Бурение депрессию

Вскрытие пластов и бурение на репрессии, депрессии;

Влияние различных промывочных жидкостей на коллекторские свойства пласта. Требование к промывочным жидкостям и применяемые промывочные агенты для вскрытия продуктивного пласта Вскрытие пластов с АНПД и АВПД. Противовыбросовое оборудование устья скважин(самостоятельно)

При сложившейся к настоящему времени практике принципиально существует три основных метода первичного вскрытия продуктивных горизонтов:

1) На репрессии — гидростатическое давление столба промывочной жидкости превышает пластовое.

2) На равновесии — гидростатическое давление столба промывочной жидкости соответствует пластовому.

3) На депрессии — гидростатическое давление столба промывочной жидкости меньше пластового.

На текущем этапе развития техники и технологии основной объем бурения скважин ведется в условиях превышения забойного давления над пластовым. т.е. при репрессии на пласт. В соответствии с требованиями действующих Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [3]. созданное столбом раствора гидростатическое давление на забое скважины должно превышать проектные пластовые давления на величину не менее:

— 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м):

— 5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1.5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см2 (2.5-3.0 МПа) для более глубоких скважин.

Преимуществом метода вскрытия пластов на репрессии является сравнительная простота его реализации. Т.е. для вскрытия продуктивных горизонтов не требуется никаких специальных технологий или технических средств, для этого достаточно применения стандартного противовыбросового оборудования и успешного регулирования параметров промывочной жидкости.

К недостаткам следует отнести:

— снижение фильтрационно-емкостных свойств пород, слагающих коллектор в прискважинной зоне вследствие проникновения в них дисперсной фазы и дисперсионной среды промывочных жидкостей:

— поглощения промывочных жидкостей под действием перепада давления, действующего со стороны ствола скважины:

— потенциальную опасность возникновения прихватов буритьной колонны вызванных дифференциальным давлением, действующим на стенки скважины против интервалов проницаемых пород:

— снижение механической скорости разрушения горных пород на забое скважины, обусловленное избыточным давлением столба промывочной жидкости.

За рубежом в последнее время при вскрытии высоконапорных пластов с низкой проницаемостью применяют метод бурения с низким давлением (забойное давление ниже пластового). Сущность указанного метода заключается в том. что для промывки забоя подбирается буровой раствор такой плотности, чтобы суммарное давление, создаваемое им. на забой было меньше пластового- В этом случае вскрытие пласта сопровождается притоком пластовой жидкости в скважину. Однако реализация этих условий вскрытия пластов возможна только при наличии надежного устьевого оборудования, способного герметизировать устье скважины при бурении в продуктивном пласте и выдерживать возникающие перепады давления между стволом скважины и поверхностью земли (имеются в виду системы стационарных и вращающихся превенторов). Зарубежный опыт показал, что применение этого метода позволяет получить положительные результаты:

— значительное повышение продуктивности нефтегазонасыщенных пластов:

— сокращение затрат и времени на освоение скважин:

— повышение коэффициента извлечения продукции пластов:

— повышение скорости проходки и ресурса породоразрушающего инструмента:

— предотвращение поглощений бурового раствора:

— снижение вероятности прихватов бурильного инструмента.

studopedia.su

Наука и технологии // Разведка и разработка

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.

В этих условиях фильтрат бурового раствора, жидкость глушения и тд не попадают в продуктивный пласт, что не приводит к ухудшения коллекторских свойств пласта.

При создании депрессии на пласт в скважину будет поступать пластовый флюид (газ, нефть, вода) с различным дебитом.

Дебит флюида зависит от значения депрессии и коллекторских свойств пласта.

Обычно продуктивность пласта определяют в результате проведения комплексных газогидродинамических, гидрогеологических и геофизических исследований после его вскрытия и в законченной бурением скважине.

Бурение скважин на депрессии позволяет:

— минимизировать загрязнение пласта, в тч призабойной зону пласта;

— обеспечить одновременное повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) и притока, в связи с минимизацией повреждения коллекторов;

— увеличить показатель проходки на долото и увеличить механическую скорости бурения, в связи со снижением угнетающего давления на забой скважины;

— снизить отрицательное воздействие бурового раствора на его коллекторские свойства.

Технология депрессивного бурения позволяет эффективно поддерживать (регулировать) заданное дифференциальное давление в системе скважина — пласт, что снижает вероятность поглощения промывочной жидкости, флюидопроявления, осыпей, обвалов и других осложнений ствола скважины.

Агента при использовании этой технологии применяют:

— раствор низкой плотности, к примеру, воду или нефть;

— аэрированные растворы, газифицированные воздухом, азотом, природным газом или даже отходящие газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС).

При использовании технологии бурения на депрессии дебит скважины вырастает в разы.

Эффективность этой технологии снижает ее высокая стоимость.

Бурение на депрессии не всегда допустимо.

Допустимая депрессия на стенки скважины при бурении не должна превышать 10-15 % эффективных скелетных напряжений (разность между горным и поровым давлением пород).

При освоении скважин допустимая депрессии определяется из условия обеспечения устойчивости призабойной зоны пласта и сохранности цементного кольца за обсадной колонной.

Депрессия в 10-15 % эффективных скелетных напряжений пренебрежимо мала, в других случаях — велика или даже недопустимо велика.

К примеру, на истощенных месторождениях (особенно газоконденсатным и газовым), где падение пластового давления к первоначальному уровню доходит до 4 раз, использование этой технологии возможно с учетом величины коэффициента аномального давления пластов (kа) в зависимости от глубины.

для kа = 0,5 — 1,0 минимальная глубина составит примерно 1 км, для kа = 1,5 — не менее 2,5 км, kа = 2,0 — более 4 км.

В настоящее время наиболее распространено бурение на репрессии, когда давление столба жидкости в скважине превышает пластовое давление .

Вскрытие пласта происходит за счет циркуляции бурового раствора средней плотности 1,2 — 1,3 т/м 3 .

Бурение на репрессии эффективно на скважинах незначительной глубины и в неустойчивых грунтах.

Недостатком является относительно быстрое снижение дебита.

За 20 лет продуктивность добычи может снижаться в интервале 5 — 60 раз из-за быстрого падения скважинной проницаемости забойного пласта (ПЗП ).

Это происходит при кольматации (закупоривании), независимо от используемого инструмента и типа бурового оборудования.

neftegaz.ru

Бурение скважин на депрессии

Технологию бурения скважин на депрессии можно считать относительно новым направлением, однако оно уже успело завоевать популярность в профессиональных кругах. По некоторым данным уже в начале 2000-х годов с применением этой технологии бурилось около 25% всех нефтяных скважин в мире.

По своей сути бурение скважин на депрессии представляет собой технологию бурения с отрицательным дифференциальным давлением в системе скважина-пласт, то есть в ситуации, когда пластовое давление превышает давление столба жидкости в скважине. За счет подобных условий фильтрат бурового раствора не попадает в продуктивный пласт, тем самым не оказывается связанного с подобным проникновением ухудшения коллекторских свойств пласта. Обратная ситуация на языке профессионалов бурового дела именуется репрессией и сегодня остается наиболее распространенным вариантом работы.

Итак, как стало понятно из предыдущего абзаца, одним из основных преимуществ бурения скважин на депрессии является минимальное загрязнение пласта и призабойной зоны в частности. Кроме того, использование данной технологии позволяет обеспечить одновременное повышение коэффициента извлечения нефти и притока, поскольку негативное воздействие и связанное с ним повреждение коллекторов минимально, а получение информации о коллекторе в ходе проведения работ обретает дополнительные возможности.

Благодаря применению технологии бурения с отрицательным дифференциальным давлением удается достичь увеличения показателя проходки на долото и увеличения механической скорости бурения, поскольку угнетающее давление на забой скважины при использовании данной технологии ниже. А вскрытие таким образом продуктивного пласта, как уже указывалось выше, снижает отрицательное воздействие бурового раствора на его коллекторские свойства.

В качестве агента в данной технологии выступает раствор низкой плотности, в роли которого может быть как вода, так и нефть. Кроме того, нередко применяются аэрированные растворы, где в качестве газа для аэрации используется воздух, азот, природный газ или даже отходящие газы ДВС.

К сожалению, вместе с повышением дебита скважин в разы в результате использования технологии бурения на депрессии, существенно вырастает и показатель финансовых затрат на проведение работ. Высокая стоимость реализации описываемой технологии является одним из ключевых факторов, который влияет на окончательный выбор способа проведения работ. На сегодняшний день известны случаи применения технологии с хорошими показателями рентабельности, однако оценивать целесообразность использования данного метода можно исключительно на основе конкретных условий разрабатываемого месторождения.

Чтобы задать вопрос или сделать заявку,
нажмите на кнопку ниже:

rosprombur.ru

Способ бурения скважины на депрессии

Владельцы патента RU 2287660:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при бурении скважины на депрессии. Обеспечивает повышение качества вскрытия продуктивного пласта при бурении на депрессии. Сущность изобретения: способ включает сбор бурильной колонны, организацию циркуляции по бурильной колонне и затрубному пространству с применением газа, бурение проектного интервала с наращиванием бурильной колонны. Согласно изобретению в состав бурильной колонны включают последовательно расположенные обратные клапаны. Бурение проектного интервала выполняют одним долблением без извлечения бурильной колонны. Перед каждым наращиванием бурильной колонны промывают скважину с закачкой в нее газа — азота и периодическим расхаживанием бурильной колонны на максимально возможную высоту из условия удаления из скважины кольматирующих элементов. Закачивают газ в трубное пространство. Доливают в трубное пространство нефть. Герметизируют затрубное пространство на период наращивания бурильной колонны или перерывов в работе. Наращивают бурильную колонну. Разгерметизируют затрубное пространство и продолжают бурение скважины до нового наращивания бурильной колонны. При этом в течение всего цикла бурения поддерживают давление в скважине ниже пластового давления.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при бурении скважины на депрессии.

Известен способ бурения скважины на депрессии с применением забойного насоса, включенного в компоновку бурильной колонны, в качестве которого может быть использован винтовой забойный двигатель в режиме бурового насоса. Подачу бурового раствора в скважину осуществляют в безнапорном режиме, одновременно вводя в него воздух или другой газ (Заявка на изобретение РФ №2001129264, кл. Е 21 В 21/08, опубл. 20.08.2003).

Известный способ не обеспечивает качество вскрытия продуктивных пластов при интенсификации бурения и появлении на забое скважины большого количества разбуренной породы.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ вскрытия продуктивного пласта на депрессии. Согласно способу спускают в скважину колонну бурильных труб с долотом. Обвязывают устье скважины. Промывают ствол скважины и подают на долото при бурении аэрированную промывочную жидкость с газообразным, например азотным, агентом. Перед спуском в скважину в колонну бурильных труб вводят не менее двух контейнеров с автономными манометрами. После промывки ствола скважины через кабельный ввод в скважину спускают кабельный глубинный манометр на глубину размещения в скважине автономных манометров колонны бурильных труб. В стволе скважины проводят исследования по установлению режимов бурения на депрессии. Для этого после начала круговой циркуляции промывочной жидкости с газообразным агентом в стволе скважины поочередно создают не менее трех обеспечивающих создание депрессии режимов подачи аэрированной промывочной жидкости: ниже расчетного давления, равное расчетному и выше расчетного. На всех режимах замеряют величины давлений на автономных и кабельном глубинном манометрах. Фиксируют время и устанавливают потери давления в интервале от места установки манометра до устья скважины. По полученным данным производят анализ изменения забойного давления в зависимости от расхода промывочной жидкости и газообразного агента и строят график такой зависимости. По графику устанавливают требуемый режим подачи промывочной жидкости и газообразного агента. Подачу промывочной жидкости и газообразного агента на долото производят на выбранном режиме поддержания заданной величины депрессии на продуктивный пласт при вскрытии его по всей толщине (Патент РФ №2199646, кл. Е 21 В 21/14, опубл. 27.02.2003. — прототип).

При применении этого способа часть выбуренной породы неизбежно попадает в призабойную зону пласта и создает кольматирующий эффект. Это происходит за счет того, что не обеспечивается отсутствие циркуляции в трубном пространстве. Кроме того, при наращивании бурового инструмента скважина заполняется неаэрированной промывочной жидкостью, т.е. жидкостью повышенной плотности, которая входит в поры призабойной зоны продуктивного пласта вместе с продуктами бурения.

В предложенном способе решается задача повышения качества вскрытия продуктивного пласта при бурении на депрессии.

Задача решается тем, что в способе бурения скважины на депрессии, включающем сбор бурильной колонны, организацию циркуляции по бурильной колонне и затрубному пространству аэрированной промывочной жидкости, бурение проектного интервала с наращиванием бурильной колонны, отличающемся тем, что в состав бурильной колонны включают последовательно расположенные обратные клапаны, бурение проектного интервала выполняют одним долблением в режиме максимальной механической скорости, перед наращиванием бурильной колонны промывают скважину в режиме аэрации с периодическим расхаживанием бурильной колонны на максимально возможную высоту, закачивают газ в трубное пространство, доливают в трубное пространство промывочную жидкость и герметизируют затрубное пространство.

Признаками изобретения являются:

1. сбор бурильной колонны;

2. организация циркуляции по бурильной колонне и затрубному пространству аэрированной промывочной жидкости;

3. бурение проектного интервала с наращиванием бурильной колонны;

4. включение в состав бурильной колонны последовательно расположенных обратных клапанов;

5. бурение проектного интервала одним долблением в режиме максимальной механической скорости;

6. перед наращиванием бурильной колонны промывка скважины в режиме аэрации с периодическим расхаживанием инструмента на максимально возможную высоту;

7. так же закачка газа в трубное пространство;

8. так же долив в трубное пространство промывочной жидкости;

9. так же герметизация затрубного пространства.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.

При бурении на депрессии стараются избежать задавливания в призабойную зону продуктивного пласта частиц выбуренной породы. Т.е. стремятся избежать кольматации пласта. Применение аэрированных промывочных жидкостей создает на забое депрессию и препятствует задавливанию в пласт кольматирующих элементов. Однако при наращивании бурильной колонны (наращивании труб) неизбежно приходится заполнять скважину неаэрированной промывочной жидкостью, которая сама проникает в продуктивный пласт и под действием которой происходит попадание в пласт кольматирующих элементов. Эффект депрессионного бурения, направленный на исключение кольматации призабойной зоны пласта, снижается. В предложенном способе решается задача исключения кольматации призабойной зоны пласта при бурении на депрессии. Задача решается следующим образом.

Перед бурением производят сбор бурильной колонны, состоящей из долота, винтового забойного двигателя, наддолотного модуля забойного давления, телеметрической системы, двух обратных клапанов, контейнера с глубинными манометрами, бурильных труб, шарового крана, ведущей трубы и шарового крана к силовому вертлюгу, силового вертлюга и трех обратных клапанов на глубине 15-20 м и через каждые 100 м бурения. Назначение трех обратных клапанов — предотвратить обратную циркуляцию любой жидкости или газа по колонне бурильных труб.

Организуют циркуляцию по бурильной колонне и затрубному пространству аэрированной промывочной жидкости. Лучшей аэрированной жидкостью общепринята нефть в смеси с азотом — нефтегазовая смесь. Бурят проектный интервал одним долблением (без извлечения бурильной колонны) в режиме максимальной механической скорости с наращиванием бурильных труб. Перед наращиванием каждой бурильной трубы промывают скважину в режиме аэрации с периодическим расхаживанием инструмента на максимально возможную высоту. Этим максимально удаляют из скважины кольматирующие элементы. Закачивают газ в трубное пространство, доливают в трубное пространство нефть и герметизируют затрубное пространство. При этом за счет наличия порции газа давление на забое резко снижается и остается пониженным (не успевает восстановиться за счет притока из пласта) в течение всего периода наращивания бурильной колонны или каких-либо других технологических мероприятий или перерывов в работе.

Наращивают бурильную колонну (трубы), разгерметизируют затрубное пространство, организуют циркуляцию по бурильной колонне и затрубному пространству нефтегазовой смеси и продолжают бурение скважины до нового наращивания бурильной колонны.

Таким образом, в течение всего цикла бурения в скважине поддерживается давление ниже пластового, что исключает попадание промывочной жидкости и кольматирующих элементов в призабойную зону пласта.

Пример конкретного выполнения

Бурят горизонтальную нефтедобывающую скважину. Месторождение — Бавлинское. Продуктивный пласт расположен в кизеловских отложениях турнейского яруса. Проектное пластовое давление — 10,5 МПа.

Перед бурением производят сбор бурильной колонны, состоящей из долота 143,9 СЗ-ГАУ, винтового забойного двигателя ВЗД ДР-106, наддолотного модуля забойного давления, телеметрической системы ЗТС-42ЭМ, двух обратных клапанов КОШЗ-102×35, контейнера диаметром 100 мм с глубинными манометрами АМТВ МК-107, бурильных труб диаметром 88,9 мм, шарового крана КШЗ-102×35, ведущей трубы диаметром 88,9 мм длиной 9,61 м и шарового крана КШЗ-102×35 к силовому вертлюгу, силового вертлюга и трех обратных клапанов типа КОШЗ-102×35 на глубине 19 м и через каждые 100 м бурения.

Организуют циркуляцию по бурильной колонне и затрубному пространству аэрированной нефти. Для этого выходят на режим прокачки 6±0,2 л/с по нефти и 15±0,3 м 3 /мин по азоту. Бурят проектный интервал одним долблением (без поднятия бурильной колонны) в режиме максимальной механической скорости, равной 10 м/час, с наращиванием бурильных труб. Перед наращиванием каждой бурильной трубы промывают скважину в режиме аэрации с периодическим расхаживанием инструмента на максимально возможную высоту, равную 15 м. Закачивают азот в трубное пространство с производительностью 10 м 3 /мин в течение 5 мин. Доливают в трубное пространство нефть в объеме 0,5 м 3 . Герметизируют затрубное пространство. Наращивают бурильную колонну, разгерметизируют затрубное пространство, организуют циркуляцию по бурильной колонне и затрубному пространству нефтегазовой смеси и продолжают бурение скважины до нового наращивания бурильной колонны.

В результате применения предложенного способа дебит нефти пробуренной скважины составляет 25 т/сут. Скважины по прототипу, пробуренные в сходных условиях, имеют дебит нефти не более 18 т/сут.

Применение предложенного способа позволит повысить качество вскрытия продуктивного пласта при бурении на депрессии.

Способ бурения скважины на депрессии, включающий сбор бурильной колонны, организацию циркуляции по бурильной колонне и затрубному пространству с применением газа, бурение проектного интервала с наращиванием бурильной колонны, отличающийся тем, что в состав бурильной колонны включают последовательно расположенные обратные клапаны, бурение проектного интервала выполняют одним долблением без извлечения бурильной колонны, перед каждым наращиванием бурильной колонны промывают скважину с закачкой в нее газа — азота и периодическим расхаживанием бурильной колонны на максимально возможную высот из условия удаления из скважины кольматирующих элементов, закачивают газ в трубное пространство, доливают в трубное пространство нефть, герметизируют затрубное пространство на период наращивания бурильной колонны или перерывов в работе, наращивают бурильную колонну, разгерметизируют затрубное пространство и продолжают бурение скважины до нового наращивания бурильной колонны, при этом в течение всего цикла бурения поддерживают давление в скважине ниже пластового давления.

www.findpatent.ru

Бурение и цементирование скважин

Бурение: использование микросфер серии HGS для бурения на депрессии.

Компания 3М представляет вниманию нефте- и газодбывающих компаний свою прогрессивную разработку для снижения плотности буровых растворов.

Специально разработанные полые стеклянные микросферы позволяют снизить плотность:

  • буровых растворов;
  • цементных растворов;
  • жидкостей заканчивания скважин;
  • Микросферы позволяют преодолеть сложности, связанные с бурением в сложных геологических условиях, при бурении интервалов с аномально низкими пластовыми давлениями, коллекторов, склонных к гидроразрыву, потерях циркуляции. Микросферы 3M™ Glass Bubbles призваны осуществить качественное улучшение технологии приготовления облегченных буровых растворов. Уникальная способность микросфер снижать плотность бурового раствора, сохраняя при этом легкость контроля его параметров, позволяет достичь высоких производственных результатов за счет упрощения технологии получения облегченных растворов.

    Применение микросфер 3M™ Glass Bubbles в облегченных буровых растворах

    3M™ Glass Bubbles представляют собой полые стеклянные микросферы, изготовленные из боро-силикатного стекла имеющие идеальную сферическую форму. При замешивании микросфер в буровой раствор в качестве облегчающей добавки, плотность раствора существенно снижается, расширяя окно плотностей бурового раствора, вплоть до 0,66 кг/л. Микросферы изготавливаются из химически устойчивого стекла, что позволяет им не растворяться в воде или углеводородах.

    Микросферы 3M™ Glass Bubbles обладают следующими свойствами:

    • Специально созданы с высоким соотношением прочности к плотности, что обеспечивает устойчивость к жестким условиям в скважине;
    • Имеют длительный срок службы;
    • Совместимы с очистным и другим скважинным оборудованием;
    • Жидкости с низкой плотностью, полученные при помощи микросфер, являются гомогенными, несжимаемыми и стабильными.
    • Использование микросфер 3M™ Glass Bubbles при приготовлении буровых растворов позволяет достичь следующих результатов:

      • Плотность буровых растворов снижается до 0.66 кг/литр;
      • Плотность бурового раствора легко контролируется;
      • Обеспечивается возможность проведения измерений во время бурения (MWD);
      • Сохраняется стабильность ствола, обеспечивается превосходный вынос породы и снижение вибрации.
      • Буровой раствор, произведенный с использованием микросфер 3M серии HGS в качестве облегчающей добавки, является экономичной альтернативой по отношению к аэрированному буровому раствору и облегченным буровым растворам изготовленным по другим технологиям.

        Приготовление облегченных буровых растворов: микросферы 3M™ Glass Bubbles или аэрирование

        До появления технологии приготовления облегченных буровых растворов при помощи микросфер 3M™ Glass Bubbles, общепринятой и наиболее распространенной технологией для бурения на депрессии и на сбалансированном давлении было аэрирование бурового раствора. Технология с применением стеклянных микросфер от компании 3М установила новый стандарт бурения с облегченным буровым раствором.

        Одним из преимуществ облегченного бурового раствора, изготовленного с использованием микросфер 3M™ Glass Bubbles, над буровым раствором, приготовленным по технологии аэрирования, является его экономичность.

        Применение микросфер в системах буровых растворов позволяет не только существенно снизить затраты на бурение, но и улучшить качество работ за счет сокращения времени на борьбу с поглощениями, простоты контроля плотности бурового раствора, сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта. Микросферы могут быть использованы в качестве облегчающей добавки к буровому раствору при бурении на депрессии, бурении на балансе и при давлении близком к балансу. Использование микросфер в облегченных буровых растворах дает следующие преимущества:

        • Существенное снижение расхода бурового раствора за счет меньших поглощений;
        • Снижение временных затрат на бурение;
        • Снижение вероятности повреждения продуктивных пластов;
        • Снижение риска потери циркуляции.

        solutions.3mrussia.ru