какая система очистки раствора применяется при бурении на равновесии и депрессии
Бурение скважин на депрессии и репресии
Бурение скважин на депрессии (UBD)- это технология бурения с отрицательным дифференциальным давлением в системе скважина-пласт, когда пластовое давление превышает давление столба жидкости в скважине.
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 (ПЗП);
— 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.
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.
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.
В настоящее время наиболее распространено бурение на репрессии, когда давление столба жидкости в скважине превышает пластовое давление.
Бурение на репрессии эффективно на скважинах незначительной глубины и в неустойчивых грунтах.
Недостатком является относительно быстрое снижение дебита.
Это происходит при кольматации (закупоривании), независимо от используемого инструмента и типа бурового оборудования.
Приток под контролем
Бурение на депрессии — современная технология строительства скважин, которая позволяет более эффективно разрабатывать сложные запасы.
При традиционном способе бурения плотность бурового раствора подбирают так, чтобы давление жидкости в скважине (забойное давление) было выше пластового. Столб бурового раствора задавливает нефть и газ, находящиеся в пласте, не позволяя им вырваться наружу и создать риск аварии.
Чтобы продолжать бурение дальше, нужно удерживать равновесие между поглощением раствора и притоком в скважину пластового флюида — давление в пласте и в скважине должно быть одинаковым. На практике забойное давление делают чуть ниже, позволяя нефти и газу поступать в скважину, но происходит это под жестким контролем, так, чтобы скважина не начала фонтанировать. В качестве промывочной жидкости обычно используют нефть, которая легче воды, иногда с добавлением азота для дополнительного снижения плотности. Это и есть бурение на депрессии. Оно дает возможность вскрывать значительно больше трещин, повышая эффективность разработки карбонатных трещиноватых коллекторов.
Однако это требует использования достаточно сложного и дорогостоящего оборудования. Чтобы загерметизировать устье скважины, не прекращая бурения и спуско-подъемных операций, используется роторно-устьевой герметизатор. Штуцерный манифольд позволяет регулировать давление в затрубном пространстве, откуда промывочная жидкость поступает на поверхность. Высокоточные расходомеры обеспечивают измерение всех параметров поступающей жидкости. А специализированное программное обеспечение обрабатывает данные, поступающие с датчиков, и контролирует весь процесс.
Еще одно преимущество технологии — возможность начать добычу уже в процессе строительства скважины. Речь идет о той нефти, которая поступает в скважину из пласта в процессе бурения. Ее излишки удаляют на поверхности. К примеру, во время работы на Арчинском месторождении уже в процессе бурения было получено 450 тонн нефти. Кроме того, используемое оборудование позволяет вводить скважины в эксплуатацию в течение двух суток после окончания бурения — в восемь раз быстрее, чем обычно. За это время на первой скважине было дополнительно получено еще 2700 тонн нефти.
15RosNeft.ru Добыча и транспортировка нефти
Nav view search
Навигация
Преимущества технологии пневматического бурения на депрессии
Пневматическое бурение на пониженном гидростатическом давлении дает ряд преимуществ
по сравнению с обычными технологиями бурения.
Значительно увеличиваются скорости проходки, что приводит к сокращению времени
бурения и уменьшению затрат на долота. Устраняются некоторые проблемы, связанные со
скважиной, например, такие как осыпание или вспучивание сланцевых пород. Кроме того,
пневматическое бурение позволяет использовать инструменты для ударно-вращательного
бурения, которые повышают скорости бурения и дают возможность идентификации
углеводородов практически немедленно.
Бурение на депрессии обычно применяется при условии, что пластовое давление
существенно ниже гидростатического давления, создаваемого буровыми растворами на
водной основе. В пластах с низким давлением бурение на депрессии или на равновесии
позволяет предотвратить проникновение флюидов и твердой фракции в пласт.
При бурении в условиях повышенного гидростатического давления может происходить
значительная фильтрация буровых флюидов в коллектор, что является причиной потери
циркуляции. Поступление флюидов в коллектор может вызвать серьезное загрязнение
продуктивного пласта, увеличение расходов на буровой раствор, увеличение затрат на
заканчивание и уменьшение продуктивности скважин.
Т.к. бурение на пониженном гидростатическом давлении создает условия для естественного
истечения флюидов из пласта в скважину, успех применения данной технологии в огромной
степени определяется правильным выбором циркулирующего бурового флюида.
Раствор инноваций
БОРЬБА С ОСЛОЖНЕНИЯМИ
При бурении в скважине постоянно циркулирует поток жидкости, которая используется как средство для удаления продуктов разрушения породы (шлама), а также обеспечивает эффективность всего технологического процесса. Циркулирующую в скважине жидкость принято называть буровым раствором, или промывочной жидкостью (drilling mud, drilling fluid).
Буровой раствор крайне важен для эффективного, экономичного и безопасного выполнения и завершения процесса бурения. Поэтому состав буровых растворов, оценка его свойств и условия применения на практике — постоянная тема большого объема научно-практических исследований и анализа специалистов.
Заметная тенденция в мировой практике — рост глубин бурения скважин и, как следствие, повышение риска возникновения при этом различных осложнений. Кроме того, регулярно растут требования к качеству вскрытия и эффективности эксплуатации продуктивных пород. Поэтому в соответствии с современными геологическими, технологическими и экологическими условиями проведения работ буровой раствор должен иметь состав и свойства, которые обеспечивали бы возможность борьбы с большинством из возможных осложнений и не оказывали негативного воздействия на коллекторские свойства продуктивных горизонтов.
Одной из основных проблем, наиболее часто встречающихся в работе буровых и сервисных компаний, считается снижение фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта (ПЗП) из-за взаимодействия технологических жидкостей и их фильтратов с породой-коллектором. Такие осложнения возникают в процессе всего цикла первичного вскрытия продуктивного пласта при строительстве скважин. При этом, по опыту специалистов, самый значительный ущерб фильтрационно-емкостным свойствам пласта (ФЕС) наносит именно проникновение в породу водных фильтратов буровых растворов.
По словам начальника отдела технологии бурения и заканчивания скважин «Газпромнефть НТЦ» Николая Нырко, современные технологии позволяют существенно снизить вредное воздействие ФЕС при бурении и вскрытии продуктивного пласта: «Один из эффективных путей решения проблемы нарушения фильтрационно-емкостных свойств — ограничение проникновения промывочной жидкости при применении технологии вскрытия продуктивного пласта на депрессии или на равновесии, то есть когда давление раствора ниже пластового давления или равно ему».
Технологи применяют ряд традиционных и инновационных методик и средств для удержания буровой жидкости от прорыва в продуктивный пласт и делают это различными способами.
УГЛЕВОДОРОДНАЯ ЗАЩИТА
Одним из перспективных средств для промывки ствола скважины специалисты «Газпромнефть НТЦ» называют буровой раствор на углеводородной основе (РУО). Главный специалист отдела геологического сопровождения бурения скважин Научно-технического центра Ирина Давыдова считает, что использование РУО позволяет решить ряд важных задач: «Этот раствор дает возможность качественно вскрывать продуктивные пласты, наиболее полно сохранять их фильтрационно-емкостные свойства, снизить риски возникновения инцидентов при бурении скважин на репрессии (когда давление промывочной жидкости в скважине выше пластового давления. — СН)».
Основное преимущество РУО над традиционными системами — замена водной среды на углеводородную, что позволяет существенно снизить гидратацию (растворимость в воде) глинистого материала и интенсивность притока жидкости в продуктивный пласт. При этом для бурового раствора на углеводородной основе характерен широкий диапазон рабочих плотностей как в нормальных условиях, так и в ситуации аномально высокого пластового давления. Высокая стабильность и устойчивость к загрязнениям дают возможность многократного повторного использования раствора и, как следствие, позволяют снижать затраты на его приготовление.
Как показали опытно-промышленные испытания на месторождениях «Газпром нефти», особенно эффективным оказалось применение РУО для бурения скважин со сложным профилем, большим отходом от вертикали. Высокие смазывающие способности раствора смягчают ограничения по проводке ствола даже при попадании воды. Тонкая фильтрационная корка в стволе скважины и низкая фильтрация раствора в пласте гарантируют минимальное загрязнение продуктивного пласта, высокую стабильность бурения в сложных условиях.
Перспективность использования раствора на углеводородной основе для бурения горизонтальных скважин была подтверждена в ходе опытно-промышленных испытаний в июле-августе 2012 года на Еты-Пуровском («Газпромнефть-Муравленко») и Вынгапуровском месторождениях («Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»). В испытаниях при проводке горизонтальных скважин использовался раствор на углеводородной основе Megadril. Как рассказал заместитель начальника управления строительства скважин, начальник службы инжиниринга «Газпромнефть-Ноябрьснефтегаза» Дмитрий Черкасов, на Вынгапуровском месторождении испытания проводились на базе двух скважин: «Одним из условий испытаний было бурение горизонтальных скважин, общая длина которых могла достигать более 200 м, под большим углом в неустойчивых отложениях. Главная задача, поставленная перед испытателями, — не допустить обрушения ствола скважины за счет оптимизации химического состава промывочной жидкости — успешно решена».
В результате испытаний было подтверждено изначальное предположение, что раствором, полностью удовлетворяющим поставленным задачам, станет РУО на основе минерального масла, рецептура которого была разработана компанией
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ СТИМУЛ
Испытаниям на месторождениях компании предшествовали масштабные исследования различных рецептур буровых растворов в лаборатории «Газпромнефть НТЦ». В итоге было разработано несколько оптимальных вариантов промывочной жидкости для бурения длинных горизонтальных участков в сложных горно-геологических условиях Вынгапуровского месторождения.
Первичный анализ проведенных испытаний показывает, что инновационные разработки, впервые используемые на месторождениях «Газпром нефти», оправдывают заявленные показатели эффективности. Например, применение промывочных жидкостей с олеофильной фильтрационной коркой (система Flo-Thru), уже опробованных в ходе проведенных испытаний, дает сокращение времени на освоение скважины до одних суток. В среднем по скважинам, освоенным с применением инновационной технологии, фиксируется увеличение дебита на 5%. При этом общие затраты на бурение и освоение скважины увеличиваются всего на 1%.
В то же время эксперты обращают внимание на некоторые сложности, с которыми неизбежно придется столкнуться при масштабном применении новых растворов в ходе бурения и освоения скважин. Для внедрения и масштабного применения растворов на углеводородной основе, промывочных жидкостей с олеофильной фильтрационной коркой, высоко ингибирующих систем требуется дорогостоящее оборудование, которое обеспечивает экологически безупречную систему очистки и циркуляцию жидкости. Значительны затраты и на новейшие химические реагенты, которые отечественная промышленность практически не выпускает. Новые растворы сложны в применении, требуют специальной подготовки и навыков работы промыслового персонала.
Однако альтернативы инновационным технологиям в бурении, в том числе и разработкам новых реагентов, включая буровые растворы, нет. Постоянный рост затрат на строительство и освоение скважин неизменно опережает любую наметившуюся тенденцию к повышению стоимости углеводородов, тем самым стимулируя нефтяные компании к непрерывному поиску и внедрению новых технологических решений. Наряду с улучшением качества буровых работ общее снижение затрат и увеличение нефтеотдачи становятся главными критериями для поиска, испытаний и применения инновационных разработок.
Внедрение новейших буровых растворов, таких как РУО, промывочные жидкости с олеофильной фильтрационной коркой (система Flo-Thru), безглинистые полимерные неутяжеленные растворы, позволит существенно повысить качество проведения буровых работ и операций по заканчиванию и освоению скважин. Мы рассчитываем, что применение современных разработок даст возможность более эффективно проводить скважины, особенно в непростых условиях, в пластах с газовым фактором, со сложным профилем, что в итоге снизит общие затраты на бурение и существенно повысит общую продуктивность вскрываемого коллектора.
Циркуляционные системы для колтюбингового бурения, в том числе для бурения на депрессии
Эффективность применения колтюбинговой техники, а также надежность и долговечность гибкой трубы при бурении скважин и зарезке вторых стволов зависит от ряда факторов. Одним из них является качество буровых растворов, а конкретнее — содержание в нем твердой фазы. Даже при удачной рецептуре бурового раствора, основанной на применении высококачественных химических реагентов, накопление в нем выбуренной породы способно на 30–40% снизить стойкость долот и механические скорости бурения. Как следствие, увеличивается количество спускоподъемных операций, что естественно приводит к преждевременному износу гибкой трубы. Устранить влияние этого фактора можно только применением современных циркуляционных систем с полномерной системой очистки бурового раствора. Специалисты по бурению уделяют серьезное внимание выбору долот, качеству насосной группы, режимам бурения, вопросы же наземной циркуляции буровых растворов остаются на втором плане. Для малолитражного бурения зачастую адаптируются старые циркуляционные системы с примитивной системой очистки, удаляющей не более 20-30% выбуренной породы. В то же время зарубежные сервисные компании в качестве обязательного условия бурения требуют полномерную систему очистки, и отказываются от сервиса при ее отсутствии.
Рассмотрим особенности циркуляционных систем для колтюбингового бурения. Прежде всего, это бурение малолитражное с производительностью промывки, как правило, до 10 л/с. Требуется также небольшой объем бурового раствора на поверхности (до 30-40м3). 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/см 3 ее применение всегда экономически выгодно.
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»
Автор: Мищенко В.И., генеральный директор ООО «Компания «Техномехсервис», кандидат технических наук, Добик А.А., технический директор ООО «Компания «Техномехсервис», кандидат технических наук