МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего образования
«Национальный исследовательский Томский политехнический университет»
Институт природных ресурсов
Специальность: 131000 "Нефтегазовое дело"
Кафедра Бурения Нефтяных и Газовых Скважин
Учебно-исследовательская работа студента
На тему: «Использование явления депрессии на пласт при бурении скважин»
Студент гр. З-2Б12 _______________ М. В. Салмин
(подпись)
Преподаватель ТПУ ________________ А.Ф. Цимбалюк
(подпись)
________________
(дата)
Томск - 2016
содержание
Введение 3
Пример подбора оборудования 4
Литературный обзор 11
Вывод 23
Список источников 24
Введение
В отраслевом обороте появился термин - бурение с управляемым давлением (managed pressure drilling, MPD) для характеристики системы, когда приток из скважины специально не вызывается во время бурения, но профиль давления в скважине точно регулируется при помощи закрытой и находящейся под высоким давлением системы рециркуляции бурового раствора. Не полагаясь лишь на гидростатический столб бурового раствора, системы бурения с управляемым давлением регулируют давление в скважине с помощью вращающейся головки противовыбросового превентора с системой наземного контроля давления бурового раствора, возвращающегося из затрубного пространства.
При бурении на депрессии акцент делается на защиту пластов от повреждений — особенно в истощённых пластах с низким поровым давлением. Вызывая приток флюида из пласта во время бурения, мы предотвращаем образование скин–эффекта и соответствующего отрицательного воздействия на производительность скважины и отдачу пласта. Пониженное давление в стволе скважины также увеличивает скорость проходки, удлиняет срок службы долота и предотвращает потерю бурового раствора в пласты, сводя к минимуму вероятность прихвата под действием дифференциального давления.
Пример подбора оборудования.
Управление давлением в процессе бурения — усовершенствованная форма первичного управления скважиной, созданная для предотвращения простоев и затрат непродуктивного времени, присущих традиционным способам бурения. Наиболее распространенные варианты контроля давления в процессе бурения обеспечивают возможность использования закрытой системы возврата раствора и системы, которая выдерживает высокое давление. Последнее позволяет, в свою очередь, более точно управлять профилем давления по всему стволу скважины.
Преимуществом контроля давления в процессе бурения следует считать и возможность регулировать давление на забое при минимальном прерывании хода буровых работ. В отличие от бурения на депрессии, основная цель которого состоит в повышении производительности скважины за счет минимизации риска повреждения продуктивных зон, главной целью технологии управления давлением в процессе бурения служит снижение его стоимости. Наличие зон с пониженным поровым давлением, избыточным давлением, а также зоны с не значительной допустимой областью изменения давления (одинаковое поровое давление и давление ГРП) может привести к удорожанию стоимости бурения. При использовании методик традиционного бурения борьба с этими осложнениями заключалась в установке еще одной обсадной колонны, увеличении плотности бурового раствора, а то и вовсе в аннулировании программы бурения. При традиционном бурении давление на забое определяется исключительно суммой плотности бурового раствора, гидростатического давления и динамического компонента трения. В данном случае единственный метод воздействия на давление при забое без остановки буровых работ и изменения базовой плотности раствора — это включение или отключение буровых насосов. Значительное количество проблем, связанных с бурением (а соответственно и со временем работы без углубления забоя), с которыми сегодня сталкивается отрасль морского бурения, может быть в той или иной степени решено посредством выстраивания более точной технологии управления давлением в стволе скважины. Длительные прерывания буровых работ в данном случае не требуются.
Отечественный и зарубежный опыт бурения нефтяных и газовых скважин в различных горно-геологических условиях свидетельствует о том, что одним из определяющих условий безаварийной их проводки является поддержание (регулирование) заданного дифференциального давления в системе «скважина-пласт». Диапазон изменения дифференциального давления выбирается из условий предупреждения возможных поглощений буровой промывочной жидкости, флюидопроявлений, осыпей, обвалов и других осложнений ствола скважины, а также из требований охраны недр и окружающей природной среды. В настоящее время, этим требованиям в полной мере отвечают технологии бурения скважин на депрессии и равновесии давлений в системе «скважина- пласт», которые эффективны при проводке вертикальных, так и наклонно направленных, и горизонтальных скважин. «Правилами безопасности нефтяной и газовой промышленности», ПБ 08- 624-03 разрешается проведение буровых работ с регулированием дифференциального давления в системе «скважина-пласт». Допустимая депрессия на стенки скважины при бурении не должна превышать 10-15% эффективных скелетных напряжений (разность между горным и поровым давлением пород). При освоении скважин допустимая депрессия из ус- ловия обеспечения устойчивости призабойной зоны пласта и сохранности цементного кольца за обсадной колонной составляет 0,5 МПа. Однако, в одних случаях допустимая депрессия в 10-15% эффективных скелетных напряжений будет пренебрежимо мала, в других случаях очень велика, а в-третьих, бурение на депрессии вообще недопустимо. Нифантовым В.И. выполнен расчёт допустимой депрессии на продуктивные пласты при различных величинах коэффициента аномальности пластового порового давления от 0,25 до 2,0. Её численное значение при коэффициенте аномальности 1,0 превышает 1,1 – 1,6 МПа. При таких депрессиях может произойти разрушение околоствольной зоны вскрываемого пласта и возникнуть условия, осложняющие нормальный процесс бурения. Следовательно, при глубине бурения более 1500м необходимо уменьшать депрессию ниже 10% эффективных скелетных напряжений. В таблице 1 выделена рациональная область применения технологий бурения по глубинам и значениям коэффициента аномальности КА, в которой удовлетворяется требование п. 2.7.3.5 по выбору допустимой величины депрессии на стенки скважины при бурении. В условиях Пермского Прикамья с учётом вышеизложенного и применяемого устьевого оборудования величина депрессии ограничивается в пределах 0,3 – 1 МПа. С целью поддержания проектной величины производится расчёт программы промывки на стадии разработки проекта на строительство скважин на отрицательном перепаде давления в системе «скважина-пласт». Расчёт программы промывки в отечественной и зарубежной практике бурения производят по программе «MUDLITEI», разработанной компанией Маурер Инжиниринг Инк. Однако, как показывает отечественная и зарубежная практика бурения при отрицательном перепаде давления в системе «скважина-пласт» результаты, получаемые по данной программе, не всегда совпадают с промысловыми данными. Это обусловлено, по-видимому тем, что при использовании двухфазных систем «нефть-азот», растворимость азота в нефти помимо термобарических условий скважины зависит от состава нефти и газа. При этом расчётные методики должны иметь высокую точность для получения заданной величины депрессии и требуемого распределения давлений по стволу скважины, как основного условия устойчивости ствола, формирования определённого размера выбуренной породы, очистки ствола скважины от выбуренной породы и исключения аварий с прихватом бурильного инструмента. Наряду с указанным, использование только расчётных данных по промывке скважин во многих случаях являлось причиной бурения на псевдо-депрессии. В связи с этим, с целью достижения проектной депрессии на продуктивный пласт в процессе бурения, при одновременном обеспечении устойчивой работы гидравлического забойного двигателя группой исследователей с участием автора предложен способ промыслового проектирования и контроля в процессе бурения программы промывки. Суть его заключается в следующем. На основании программы промывки, рассчитанной по программе «MUDLITEI», составляется план инструментальных промысловых исследований на различных режимах. Для проведения исследований собирают и спускают в скважину компоновку включающую: долото, забойный двигатель, обратные клапана, не менее двух контейнеров, с установленными автономными манометрами типа АМТ- 06, АМТ- 07, АМТ-08, стабилизированные утяжелённые бурильные трубы, бурильные трубы. Компоновка инструмента должна быть строго идентична компоновке, используемой при вскрытии продуктивного пласта. Производят замену технической воды в стволе скважины на нефть. Объём нефти в сепараторе должен быть минимальным, обеспечивающим круговую циркуляцию через скважину.
4 Минимальный объём нефти Vmin для перехода на промывку определяют по формуле:
Vmin = Vм + Vс + Vэ,
где Vм – объём манифольда высокого давления и линии сепарации; Vс - минимальный объём нефти в сепараторе, обеспечивающий круговую её циркуляцию; Vэ – объём эксплуатационной колонны.
Расход нефти в газожидкостной смеси принимают из расчёта устойчивой работы гидравлического забойного двигателя (например для ДI-105-6л/с). После промывки ствола скважины через кабельный ввод вертлюга ВРБ-100, в скважину спускают на кабеле глубинный манометр типа АМТ-06 на глуби- ну 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 нефти с газообразным агентом в стволе скважины поочерёдно создают не менее трёх, обеспечивающих создание депрессии режимов подачи аэрированной жидкости: ниже расчётного давления, равное расчётному и выше расчётного, определённого по программе «MUDLITEI». На всех режимах замеряют величины давлений на автономных манометрах и манометре, спущенном на кабеле. Устанавливают потери давления в интервале от места установки манометра до забоя скважины. Производят подъём манометра на кабеле и инструмента с контейнерами глубинных манометров. Расшифровывают их. По полученным данным производят анализ изменения забойного давления в зависимости от расхода нефти и азота и строят график такой зависимости. По графику устанавливают требуемый режим подачи нефти и азота. Подачу нефти и азота на долото производят на выбранном режиме, поддерживая заданную величину депрессии на продуктивный пласт при вскрытии его по всей толщине. При этом в процессе вскрытия осуществляют непрерывный контроль двумя манометрами, установленными в контейнерах и одним, спущен- ном на кабеле. После окончания вскрытия продуктивного пласта поднимают манометр, спущенный на кабеле и манометры, находящиеся в контейнерах, производят сопоставление и оценивают изменение величины депрессии в процессе бурения. Предлагаемый способ испытан в промысловых условиях при бурении более шестидесяти нефтегазодобывающих скважин, продуктивные пласты которых толщиной от 4 до 20м имели неоднородные свойства пород-коллекторов по толщине. Забойное давление во время вскрытия продуктивных пластов было ниже и в трёх случаях равно пластовому давлению. Ни в одном случае при вскрытии продуктивных пластов не возникло ни осложнений, ни аварийных ситуаций. Во всех случаях был получен дебит в 2-4 раза превышающий проектный. Время бурения продуктивных пластов уменьшилось в 1,5-2 раза. Сразу после бурения скважины были введены в эксплуатацию по добыче нефти, так как ни одна скважина не требовала времени на освоение. Из вышеизложенного можно сделать следующий вывод. Разработанная методика проектирования и непрерывного контроля в процессе бурения при отрицательном перепаде давления в системе «скважина- пласт», величины забойного давления является надёжным способом, исключающим вскрытие пласта на псевдо-депрессии. Перед наращиванием инструмента и перед спуско- подъемными операциями отключают насос высокого давления и компрессоры. Газ быстро находит путь для выхода из смеси. Когда компрессоры и насосы включают после выполнения наращивания или спуско-подъёмных операций, де- газированный буровой раствор в верхней части скважины должен быть вытеснен из скважины аэрированным флюидом, поступающим снизу. Это приводит к значительному увеличению давления в скважине, которое следует за периодом разгрузки. Для исключения перепадов давления в рассматриваемых случаях применяют следующие методы. Использование дополнительного газа. Одним из способов ограничения скачков давления на забое после выполнения наращивания является прекращение подачи жидкости и закачка только газа до полного заполнения колонны бурильных труб. В этом случае после выполнения наращивания первым флюидом в затрубном пространстве становится газ, который компенсирует вес дегазированного бурового раствора. Существует несколько вариаций этой методики. Подача жидкости может быть прекращена, а колонна бурильных труб заполнена газом только до уровня верхнего обратного клапана. Метод работает хорошо только при быстром выполнении наращиваний. Могут быть использованы следующие варианты:
- Подача жидкой фазы прекращается и колонна бурильных труб полностью заполняется газом, затем в трубу подаётся буровой раствор до верхнего обратного клапана.
- Подача жидкой фазы прекращается и некоторое количество газа нагнетается в кольцевое пространство. Обычно заполняется примерно 300 метров кольцевого пространства. Цель этих процедур состоит в компенсации веса дегазированного флюида в верхней части скважины. Такая же идея используется при спускоподъёмных операциях. Колонна бурильных труб заполняется газом вместе с достаточным участком затрубного пространства для разгрузки скважины. Дифференциальное давление при этом немного отрицательное, т.е. сохраняется режим ОПД.