Вскрытие пласта на депрессии

научная статья по теме ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НА ДЕПРЕССИИ НА ПРИМЕРЕ СКВАЖИНЫ №4483 «КОМСОМОЛЬСКАЯ» ПЛОЩАДИ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ-ПУРНЕФТЕГАЗ» Геофизика

Цена:

Авторы работы:

Научный журнал:

Год выхода:

Текст научной статьи на тему «ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НА ДЕПРЕССИИ НА ПРИМЕРЕ СКВАЖИНЫ №4483 «КОМСОМОЛЬСКАЯ» ПЛОЩАДИ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ-ПУРНЕФТЕГАЗ»»

вскрытие продуктивного пласта на депрессии на примере скважины №4483 «Комсомольская» площади ОАО «НК «Роснефть-Пурнефтегаз»

DRILLING-IN OF PRODUCTIVE LAYER ON LOW PRESSURE AT EXAMPLE OF №4483 WELL OF «KOMSOMOLSKAYA» AREA

OF ROSNEFT-PURNEFTEGAZ PC JSC

T. TAMAMYANZ, Burenie SPU JSC

In history of rotary drilling, as in majority of cases now, main technology of drilling remains technology of works with

repressuring of drilled-in layers, including productive layers

Keywords: low pressure, drilling, aeration, pressure, technology

Бурение с репрессией сопряжено с частыми осложнениями в виде поглощений бурового раствора и прихватами бурильного инструмента. Основными же негативными последствиями первичного и вторичного (перфорация) вскрытия продуктивных пластов на репрессии являются:

• ухудшение (зачастую необратимое) коллекторских свойств пласта и как следствие — значительное снижение потенциально возможных дебитов скважин;

• длительные сроки освоения скважин;

• низкий коэффициент нефтегазоот-дачи пластов;

• затруднения в выявлении и оценке нефтегазоносности пластов в разведочном бурении;

• затруднения в подсчете запасов углеводородного сырья.

Наиболее отрицательное воздействие заканчивания скважин на репрессии проявляется на месторождениях с низкими и аномально низкими пластовыми давлениями, в т. ч. на истощенных месторождениях, а также в коллекторах с низкой проницаемостью, на месторождениях с трудно извлекаемой продукцией.

Известно, что в целом по Западной Сибири на большинстве месторождений потенциальные возможности продуктивных пластов используются лишь на 40 -75%. Несущественно отличается этот показатель и на месторождениях других регионов.

Следует отметить, что данная проблема стала сдерживающим фактором широкого применения способа вскрытия продуктивных пластов горизонтальным ство-

лом, когда значительно возрастают продолжительность времени и площадь контакта бурового раствора с коллектором по сравнению с бурением вертикального или пологого ствола.

Дорогостоящие усовершенствованные традиционные технологии бурения (бурение на репрессии) и интенсификации добычи мало эффективны и могут оказываться нерентабельными.

К настоящему времени однозначно доказано, что потенциальная эффективность любой технологии заканчивания скважин может быть максимально исчерпана лишь при условии, когда вскрытие продуктивных пластов ведется в условиях депрессии.

Широкомасштабное внедрение новой технологии в зарубежной практике с развитой нефтегазовой промышленностью и начальный отечественный опыт использования данной технологии убедительно показали ряд существенных преимуществ вскрытия продуктивных пластов в де-прессионных условиях:

• повышение продуктивности пластов в 4 — 6, а в отдельных скважинах в 8 — 10 и более раз;

• сокращение материальных затрат и времени на освоение скважин;

• повышение качества гидродинамической оценки продуктивных пластов, а также рост коэффициента извлечения продукции пластов;

• рост механической скорости проходки и более полного использования ресурса породоразрушающего инструмента;

• предотвращение поглощений бурового раствора и снижение вероятности прихватов бурильного инструмента.

заместитель генерального директора по коммерческой деятельности

ОАО «НПО «Бурение»

В истории вращательного бурения, как и в подавляющем большинстве случаев в настоящее время, основной технологией бурения остается технология работ с репрессией на вскрываемые пласты, в т. ч. продуктивные.

Подтверждением этому служит опыт ОАО «НПО «Бурение» по бурению скважин в условиях депрессии на ряде месторождений с различными горно-геологическими условиями: Куюмбинском месторождении (ОАО «НГК «Славнефть»), Ново-Покурском (ОАО «НГК «Славнефть»), Бавлинском (ОАО «Татнефть»), Харампурском, Тара-совском, Комсомольском (ОАО «НК «Роснефть-Пурнеф-тегаз»).

Специалистами НПО «Бурение» разработано три «Регламента на технологию вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии» и 4 рабочих проекта на строительство скважин в условиях депрессии. При этом проведено 5 сервисных сопровождений по вскрытию продуктивных пластов на депрессии с поставкой необходимого нестандартного наземного и внутриск-важинного оборудования для внедрения данной технологии.

Ниже приведен пример из опыта ОАО «НПО «Бурение» по вскрытию и управлению скважины в процессе углубления в депрессионных условиях на Комсомольском месторождении ОАО «НК «Роснефть-Пур-нефтегаз».

Работы на скважине №4483-Г проводились специалистами ОАО «НПО «Бурение» на договорных условиях.

Исходное состояние скв. №4483-Г Комсомольского месторождения на начало работ имеет следующие характеристики:

• забой скважины — 1890 м;

• эксплуатационная колонна 0 168 мм спущена на глубину 1885 м, зацементирована и опрессована на 115 атм;

• кровля пласта 1ПК18 по вертикали — 1505 м, по стволу — 1776 м;

• ожидаемое пластовое давление — 145 атм;

• максимальный угол наклона ствола — 83,02° на глубине 1803 м;

• отсекающий клапан КОК-168 установлен на глубине 1738 м;

• скважина заполнена технической водой.

На устье скважины был смонтирован следующий комплекс противовыбросового оборудования:

• колонная головка ОКК2-168х245х324 К1ХЛ;

• сдвоенный плашечный превентор фирмы Shafer 180х21 (нижний, с глухими плашками, верхний — с трубными плашками);

• плашечный превентор ППГ 180х35 с трубными плашками;

• универсальный превентор ПУГ 230х35;

• вращающаяся головка фирмы Shafer 230х500 PSI.

Манифольд МПБ2-80х35 смонтирован c блоком дросселирования и системой САУД (система автоматического управления дросселем), которые обеспечивают дистанционное управление выходящим из скважины потоком, направляемым в циркуляционную систему (ЦС) производства ООО «НГМ-Технология» г. Краснодар. В ЦС входят дегазатор ДВС-3, вибросито, илоотдели-тель, центрифуга, приемная емкость общим объемом 30 м3 с насосным

пенсационная емкость объемом 14 м3, модуль эжектора, а также модуль АМКД, обеспечивающий контроль параметров процесса углубления в режиме реального времени.

Перед началом работ по вскрытию продуктивного пласта в условиях депрессии были проведены тестирование оборудования ЦС (сепарация, дегазация, очистка), АМКД (аппаратно-методический комплекс бурения на депрессии) и САУД на предмет работоспособности в поверхностных условиях.

В качестве промывочной жидкости использовался раствор на нефтяной основе (РНО) рецептуры фирмы «Бейкер-Хьюз» со следующими параметрами:

• плотность 0,91 г/см3;

• условная вязкость 35 — 50 сек.;

• пластическая вязкость 8 — 14 спз.

Для бурения продуктивного пласта в условиях депрессии использовались КНБК, включающая забойную телесистему фирмы Schlumberger (с электромагнитным каналом связи), датчики давления, позволяющие регистрировать забойное давление в режиме реального времени.

По предварительно проведенным расчетам в ОАО «НПО «Бурение» на основании исходных данных, предоставленных геологической службой ООО «Пурнефте-газ-Бурение», для предотвращения обвалообразования слабосцементированного коллектора пласта 1ПК18 принято решение ограничить величину депрессии в пределах 5 — 10 атм. Для получения заданной (10 атм.) величины депрессии при прямой циркуляции аэрированной промывочной жидкости необходимо иметь степень аэрации 9,1 м3/м3. При этом производительность насосной группы по жидкости должна составлять 9,0 л/с, азотного компрессора — 6 м3/мин.

Специалисты ОАО «НПО «Бурение» смоделировали процесс углубления скважины до проектной глубины при промывке скважины аэрированной промывочной жидкостью для обеспечения заданной величины депрессии в каждом цикле углубления с указанием полного комплекса технологических характеристик.

Работы по тестированию гидравлической программы ОАО «НПО «Бурение» на РНО с помощью забойного датчика давления фирмы Schlumberger начались после выхода из-под башмака 168-мм эксплуатационной колонны на 20 м (необходимое условие для работы датчика по электромагнитному каналу связи).

модулем, сепаратор газовый, ком-

Рис. 1. Величина забойного давления при вскрытии продуктивного интервала

Рис. 2. Поддержание заданной депрессии при бурении и наращивании путем регулирования противодавления на устье скважины с помощью САУД

После первого спуска КНБК не удалось получить связь с забойной телесистемой и забойными датчиками давления. При этом выяснилось, что забойные датчики и телесистема в целом не работают в статических условиях, т. е. без циркуляции промывочной жидкости. В связи с этим в скважину был спущен второй комплект телесистемы с датчиками забойного давления с электромагнитным каналом связи фирмы Schlumberger При этом были получены данные только от телесистемы, однако данные по величине забойного давления по-прежнему отсутствовали. После двух неудачных попыток получения данных по забойному давлению по электромагнитному каналу связи было принято решение о применении забойной телесистемы с гидравлическим каналом связи, который по заверению специалистов Schlumberger позволяет получать данные при степени аэрации промывочной жидкости до 30 м3/м3. После спуска в скважину КНБК приступили к отработке режимов промывки с различной производительностью бурового насоса, производительность азотного компрессора была постоянной и составляла 6 м3/мин. Для сокращения времени подготовительных работ к бурению было

принято решение первоначально отработать режим, предложенный и рассчитанный специалистами ОАО «НПО «Бурение» согласно плану работ на бурение продуктивного пласта в условиях депрессии ^нас = 10,97 л/с, Q = 6 м3/мин. = 100 л/с; а = 9,1).

Было получено забойное давление Рзаб = 134 — 139 атм., при этом депрессия на пласт составляла 6 — 11 атм., что с приемлемой точностью совпадает с расчетными величинами.

Фактическая динамика изменения величины забойного давления при вскрытии продуктивного интервала изображена на рис. 1.

Поддержание заданной величины депрессии на пласт при бурении и наращивании инструмента осуществлялось посредством регулирования противодавления на устье

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Пoхожие научные работы по теме «Геофизика»

ТАМАМЯНЦ Т.Л. — 2007 г.

АГАРКОВ В., БИКИНЯЕВ Р., ВЯЗЕНКИН С., ГОЛЕЩИХИН С., КУЗЬМИН М. — 2005 г.

ВАКУЛА А., ГВОЗДЬ М., МУБАРАКОВ Р. — 2006 г.

naukarus.com

Способ вскрытия продуктивного пласта на депрессии

Предназначен для использования при бурении скважин в нефтяной и газовой промышленности, а также при бурении водозаборных скважин для вскрытия продуктивных пластов с целью добычи нефти, газа и воды. Согласно способу вскрытия продуктивного пласта на депрессии 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. Повышается качество вскрытия продуктивных пластов на депрессии при любой неоднородности свойств породы продуктивных пластов по их толщине при одновременном обеспечении сокращения времени вскрытия продуктивных пластов и исключения аварийных ситуаций при их проходке за счет установления с высокой точностью необходимого режима подачи промывочной жидкости и газообразного агента для обеспечения и непрерывного поддержания заданной величины депрессии и требуемого при этом распределения давлений по стволу скважины в зависимости от свойств вскрываемой породы в процессе бурения продуктивного пласта по всей его толщине.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к способам вскрытия скважинами продуктивных нефтяных и газовых горизонтов, и предназначается для использования как на вновь осваиваемых месторождениях нефти и газа, так и на месторождениях, находящихся в разработке. Изобретение может быть использовано при бурении вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин как в карбонатных, так и в терригенных коллекторах при любом низком давлении в пласте.

По патенту Российской Федерации 2058474, МПК 6 Е 21 В 21/14 (заявлено 10.08.93, опубликовано 20.04.96, БИ 11) известно изобретение под названием «Способ бурения скважины», которое принимаем за аналог.

При реализации изобретения по аналогу используют буровой снаряд с устройством, приводимым в действие энергией жидкого рабочего агента, приготавливаемого путем подачи в жидкость растворяемого в ней вещества с регулируемым расходом, обеспечивающим однофазное жидкое агрегатное состояние рабочего агента в призабойной части снаряда и выделение из жидкости этого вещества в виде газа с образованием газожидкостной смеси. В качестве растворяемого в жидкости вещества используют вещество, преимущественно диоксид углерода, способное образовывать с жидкостью насыщенный раствор при температуре от — 10 до 100 o С и давлении от 1 до 0,1 МПа и выделяться из него в виде газа при снижении давления на 0,1 МПа и сохранении неизменной температуры, в объеме не менее 0,1 м 3 на 1 м 3 насыщенного раствора в пересчете на нормальные условия.

Использование изобретения по аналогу позволит повысить эффективность бурения скважины за счет применения в качестве рабочего агента жидкого раствора, интенсивно выделяющего газ при движении в затрубном пространстве, начиная с любой наперед заданной глубины скважины и до ее устья.

Недостатком известного по аналогу способа является то, что не во всех случаях и не в полной мере обеспечивается повышение эффективности бурения из-за того, что регулирование расхода растворяемого вещества и смещение границ перехода газожидкостной смеси в жидкое однофазное состояние по длине колонны в условиях реальной скважины для обеспечения необходимых свойств на требуемых глубинах фактически обеспечить в необходимых пределах практически не удается, что кроме того увеличивает время работ и усложняет процесс бурения.

Наиболее близким (прототипом) к заявляемому изобретению по совокупности существенных признаков и достигаемому результату из числа известных технических решений является способ вскрытия продуктивного пласта на депрессии, приведенный в описании полезной модели к свидетельству РФ 16177, МПК 7 Е 21 В 21/14 (заявлено 25.01.2000, опубликовано 10.12.2000, БИ 34) под названием «Устройство для вскрытия продуктивного пласта».

Указанное устройство при работе реализует способ (принятый нами в качестве прототипа), включающий спуск в скважину колонны бурильных труб с долотом, обвязку устья скважины, промывку ствола скважины и подачу на долото при бурении аэрированной промывочной жидкости с газообразным, например, азотным агентом.

В способе по прототипу в обсаженную до продуктивного пласта скважину спускают колонну бурильных труб с долотом меньшего диаметра. Обвязку устья скважины герметизируют и оборудуют линиями подачи в колонну бурильных труб через эжектор промывочной жидкости из емкости на устье скважины и газообразного агента от источника его образования, в качестве которого используют, например, передвижную азотную компрессорную станцию марки СДА-5/101М. Межтрубное пространство скважины выкидной линией соединяют с сепаратором.

При бурении продуктивного пласта через колонну бурильных труб на долото одновременно и совместно подают промывочную жидкость и азот в газообразном состоянии, что исключает необходимость ожидания растворения в промывочной жидкости растворяемого (как в аналоге) вещества, сокращая тем самым время, упрощая производство работ при бурении и обеспечивая при этом депрессию в системе: скважина — продуктивный пласт.

Недостатками известного по прототипу способа является то, что не во всех случаях обеспечивается высокое качество вскрытия продуктивных пластов на депрессии, при этом не в полной мере обеспечивается сокращение времени вскрытия продуктивных пластов и не полностью исключены аварийные ситуации при их проходе. Это происходит в случаях необеспеченности расчетной депрессии на продуктивный пласт и обусловлено также геологическими свойствами вскрываемых пластов (неоднородность пород, характер насыщения флюидом и т.п. ).

Основной целью изобретения является достижение нового технического результата, а именно повышение качества вскрытия продуктивных пластов на депрессии при любой неоднородности свойств породы продуктивных пластов по их толщине при одновременном обеспечении при этом сокращения времени вскрытия продуктивных пластов и исключения аварийных ситуаций при их проходке за счет установления с высокой точностью необходимого режима подачи промывочной жидкости и газообразного агента для обеспечения и непрерывного поддержания заданной величины депрессии и требуемого при этом распределения давлений по стволу скважины в зависимости от свойств вскрываемой породы в процессе бурения продуктивного пласта по всей его толщине.

Указанная цель достигается тем, что в известном способе вскрытия продуктивного пласта на депрессии, включающем спуск в скважину колонны бурильных труб с долотом, обвязку устья скважины, промывку ствола скважины и подачу на долото при бурении аэрированной промывочной жидкости с газообразным, например, азотным агентом, в предлагаемый способ в совокупности с изложенными выше известными операциями нами введены новые существенные признаки: новые операции и устройства для их проведения, новые режимы проведения операций и порядок их выполнения, а именно: 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, затем в стволе скважины проводят исследования по установлению режимов бурения на депрессии, для чего 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, при этом 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 которому устанавливают требуемый режим подачи промывочной жидкости и газообразного агента, после чего 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.

Указанные выше новые существенные признаки являются отличительными признаками предлагаемого изобретения по отношению к известному способу по прототипу.

В настоящее время из общедоступных источников научно-технической и патентной информации нам не известны способы вскрытия продуктивного пласта на депрессии, которые вместе с известными существенными признаками содержали бы в себе предложенную нами, изложенную выше новую совокупность существенных признаков, как в заявляемом способе вскрытия продуктивного пласта на депрессии.

В совокупности известные и новые отличительные существенные признаки обеспечивают заявляемому изобретению достижение нового технического результата при его реализации.

Проведение исследований в стволе скважины по установлению режимов бурения продуктивного пласта на депрессии, предложенных в способе после промывки ствола скважины в начальный период круговой циркуляции промывочной жидкости с газообразным агентом не менее чем на трех режимах подачи аэрированной промывочной жидкости для создания депрессии при давлениях: ниже, равного и выше расчетного, с замером величин давлений на установленных по изобретению автономных и кабельном глубинном манометрах, фиксацией времени и потерь давления в интервалах от места установки манометра до устья скважины и анализ таких данных, дают возможность установить с высокой точностью необходимый режим подачи промывочной жидкости и газообразного агента для обеспечения и непрерывного поддержания заданной величины депрессии и требуемого при этом распределения давлений по стволу скважины в зависимости от свойств вскрываемой породы в процессе бурения продуктивного пласта по всей его толщине, что в конечном итоге позволяет повысить качество вскрытия продуктивных пластов на депрессии при любой неоднородности свойств породы продуктивных пластов по их толщине и одновременно при этом сократить время их вскрытия и исключить из-за неоднородности разбуриваемых пород аварийные ситуации при проходке стволов скважин.

Способ осуществляют следующим образом.

Вначале бурят ствол скважины до кровли продуктивного пласта традиционным буровым оборудованием на обычном буровом растворе и цементируют его. В обсаженный ствол скважины спускают колонну бурильных труб с долотом меньшего диаметра. В состав колонны бурильных труб перед спуском в скважину вводят не менее двух контейнеров с автономными манометрами, например, типа МТА-06. Устье скважины герметизируют, а ее межтрубное пространство выкидной линией соединяют с сепаратором. Оборудуют линию подачи в колонну бурильных труб через эжектор промывочной жидкости из емкости на устье скважины и линию подачи в колонну бурильных труб через указанный эжектор газообразного агента от источника его образования. В качестве последнего используют, например, передвижную азотную компрессорную станцию марки СДА-5/101М. Производят промывку ствола скважины. После чего через кабельный ввод в скважину на кабеле спускают глубинный манометр на глубину, сопоставимую с глубиной установки автономных манометров колонны бурильных труб. Подают в колонну бурильных труб через эжектор одновременно промывочную жидкость и газообразный агент, создавая в стволе скважины круговую циркуляцию газожидкостной смеси, после чего 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 режимов подачи аэрированной промывочной жидкости: ниже расчетного давления, равное расчетному и выше расчетного, обеспечивающих создание депрессии на продуктивный пласт. 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. При бурении продуктивного пласта 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.

Предлагаемый способ испытан в промысловых условиях при бурении девяти нефтедобывающих скважин, продуктивные пласты которых толщиной от 4 до 20 м имели неоднородные свойства породы по толщине и разные характеристики вскрываемых пород. Забойное давление во время вскрытия продуктивных пластов было ниже или равно пластовому давлению. Ни в одном случае при бурении продуктивных пластов предлагаемым способом не возникло ни осложнений, ни аварийных ситуаций. Во всех случаях был получен дебит нефти, в 2-4 раза превышающий проектный. Время бурения продуктивных пластов в 1,5-2 раза было ниже, чем при выполнении таких работ по прототипу. Сразу после бурения скважины были введены в эксплуатацию по добыче нефти, так как ни одна скважина не требовала времени на освоение.

Способ вскрытия продуктивного пласта на депрессии, включающий спуск в скважину колонны бурильных труб с долотом, обвязку устья скважины, промывку ствола скважины и подачу на долото при бурении аэрированной промывочной жидкости с газообразным, например, азотным агентом, отличающийся тем, что 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, затем в стволе скважины проводят исследования по установлению режимов бурения на депрессии, для чего 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, при этом 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 которому устанавливают требуемый режим подачи промывочной жидкости и газообразного агента, после чего 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.

www.findpatent.ru

Petroleum Engineers

Здравствуйте уважаемые форумчане!

Предлагаю здесь обсудить вопросы, связанные с бурением на депрессии.

На сегодня существуют следующие подходы:

1. Бурение с использованием растворов на нефтяной основе (дизтопливо+вода+присадки)

2. Бурение на нефти

3. Бурение с применением полых стеклянных микросфер

4. Бурение на аэрированных жидкостях

5. Бурение без выхода циркуляции, например на воде (что за зверь такой пару раз встречал такую формулировку в отчетах, но как это работает не понятно)

Пока напишу про пункт 5.

Есть такое, даже было, что несколько раз планировали так бурить, но обходилось). Может применяться там, где сильно просажено пластовое давление и имеются катастрофические поглощения. Поэтому проще (дешевле) на этих участках заменить раствор пресной водой и бурить проблемный интервал без циркуляции. Если это продуктивный целевой пласт, то верхние пласты уже изолированы колонной и вопрос в проявлениями верхних пластов закрыт. Если промежуточный, то надо смотреть что там с верхними пластами, достаточно ли будет давления, создавеномго пресной водой для предотвращения проявлений верхних (скорее всего нет), поэтому приходится думать о дополнительных колоннах, что делает скважину более дорогой. В общем применять или нет, решить вам, в некоторых случаях это разумное решение.

А без циркуляции весь шлам как на поверхность попадает?

А что, конкретно вы хотите обсудить, вот самое последнее что развивается в бурении на депрессии- пневмоударный способ бурения с продувкой аэрированными жидкостямию, стоит посмотреть видео по буровым работам с прменением буровых установок RD-20 http://www.youtube.com/watch?v=h9pQF63Xv5Y и сразу становится понятно, что коммереческие скорости бурению имеют лучшие показатели по сравнению с бурением в России, когда только монтаж буровой (наши буровые компании) занимает не менее пяти суток.

Предлагаю обсудить плюсы и минусы данных технологий, примеры положительных и отрицательных результатаов на конкретных месторождениях, стоимость и ограничения в использовании, как-то так.

Если планируется ГРП — смысл пропадает .

Коллеги! Предлагаю не отделываться общими фразами, а писать по существу вопроса!

1-2. Бурение на нефти я не слышал чтобы кто-то применял, а бурение растворами на нефтяной основе это как мне видится более дешевая замена синтетическим растворам. Основное назначение данных смесей это избежать проблем при бурении некоторых глин и солей.

4. Аэрированные жидкости это как раз основной метод при бурении пластов с низким пластовым и большими поглощениями. Применяли при бурении скважин на истощенном трещиноватом месторождении + LCM. Ничего сверхестественного нету, просто были еще одни салазки с оборудование на кусте. Можно использовать не на всю скважину, а только на проблемных интервалах в stand-by режиме.

5. Тут может быть два вида — riserless бурение в offshore или бурение с поглощениями. Первое уже как-то обсуждалось на форуме. Про второе делают обычно не от хорошей жизни. Например если бурится карбонатный кавернозный коллектор то иногда это единственный метод. При этом можно создать даже давление побольше чтобы шлам уходил подальше в пласт. Бурили одну такую разведочную скважину (wildcat offshore) — одни проблемы и большой перерасход бюджета. Есть опасность получить well control event.

Mi-Swaco Megadril и Baroid Enviromul, растворы на углеводородной основе. В основе — масло ВМГЗ. Бурение скажин как с низкими давлениями на глубине 3000м по 125ата, так с нормальными на 3200 по 300ата. Сам я не буровик и не химик, но как геолог могу сказать, что преимущество этих растворов как мне видится по опыту, состоит в быстрой кольматации стенок скважины и пласта, и недопущение дальнейшей фильтрации в пласт. К примеру, увеличивая плотность раствора можно не переживать, что пласт начнет принимать. Но это для коллекторов-песчаников. Уренгой.

Имеет смысл — бурение на аэрированных «чистых» жидкостях (вода + ПАВ + азот), «пенах» или ГЖС , при низком или аномально низком пластовом давлении .

И совсем не обязательно на депрессии .

Неужели на сайте отсутствуют профессионалы, занимающиеся бурением, кторым реально есть что сказать?

Поясню: скажем у меня месторождение с трещиноватым коллектором, коэффициент аномальности 0,87 от гидростатики.

Растворы на нефтяной основе 0,7 д/т+0,3 вода (присадки несущественно) = 0,7*0.86+1*0,3=0,902. Даже на РНО получаем репрессию и поглощения по 1000 м3

700 м3 дизельного топливо — не хило в условиях автономки на каждую скважину, дальше — больше (пластовое будет падать)!

Бурение на чистой нефти (0,82) -говорят что у нее не стабильная реология и низкая вязкость — плохо выносится шлам (но я то не профи)

Бурение на аэрированных жидкостях — наши суровые буровики говорят «Баловство все это», без объяснений причин, хотя на Ближнем Востоке и в США вроде как бурят.

Бурение с использованием микросфер вроде есть, но на каких месторождениях опробировано (информации нет)!

Советую прочесть документ

«Инструкция по вскрытию продуктивных пластов при отрицательном перепаде давления в системе «скважина-пласт» , г. Москва, 2004 год.

Бурение производится на технической нефти (дегазированной) с применением азотной установки.

В вашем случае надо работать с конструкцией скважины, так как вскрытие трещинных коллекторов(не желательно)на депрессии проводится из эксплуатационной колонны, что бы избежать осложнений в процессе бурения. Поглощения при вскрытии пласта на нефти не будет иметь ни какого значения для продуктивного пласта, но будет иметь значение в виде осложнений при бурении на таких глубинах.

www.petroleumengineers.ru