии ? Каким образом предупреждается образование взрывоопасных смесей при бурении на депрессии с применением сжимаемых промывочных агентов ? Преимущества и недостатки применения гибких труб для бурения на депрессии ? Как очищается буровой раствор от шлама при бурении с местной циркуляцией ?