АкушерствоАнатомияАнестезиологияВакцинопрофилактикаВалеологияВетеринарияГигиенаЗаболеванияИммунологияКардиологияНеврологияНефрологияОнкологияОториноларингологияОфтальмологияПаразитологияПедиатрияПервая помощьПсихиатрияПульмонологияРеанимацияРевматологияСтоматологияТерапияТоксикологияТравматологияУрологияФармакологияФармацевтикаФизиотерапияФтизиатрияХирургияЭндокринологияЭпидемиология

Методы бурения на депрессии

2.1

Среди преимуществ буровых работ на депрессии можно выделить следующие:

• Меньшее снижение коллекторских свойств пласта, связанных с фильтрацией бурового раствора.

• Увеличение срока эффективной эксплуатации пласта.

• Увеличение скорости проходки, что ведет к сокращению продолжительности бурения и связанных с бурением расходов.

• Увеличение срока службы бурового долота.

• Снижение вероятности поглощения бурового раствора.

• Устранение прихвата под действием перепада давлений.

• Оценка коллекторских свойств пласта в процессе бурения.

• Увеличение начального дебита скважины, что ведет к более быстрой окупаемости.

• Потенциал для научных исследований и уменьшения арендной платы за разработку недр (в некоторых районах).

2.2

Методы бурения на депрессии

Существует три основных метода бурения на депрессии. Решение о том, какой метод использовать, принимается с учетом характеристик коллектора и целей проекта. Ниже обсуждаются эти три способа:

Закачка через стояк:

Это низконапорный вид бурения, применяемый в том случае, когда скважина неспособна выдавать нефть на поверхность (фонтанировать). Суть метода состоит в том, что какой-либо неокисленный газ (N2, CO2 или HC) вводится в стояк буровой установки, где он соединяется с буровым раствором. После того, как этот двухфазный раствор проходит через буровое долото, газ расширяется, что облегчает столб жидкости и создает в кольцевом пространстве депрессию. Большинство скважин на депрессии в мире бурятся именно таким способом.

Закачка в микрокольцевую зону или нагнетательную колонну:

Данный метод также является низконапорным методом. В этом случае путь нагнетания образуют концентрические обсадные колонны или колонна малого диаметра, спускаемые с внешней стороны обсадной колонны, куда можно нагнетать газ в кольцевое пространство «А» через нагнетательный канал. Это позволяет оператору понизить гидростатическое давление в кольцевом пространстве при отсутствии в бурильной трубе двухфазного бурового агента. Поэтому в этом случае возможны стандартные скважинные исследования в процессе бурения.

К недостаткам этого метода относятся стоимость дополнительных обсадных труб, увеличение размеров скважины и средняя наработка на отказ нагнетательных отверстий.

Бурение с промывкой буровым раствором:

Это высоконапорный способ бурения на депрессии; во многих отношениях это наиболее простой для реализации метод. Когда в скважине имеется достаточное давление для фонтанирования на поверхность, то система бурового раствора должна разрабатываться с расчетом только того, что совместное действие закачиваемого и добываемого флюидов обеспечивало очистку ствола скважины и поддержание в кольцевом пространстве режима депрессии.

При данной технологии, однако, могут возникать самые высокие устьевые давления из всех методов бурения на депрессии, что необходимо учитывать при расчете и выборе типоразмеров оборудования и составлении методик. Другой существенный недостаток данной технологии — это материально-техническое обеспечение, необходимое для обработки добываемого флюида, что также необходимо учитывать при выборе оборудования и составлении методик работы.

Положительной стороной этого метода является то, что при нем легче всего поддерживать режим депрессии и контролировать давление на забое. Этот метод наименее трудоемок в плане оборудования и наиболее близок к методикам обычного бурения, поэтому обучение буровых бригад упрощается. Он также обеспечивает наибольшее приближение к режиму установившегося притока среди всех технологий бурения на депрессии, и потому способствует оценке продуктивного пласта в режиме реального времени или проведению испытаний в процессе бурения.

Наиболее распространенной технологией бурения на депрессии является подбор типа рабочего флюида, используемого для осуществления операции. Они включают бурение с промывкой буровым раствором, бурение с аэрацией бурового раствора, бурение с применением пены, бурение с орошением, и бурение с продувкой воздухом или газом.

1. Бурение с промывкой буровым раствором: Бурение проводится с промывкой буровым раствором, причем гидростатическое давление, оказываемое столбом бурового раствора, меньше пластового порового давления, так что в процессе работ обеспечивается приток пластового флюида на поверхность.

2. Бурение с аэрацией бурового раствора: Бурение, при котором используется двухфазный буровой раствор, содержащий тот или иной газ (обычно воздух, азот или природный газ), смешанный с жидкой фазой (обычно вода, глинистый буровой раствор или буровой раствор на углеводородной основе). Газифицированные буровые растворы обычно не содержат ПАВ.

3. Бурение с применением пены: Бурение, при котором используется двухфазный буровой раствор, содержащий тот или иной газ (обычно воздух, азот или природный газ), смешанный с жидкой фазой (обычно вода, глинистый буровой раствор или буровой раствор на углеводородной основе) и связанный с помощью ПАВ. Жидкость является дисперсионной средой.

4. Бурение с орошением: Бурение с использованием двухфазного бурового раствора, в котором газ (воздух, азот или другой) является дисперсионной средой.

5. Бурение с продувкой воздухом: Бурение с использованием в качестве бурового агента чистого газа. Таким газом может быть воздух, азот, природный газ или любая комбинация газов.

2.3

Бурение по традиционной технологии с противодавлением (репрессией) на продуктивный пласт сопряжено с частыми осложнениями в виде поглощений бурового раствора и прихватами бурильного инструмента. Основными же негативными последствиями первичного и вторичного (перфорация) вскрытия на репрессии на продуктивный пласт является ухудшение первоначальных коллекторских свойств продуктивного пласта, и, как следствие, существенное снижение его потенциального дебита; продолжительные затраты времени на освоение скважины; низкий коэффициент нефтеотдачи пластов.
Особенно отрицательное влияние вскрытия продуктивного пласта в цикле заканчивания скважины на репрессии сказывается на месторождениях с низкими пластовыми давлениями (ниже гидростатических), в том числе, на истощенных месторождениях, в коллекторах с низкой проницаемостью, на месторождениях с трудно извлекаемой нефтью.

Допустимая депрессия на стенки скважины при бурении не должна превышать 10–15 % эффективных скелетных напряжений (раз-ность 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.

Однако в одних случаях допустимая депрессия в 10–15 % эффективных скелетных напряжений будет пренебрежимо мала, в других – очень велика, а в третьих – бурение на депрессии вообще недопустимо. При значениях коэффициента аномальности пластового давления 0,25–0,50, характерных для некоторых крупнейших истощенных газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ России бурение на депрессии целесообразно вести с глубин более 1000 м. Причем с ростом глубины более 2000 м нет необходимости поддерживать депрессию, равную предельно допустимой, т.е. Δ p = 0,1(p гор – p пл), так как ее значение превышает 3,1–2,6 МПа. При таких депрессиях может произойти разрушение околоствольной зоны вскрываемого пласта, а также могут возникнуть условия, осложняющие нормальный процесс бурения. Следовательно, в условиях АНПД применение технологии бурения на депрессии реально только с глубины 1000 м и более. При глубине бурения более 1500 м необходимо уменьшать депрессию ниже 10 % эффективных скелетных напряжений горных пород.

Основные требования к выбору объектов применения технологии:

-Истощенные пласты с низким пластовым давлением.

- Высокопроницаемые (1 мкм²) сцементированные изоморфные песчаники и карбонаты.

- Макротрещиноватые пласты (при размерах: трешки, превышающих 100 мкм).

- Пласты, характеризуемые существенными концентрациями горных пород, чувствительных к воздействию фильтратов буровых растворов на водной основе (разбухающие глины, гипс, ангидрит и др.).

- Пласты, характеризуемые несовместимостью с фильтратами промывочной жидкости (эмульсиями, пульпой, осадками).

- Обезвоженные пласты с субостаточной водо- или нефтенасыщенностью, если фильтрат не вызывает эффект противоточного впитывания и фазового улавливания (применение растворов на водной основе для олеофильных систем и растворов на углеводородной основе для гидрофильных глин).

2.6

Газирование нефти осуществляется компрессором, оснащенным специальным устройством, снижающим содержание кислорода в газовой смеси. Снижение содержания кислорода в газовой смеси необходимо для предотвращения образования взрывоопасной смеси с парами углеводородов нефти. Объем подаваемого азота регулируется с целью поддержания необходимой плотности газонасыщенной нефти, используемой в качестве промывочной жидкости. Окончательный режим работы определяется показаниями глубинных манометров. По этим показаниям выбирается оптимальный режим аэрации (газирования), при котором соотношение фаз азота и нефти в газированной нефти обеспечивал бы благоприятный режим создания депрессии на продуктивный пласт при вскрытии.

2.5

Существует несколько различных систем нагнетательного потока на депрессии, которые можно использовать в этой отрасли промышленности:

1. Вращающийся ПВП на выкидной линии

2. Атмосферный сепаратор с различными системами отделения

3. Трехфазная закрытая сепарационная система

4. Четырехфазная закрытая сепарационная система

Для внедрения данной технологии бурения скважин необходимо специальное оборудование. На устье скважины монтируется специальное устьевое противовыбросовое оборудование в зависимости от проектной конструкции скважины, которое должно позволять:

- производить спуско-подъемные операции с герметизированным устьем при избыточном давлении до 50 атм.;

- вращать инструмент при углублении скважины с герметизацией устья скважины;

- герметизировать устье при отсутствии бурильного инструмента в скважине и т.д.;

Весь поток добываемого флюида выходит из ствола скважины на устройстве контроля давления в процессе бурения (вращательном противовыбросовом превенторе) и входит в трехфазную сепарационную систему на клапане аварийного отключения. Этот аварийный запорный клапан является основным механизмом обеспечения безопасности в случае нарушения технологического процесса. Клапан аварийного отключения поддерживается в открытом положении гидравлическим давлением с пульта управления аварийного останова, который, в свою очередь, управляется ПЛК системой аварийного останова. От аварийного клапана поток из скважины проходит через трубопровод ВД на линейный приемный коллектор и дроссельный манифольд.

Первичный контроль потока из скважины регулируется буровым дроссельным манифольдом, который представляет собой сдвоенный дроссельный узел с гидравлическим приводом. Система клиновых задвижек пропускает поток через один или одновременно через два регулируемых дросселя, или через центральную линию расширения. Кроме того, каждый из двух дросселей может быть изолирован с помощью системы клапанов для проверки и техобслуживания. Дроссели управляются с дистанционной гидравлической панели управления.

Из дроссельного манифольда весь поток из скважины через шестидюймовый трубопровод поступает на модуль геологический пробоотборника. Геологический пробоотборник укомплектован двухсторонними пробоотборными камерами, которые позволяют выполнять пробоотбор непрерывно либо поочередно. Эти пластовые пробы являются важнейшим компонентом процесса контроля и управления параметрами бурения. Внутри пробоотборных камер поток жидкости подвергается мощным центробежным силам, которые разделяют образец бурового шлама для анализа. Скважинные флюиды вновь соединяются на выходе из пробоотборных камер и направляются на сепаратор первой ступени.

Поток жидкости из сепаратора поступает через насосный модуль с трубной обвязкой в технологические линии/емкость и емкости буровой установки. Объединенный поток жидкостей выходит из сепаратора, затем учитывается на насосном модуле и направляется на емкости.

Станция управления превенторами, которая позволяет с вспомогательного пульта бурильщика плавно регулировать давление обжима бурильного инструмента (бурильная труба, рабочий шестигранник, НКТ) уплотнительным элементом вращающегося универсального гидравлического превентора в пределах от 1 атм. и выше.

Для поддержания заданной величины депрессии за счет создания противодавления в затрубном пространстве необходим специальный блок дросселирования, в котором один кольцевой дроссель заменен дисковым с дистанционным управлением.

По причине наличия в промывочной жидкости легколетучих компонентов и остаточного газа, в том числе пластового необходимо использовать специализированную циркуляционную систему закрытого типа для вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии.

Аэрация промывочной жидкости происходит в эжекторном модуле, который должен позволять оперативно менять сопла различного диаметра для достижения максимального эжекционного эффекта при заданном режиме нагнетания жидкости и газа.

Необходим буровой насос с регулируемой подачей промывочной жидкости. Применение насоса с регулируемой подачей позволяет оперативно менять степень аэрации в процессе углубления в зависимости от поведения проявляющей скважины.

На рис. схематично изображены технологическое оборудование, входящее в состав закрытой циркуляционной системы. Циркуляционная система начинается от отводной линии превентора, на которой установлен блок дросселирования. С блока дросселирования промывочная жидкость поступает в шламоотделитель, где она отделяется от твердой фракции. Часть ПЖ направляется в блок пробоотборника, который улавливает шлам из скважины для геологического анализа. После очистки от твердой фазы промывочная жидкость попадает в сепаратор, в котором происходит разделение газа и жидкости. Газ через регулятор давления поступает на факельную линию или в атмосферу, а жидкость сливается в приемную емкость. Давление в системе "шламоотделитель - сепаратор - приемная емкость" составляет от 0,1 до 0,3 МПа, что обеспечивает последующую подачу ПЖ на вход бурового насоса.

2.7

Если бурение идет на гибких трубах (колтъюбинг) то предусмотрен специальный шлюз-камера, который используется для проведения СПО без выхода бурового раствора из скважины. Верхний уплотнитель открывается, нижний закрыт, кнбк проходит до конца, закрывается верхний уплотнитель и открывается нижний, продолжается бурение.

Если обычные трубы – то универсальный гидравлический превентор.

Так же в обоих случаях используют вращающийся превентор и вращающиеся уплотнители.

1. Пассивный вращающийся уплотнитель. В таком устройстве уплотнение обеспечивается за счет трения и под действием внутрискважинного давления.

1. Активный вращающийся уплотнитель: В уплотнительном элементе такого ПВП создается гидравлическое усилие, прикладываемое к уплотнительному элементу, который и обеспечивает уплотнение.

2.8

Закрытый технологический цикл создания депрессии на пласт можно представить следующей технологической схемой.

Нефть из приемной емкости подается на буровой насос, затем буровой насос, подающий ее в модуль эжекторра, где происходит смешение нефти с азотом. Далее газожидкостная смесь (ГЖС) по нагнетательному манифольду через бурильный инструмент проходит на забойный двигатель. Затем газожидкостная смесь со шламом и пластовым флюидом поднимается на устье, через комплекс ПВО поступает на блок дросселирования, где происходит управление давлением на устье скважины. После блока дросселирования газожидкостная смесь поступает в закрытую циркуляционную систему, в которой происходит очистка, дегазация промывочной жидкости. Отделившийся газ сжигается на факеле, далее цикл повторяется.

Дата добавления: 2015-09-18 | Просмотры: 3087 | Нарушение авторских прав