Марей (1968) решил проблему уменьшения пульсаций давления с помощью установки дополнительной 52,4мм колонны НКТ с наружной стороны кондуктора на глубину до 800 метров (рис.3). Давление закачки для такой глубины должны быть достаточно высоким для хорошего перемешивания воздуха с буровым раствором и обеспечения небольшого значения эффективного отношения объёма воздуха к объёму флюида. Система работала достаточно хорошо, несмотря на потенциальные проблемы, связанные с повреждением и закупоркой НКТ при спуске. Во время наращивания подача воздуха через дополнительную колонну продолжается для осуществления продувки верхней части ствола скважины. После наращивания скачок давления значительно уменьшается, так как некоторое количество бурового раствора было удалено из скважины. При выполнении спуско-подъёмных операций подача газа сохраняется в течение некоторого времени для разгрузки верхней части ствола и сохранения низкого давления на забое. После завершения спуско-подъёмных операций возможна аэрация дегазированного бурового раствора при возобновлении его прокачки. Пульсации давления при СПО немного снижаются. Дополнительная колонна решает одну из проблем использования высокого значения отношения объёма воздуха к объёму флюида при поглощении. При этом возможно увеличить данное отношение при поглощении бурового раствора в скважине и очень быстро оценить реакцию системы на данное регулирующее воздействие. Таким образом, становится возможной частичная балансировка системы.
Вестермарк (1986) использовал подобную систему и пришел к выводу, что подача воздуха через дополнительную колонну уменьшает проблемы коррозии вследствие ограничения объёма воздуха в верхней части кольцевого пространства, которая является областью самых низких температур в скважине. Параллельные обсадные колонны. Тейчроб (1995) и Ай описали и применили концентрические обсадные колонны труб для решения проблем, возникающих при установке дополнительной (паразитной) колонны. Низ концентрической колонны для подачи воздуха был отцентрирован. После завершения бурения интервала скважины дополнительная колонна труб удалялась. Система работала хорошо и позволила уменьшить проблемы, связанные со спуском дополнительной колонны одновременно с обсадной колонной. Сдвоенные бурильные трубы. Сдвоенные концентрические бурильные трубы с внешней трубой, заканчивающейся на глубине 600 – 900 метров, использовались для нагнетания в скважину газа. Таким образом, из вышеприведённых данных следует, что существует ряд способов по предупреждению перепадов давления при наращивании и спуско-подъёмных операциях. Наиболее простой способ предупреждения перепадов давления при наращивании и спуско-подъёмных операциях является использование дополнительного газа. Кроме того, может быть рекомендован метод подбора компоновки инструмента для вскрытия продуктивного пласта без наращивания, учитывая небольшую их мощность. Из самого термина следует, что условия депрессии на пласт возникают каждый раз, когда эффективное циркуляционное давление бурового раствора, рабочей жидкости для заканчивания, интенсификации или ремонта скважины (гидростатическое давление столба жидкости плюс давление, развиваемое буровыми насосами при циркуляции или нагнетании жидкости, и сопутствующий перепад давления из-за сил трения) оказывается меньше, чем эффективное поровое давление в продуктивном пласте.
За исключением случаев аномально высокого пластового давления, столб бурового раствора на водной основе создает избыточное противодавление на продуктивный пласт. При разбуривании горизонтов с аномально высокими пластовыми давлениями и использованием буровых растворов на водной или нефтяной основе условия депрессии на пласт создаются естественным путем. Такие условия характеризуются термином "бурение с притоком из скважины", если они возникают в ходе бурения. Этот метод успешно применялся при разбуривании таких формаций, как Austin Chalk в штате Техас и штате Луизиана, а также в Мексике, Китае, и в других регионах, где имеются продуктивные пласты с запасом энергоносителей и наличием сероводорода.
Литературный обзор
Бурение новых скважин — процесс длительный, трудозатратный и дорогостоящий. При этом всегда сопряжен с определенным риском. Даже если прогнозы геологоразведки впечатляют, не факт, что скважина даст тот дебит, на который рассчитывают нефтяники. Говорят, нефть на кончике бурового долота. Только оно покажет, есть ли «черное золото» и каковы его запасы. Так-то оно так, но многое зависит, каким способом вторгаться в недра земли.
Репрессия и депрессия — плюсы и минусы
Не секрет, что когда бурение ведется по традиционной технологии (выражаясь языком бурильщиков — с репрессией на продуктивный пласт), это сопряжено с частыми осложнениями: поглощением бурового раствора, прихватами бурильного инструмента. Но самое главное — могут ухудшиться первоначальные коллекторские свойства продуктивного пласта и, как следствие, существенно снизится его дебит. Проще говоря, буровой раствор, проникая в пласт, забивает поры горной породы, из-за чего нефтеотдача пластов может значительно снизиться.
Но есть способ избежать подобных осложнений. Называется эта технология — метод бурения на депрессии. Термины «репрессия», «депрессия» применительно к бурению могут показаться тем, кто далек от «нефтянки», непонятными, поскольку в повседневной жизни они имеют совсем другое значение. Между тем ничего мудреного тут нет. На языке нефтяников депрессия — это перепад давления, то есть оно значительно выше в пласте, чем на стенке скважины. Если наоборот — давление выше на стенке, чем в пласте, то это репрессия.
Стоит добавить, что технология бурения на депрессии достаточно нова, но уже получила широкое развитие в таких передовых нефтегазодобывающих странах, как США и Канада. Ее внедрение и начальный опыт использования в России показали перспективность технологии и обозначили ряд существенных преимуществ перед прежней технологией со вскрытием продуктивных пластов в условиях репрессии.
В «Покачевнефтегазе» методом бурения на депрессии построены уже более 10 скважин. И эффективность такого метода очевидна. Нефтяники с удовлетворением отмечают значительное повышение продуктивности нефтяных пластов, сокращение затрат и времени на освоение скважин, а бурильщики говорят о повышении механической скорости проходки и ресурса породоразрушающего инструмента, предотвращении поглощений бурового раствора и снижении вероятности прихватов бурильного инструмента.
Первый блин был…
Первая скважина — 7309Г, вскрытая методом на депрессии, была построена три года назад на Кечимовском месторождении. Ту же самую бригаду депрессионщиков, работавшую тогда на Кечиме, можно встретить на месторождениях ТПП «Покачевнефтегаза» и сегодня. Бурильщики помнят: не все получалось сразу — первый блин на этапе опытно-промышленных работ оказался «комковатым». Но уроки прошлого пошли на пользу.
— У нашей первой скважины коллекторы были сложные, неустойчивые, песчаные. И обводненность была большая. Из-за этого и возникали проблемы. Потом мы изменили технологию, появились новые насосы, теперь все по-другому, — рассказывает мастер по опробированию Пермского филиала БК «Евразия» Александр Яковлев.
На то и проводятся опытно-промышленные работы, чтобы оценить все плюсы и минусы новых технологий. Первый опыт вскрытия пласта на депрессии на Покачевских месторождениях хоть и оказался негативным, но стал поистине бесценным. Теперь все эти нюансы учитываются, и при большом показателе обводненности бурение на депрессии не проводят вовсе. А по всем остальным параметрам, пожалуй, нет никаких противопоказаний. Потому геологи все чаще принимают решение о применении данной технологии на месторождениях ТПП «Покачевнефтегаз».
Надежды нефтяников оправдались
На 439-й кустовой площадке Покачевского месторождения методом бурения на депрессии строится уже вторая скважина. Первую бурили вертикально, окончание второй ушло в горизонт на 300-400 метров в глубину продуктивного пласта. Создание депрессии на продуктивный горизонт осуществлялось за счет промывки скважины аэрированной нефтью. Нефть — родная пластовая жидкость, и она не оказывает, подобно буровым растворам на водной основе, столь отрицательного влияния на качество вскрытия продуктивного горизонта.
Газирование нефти на скважине осуществляется компрессором, оснащенным специальным устройством, снижающим содержание кислорода в газовой смеси воздуха. Это необходимо производить в целях безопасности. Тот факт, что свежая нефть в союзе с кислородом является гремучей смесью, никому доказывать нет необходимости. Окончательный режим работы определяется показаниями глубинных манометров. По ним и выбирается оптимальный режим аэрации, правильное соотношение азота и нефти в газонефтяной смеси. Эта технология и обеспечивает нужное давление, которое сохраняется в течение всего времени бурения продуктивного участка ствола.
— Технология еще сравнительно молодая, но уже доказала свою перспективность. Суть в том, что в процессе бурения участка ствола в продуктивном горизонте давление в скважине постоянно поддерживается ниже давления в пласте. Таким образом, исключается загрязнение коллектора частицами выбуренной породы. В него не проникает никакая жидкая фаза раствора, а наоборот, идет приток в скважину пластовых флюидов. Данная технология позволяет в максимальной степени сохранить коллекторские свойства продуктивного горизонта. Призабойная зона после бурения на депрессии остается чистой. Именно этим и обусловлен столь высокий дебит скважин. Учитывая вышесказанное, с каждым годом на месторождениях «Покачевнефтегаза» по такой технологии бурится все больше и больше скважин, — рассказывает ведущий геолог геологического отдела ТПП «Покачевнефтегаз» Владимир Власов.
И действительно, плюсов у данной технологии множество. Существенный минус в том, что бурение на депрессии обходится в два, а то и в три раза дороже обычного. Вместе с тем и дебиты вполне могут быть увеличены в два-три раза. Так что показатели среднесуточной добычи все же окупают вложения.
Особое внимание при бурении в режиме депрессии уделяется правилам противопожарной безопасности, поскольку работать приходится с легковоспламеняемой промывочной жидкостью. При производстве таких сложных работ используется самое совершенное оборудование. Полная изоляция затрубного пространства устья скважины обеспечивается так называемыми превенторами. Важно, что современные технологии позволяют исключить любую возможность для промывочной нефти вырваться наружу и нанести ущерб окружающей среде
Анализ состояния вскрытия продуктивных пластов при традиционно применяемой отечественной технологии на месторождениях Западной Сибири и других регионов свидетельствует о том, что в большинстве случаев потенциальные возможности продуктивных пластов фактически используются лишь на 40-75 процентов, а в условиях низкопроницаемых коллекторов этот показатель еще меньше.
Исследованиями установлено, что коллектора с низкой проницаемостью наиболее чувствительны к ”загрязнению” при воздействии на них буровых и тампонажных растворов, фильтраты которых при проникновении в пласт существенно снижают его фазовую проницаемость.
В связи с этим, актуальность проблемы получения максимально возможного притока флюидов, соответствующего вскрытой мощности и проницаемости коллектора, несомненна и должна решаться путем применения таких технологий, которые позволяют исключить проникновение рабочих жидкостей и их фильтратов в продуктивный пласт.
Сущность такой технологии заключается в создании в период вскрытия продуктивного пласта и последующего времени заканчивания скважины условий, не допускающих превышения забойных давлений над пластовым давлением вскрываемого горизонта. Эта технология называется технологией бурения с депрессией на продуктивный пласт.
Как показывает современная зарубежная практика бурения, наиболее прогрессивным методом вскрытия продуктивных пластов и заканчивания скважин, который обеспечивает существенное повышение эффективности буровых работ в сравнении с традиционным методом вскрытия пластов в условиях репрессии, является первичное вскрытие и проведение последующих работ до ввода скважины в эксплуатацию с постоянным поддержанием депрессии на пласты как с использованием газообразных агентов, так и традиционных буровых растворов.
Это позволяет:
- бурить и вводить в рентабельную эксплуатацию скважины, в том числе с горизонтальными стволами;
- повысить качество вскрытия низкопроницаемых продуктивных пластов;
- значительно сократить затраты времени на освоение скважин после бурения и ремонта.
Данная технология реализуется при бурении:
- с продувкой инертными газами (азотом, выхлопными газами двигателей внутреннего сгорания и др.);
- c промывкой пеной;
- с промывкой аэрированной жидкостью;
- с промывкой растворами и эмульсиями на углеводородной основе.
Наибольшее распространение из указанных технологий получило бурение скважин и вскрытие продуктивных пластов по схеме прямой циркуляции с использованием газа, пены и аэрированных буровых растворов.
Использование газа при бурении скважин и вскрытии продуктивных горизонтов имеет характерные особенности, основными из которых являются:
1. Минимальное гидростатическое давление в скважине.
2. Отсутствие глинистой корки на стенках скважины.
3. Закупорка продуктивного пласта либо вообще не происходит, либо очень незначительная, что создаёт лучшие условия для его дальнейшей эксплуатации.
Вскрытие продуктивных горизонтов с использованием газообразных агентов, как правило, производится на месторождениях, где продуктивные пласты имеют плохие коллекторские свойства – низкая пористость и проницаемость, низкие пластовые давления.
При очистке забоя от шлама с помощью газа, скорость восходящего потока должна составлять 15 – 25 м/с, при использовании пены достаточной является скорость восходящего потока 0,1 – 0,5 м/с.
Транспортирующая способность пены выше, чем у обычной промывочной жидкости, поэтому вынос обломков породы диаметром 4–5 см считается естественным, расход газа и энергетические затраты гораздо ниже, чем при бурении с продувкой.
Меньшая скорость восходящего потока пены и образование непроницаемой корки на стенках скважины способствуют успешной проходке рыхлых пород, что невозможно при использовании газообразного агента.
Аэрированные жидкости (вода или буровой раствор), в поток которых нагнетается инертный газ, являются циркулирующими агентами с плотностью в пределах 0,1 – 1,0 г/см3.
Вскрытие продуктивных горизонтов в условиях депрессии на месторождениях Западной Сибири предлагается проводить с использованием аэрированного бурового раствора, а величину депрессии поддерживать в пределах от 4 до 20%.
В Западной Сибири успешный опыт вскрытия продуктивных пластов на депрессии с использованием традиционных буровых растворов был проведен ВНИИБТ в 1994 г. в объединении Юганскнефтегаз при бурении 4-х скважин на Северо-Салымском месторождении. Для реализации технологии вскрытия продуктивных пластов на депрессии было смонтировано специальное и дополнительное оборудование, позволяющее вскрывать продуктивные горизонты с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).
Предварительно были проанализированы все имеющиеся геологические и технологические материалы по вскрытию баженовской свиты и освоению скважин по принятым технологиям. Затем проведены подготовительные работы, лабораторные и промысловые исследования, на основе которых были определены конструкции скважин, способ бурения, компоновка бурильной колонны, типоразмеры долот, тип и параметры бурового раствора, режимы бурения. Одновременно с этим были решены вопросы крепления и освоения скважин, вскрытых по новой технологии.
Вскрытие продуктивных пластов баженовской свиты осуществлялось роторным способом с промывкой полимер-глинистым раствором с низким содержанием твердой фазы и минимальной плотностью в режиме депрессии, сопровождавшимся постоянным поступлением газа и нефти в скважину на всех этапах реализации данной технологии.
Необходимым условием эффективности применения технологии бурения скважин и вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии является наличие в предприятии специального противовыбросового и сепарационно-дегазационного оборудования, азотно-компрессорного оборудования, бури-льного инструмента и приборов, отвечающих следующим основным требованиям:
1. Герметизирующее и противовыбросовое устьевое оборудование устанавливают на весь период бурения с аэрацией жидкости, поэтому оно должно обеспечивать надёжную герметизацию устья скважины для того чтобы: – не допускать проникновения выходящей из скважины аэрированной жидкости с породой на рабочую площадку; – сдерживать напор восходящего потока жидкости с породой (особенно в пусковой период) и направлять его в выкидную линию в процессе восстановления циркуляции и бурения; – предупреждать излив жидкости из затрубного пространства при наращивании или подъёме инструмента (в условиях газопроявления, выброса и т.п.).
2. Герметизирующие элементы оборудования устья должны: – допускать свободное вращение и расхаживание колонны; – свободно пропускать бурильные замки, переводники и т.п. при СПО и наращивании; – обладать высокой стойкостью (в т.ч. к воздействию нефти и газа), долговечностью; – иметь простую конструкцию, быть надёжными и дешёвыми;
3. Устьевое оборудование должно быть выполнено по возможности конструктивно просто, обеспечивать лёгкость монтажа, иметь минимально возможные габариты, обеспечивать быстрое перекрытие устья под действием давления в скважине либо привода любой системы;
4. Герметизирующее устройство или вращающийся превентор должны быть обвязаны с желобной системой с целью обеспечения в процессе бурения в случае необходимости быстрого перехода с промывки аэрированной жидкостью на обычную промывку (и наоборот).
Для герметизации устья скважины применяется следующее оборудование:
1. Вращающийся превентор предназначен для автоматической герметизации устья скважины вокруг любой части бурильной колонны, в том числе ведущих, утяжелённых, насосно-компрессорных труб, а также их замковых соединений, при её вращении, расхаживании, наращивании и выполнении спуско-подъёмных операций. Устанавливается вместо разъёмной воронки над универсальным превентором.
Вращающийся превентор применяют при бурении с промывкой аэрированным буровым раствором, с продувкой воздухом или газом, с обратной
промывкой, с регулированием дифференциального давления в системе скважина – пласт, а также при вскрытии продуктивных пластов в условиях депрессии.
2. Универсальный превентор предназначен для герметизации устья скважин в процессе бурения без вращения инструмента для предотвращения возможных выбросов и открытого фонтанирования.
3. Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья скважин с целью предупреждения выброса или открытого фонтанирования как при наличии в скважине инструмента, так и при его отсутствии. Они выпускаются со сменными трубными плашками под бурильные трубы (диаметром от 73-168 мм), и глухими плашками, предназначенными для полного закрытия скважины при отсутствии в ней инструмента.
Для вскрытия продуктивных горизонтов на депрессии АзИНМАШем разработаны по одной схеме два комплекта устьевого оборудования: типа ОПВ1-156х320 и ОПВ2-230х320.
Применение аэрированного бурового раствора требует установки в компоновке бурильной колонны надежных обратных клапанов, в т.ч. и специальных, выпускаемых зарубежными фирмами: «Хандрил», «Бейкер».
Обратный клапан устанавливают в нижней части бурильной колонны (как правило, непосредственно над долотом) с целью предупреждения возможного проявления флюида, а также для предотвращения от зашламования долота, забойного двигателя или УБТ. При использовании забойного двигателя целесообразно применять обратный клапан, вмонтированный в предохранительном переводнике вала забойного двигателя. Необходимо также устанавливать обратный клапан под ведущей трубой.
Использование аэрированной жидкости изменяет также подход и к выбору типа долота, типа турбобура. Применение типа турбобура (одно-, двух- или трехсекционного) диктуется геолого-техническими условиями бурения и обуславливается рабочим давлением компрессорных установок. При использовании гидромониторных долот бурение следует производить с односекционными турбобурами. В настоящее время накоплен опыт бурения с промывкой аэрированным буровым раствором пород различных стратиграфических подразделений долотами практически всех типов диаметром от 445мм до 190мм в сочетании, главным образом, с турбобурами и электробурами, а также частично и роторным способом.
Условия бурения глубоких скважин с использованием пены и аэрированных буровых растворов требуют применения специальных передвижных высокопроизводительных компрессорных установок, развивающих высокие рабочие давления, которые удовлетворяют следующим требованиям:
1. Возможность регулирования в широких диапазонах параметров по расходу и давлению воздуха в зависимости от условий бурения;
2. Компактность и наименьшая масса;
3. Возможность транспортировки различными видами транспорта, высокая маневренность и проходимость в условиях бездорожья;
4. Простота и быстрота на месте работы;
5. Лёгкость подготовки к запуску, хорошие пусковые качества и надёжность в эксплуатации, особенно в зимнее время;
6. Возможность продолжительной, непрерывной работы при максимальных рабочем давлении и производительности;
7. Надежная защита от воздействия пыли, осадков, перепадов температур.
8. Безопасность в работе, автоматизированное управление.
Отечественная промышленность выпускает такие компрессорные установки: КПУ-16/250 (для скважин глубиной свыше 2000м); дизель-компрессоры высокого давления типа АК-7/200, ДКС-7/200А. Также выпускаются азотно-компрессорные станции, которые изготавливаются путём дооснащения воздушного компрессора СД-9/101М специальным газоразделительным блоком, обеспечивающим получение азота из атмосферного воздуха.
Краткое описание оборудования.
Буровой раствор, выходящий из скважины, для его дегазации должен пройти через блок дросселирования в сепаратор, который предназначен для разделения на фазы газожидкостной смеси бурового раствора с пластовым флюидом, а также направления потока газовой фазы на рассеивание в атмосферу
или на факельный стояк для сжигания и возврата бурового раствора в циркуляционную систему буровой установки.
Из блока сепаратора, если газ отделён недостаточно, буровой раствор пропускают через дегазатор для вакуумной дегазации. Преимущества вакуумной дегазации заключается в том, что в этом процессе осуществляется практически полная дегазация смеси и тем самым восстанавливается плотность раствора, выходящего из скважины до исходного значения, полностью исключается возможность аэрации бурового раствора за счёт атмосферного воздуха и не происходит выпадение утяжелителя. В отечественной практике применяются вакуумные дегазаторы типа ДВС, в зарубежной - дегазаторы фирм “Дрессер Магкобар”, “Стюарт и Стивенсон”.
Дегазированный буровой раствор поступает в приёмную ёмкость центральной системы гидроочистки (ЦСГО), проходит через четырёх-ступенчатую систему очистки и попадает в рабочую ёмкость буровых насосов.
Для создания и регулирования противодавления на устье, буровой раствор, выходящий из скважины, должен пройти через блок дросселирования. Управление дросселями с гидроприводом осуществляется с помощью пульта управления (ПДР).
Одним из основных факторов повышения эффективности метода является степень совершенства всего технологического процесса проводки скважины. Использование аэрированной жидкости существенным образом изменяет технологию проводки скважины в части как подхода к проектированию ее конструкции и выбору оборудования и инструмента, создания и поддержания
режимов циркуляции и бурения, проведения наращивания и СПО, так и выполнения ряда специфических работ: цементирования обсадных колонн, борьбы с осложнениями – поглощениями, жидкости, прихватами инструмента. Специфика технологии бурения определяется в первую очередь условиями, которые создаются в скважине: уменьшение гидродинамического давления на забой; улучшение очистки забоя; увеличение выносной способности смеси; уменьшения пульсаций давления в циркуляционной системе.
Перед началом работ должна быть разработана необходимая техническая и технологическая документация – дополнение к типовому техническому проекту с перечнем дополнительно устанавливаемого оборудования, бурильного инструмента, КИП и монтажными схемами его обвязки, а также с технологическими рекомендациями по режимам циркуляции и бурения с промывкой аэрированной жидкостью применительно к условиям месторождения
На скважине перед бурением необходимо провести ряд следующих технологических мероприятий:
a) очистить емкости буровых насосов от породы и загустевшего глинистого раствора, для того, чтобы исключить ошибки в определении расхода жидкой фазы смеси объёмным способом при наблюдении за балансом жидкости в процессе бурения;
b) заполнить водой (или буровым раствором) емкости насосов и запасные водяные емкости в количестве достаточном для бесперебойного бурения с промывкой аэрированной водой скважины в целом или выбранного интервала (если геологический разрез допускает использование воды);
c) подготовить земляной амбар с надежной обваловкой для сбора излишков пластовой воды, приток которой возможен в случаях создания значительных депрессий на поглощающие, водоносные или нефтегазоносные пласты. Объем амбара должен быть рассчитан на сбор пластового флюида в количестве не менее 1000 м3;
d) обеспечить запас раствора с параметрами в соответствии с ГТН в объеме, достаточном для заполнения скважины в случае возникновения технологической необходимости перехода с бурения с промывкой аэрированным буровым раствором на бурение с обычным раствором;
e) предусмотреть в обвязке желобной системы емкость – аккумулятор для сбора части раствора, вытесняемого из скважины воздухом.
Конструкция скважины должна выбираться с учетом известных соображений, а также существующей опасности при данном методе размыва верхних неустойчивых пород восходящим с большой скоростью потоком аэрированной жидкости, проявление продуктивных пластов и обваливания не перекрытых пород ствола в связи созданием значительных депрессий при бурении, и в процессе восстановления циркуляции.
Верхние отложения разрезов большинства нефтяных и газовых месторождений представлены слабосцементированными, неустойчивыми отложениями, склонными к осыпям и обвалам под действием различных факторов, поэтому, как правило, перекрываются кондуктором, бурение под который предусматривается по принятой на месторождении технологии. Спуск и цементирование производят обычным способом, обеспечивая требуемую высоту подъема цементного раствора за колонной, цементного стакана.
Усложнение конструкции скважины по сравнению с принятой должно быть обосновано технологической и экономической целесообразностью.
Упрощение конструкции скважины может осуществляться по мере изучения и уточнения гидрогеологического строения и особенностей разреза месторождения, а также накопления опыта буровых работ.
Для создания циркуляции аэрированной промывочной жидкости обычно первоначально подключают буровой насос (или насосы), затем компрессорные установки (одну или несколько). Циркуляцию следует начинать при подаче небольших количеств жидкости, постепенно увеличивая расход до требуемого, который, как правило, на 20-30% ниже, чем при обычном бурении. При этом обеспечивается постоянный расход воздуха. Расходы жидкости и воздуха определяются условиями бурения скважины.
В зависимости от гидрогеологических и технических условий, бурение производится при различных степенях аэрации промывочной жидкости. В практике бурения изменение степени аэрации достигается либо увеличением расхода воздуха при неизменном расходе жидкости, либо уменьшением расхода жидкости до определенных значений при неизменном расходе воздуха, либо одновременным изменением расходов жидкой и газовой фаз до требуемых величин. Во всех случаях при регулировании соотношений количеств подаваемых в скважину рабочих агентов имеются оптимальные значения, отклонение от которых нецелесообразно по техническим, технологическим или экономическим соображениям.
Для перехода с бурения с промывкой аэрированным очистным агентом на бурение с промывкой буровым раствором необходимо отключить компрессорные установки, не прекращая подачи жидкости, промыть скважину до полного вытеснения воздуха и приступить к проводке ствола обычным способом. А переход с промывки скважины аэрированной жидкостью на продувку воздухом производится постепенным снижением расхода жидкости с доведением его до нуля при постоянной подаче воздуха с последующим её увеличением до требуемых величин.
Для предотвращения сифона аэрированной промывочной жидкости из затрубного пространства в процессе бурения, наращивания инструмента или перед подъемом его из скважины, а также при вскрытии продуктивных пластов бурение осуществляется с обязательной герметизацией устья скважины.
После спуска инструмента в скважину в корпусе вращающегося превентора (или герметизирующего устройства) устанавливается патрон с уплотнителем и крепится в нем с помощью специальных устройств. Вкладыши ротора и зажимы после этого стопорятся.
При подъеме инструмента патрон с уплотнителем вращающегося превентора необходимо поднять на нижней муфте первой свечи бурильных труб и вместе с ней установить на подсвечник. Для предохранения уплотнителя от износа необходимо подвешивать патрон на бурильной трубе с помощью специального хомута.
В процессе бурения обратный клапан, установленный под ведущей трубой, перемещается вниз и с каждым наращиванием углубляется на длину наращиваемой трубы. Перед отворотом обратного клапана необходимо убедиться в отсутствии давления под ним. В случае обнаружения давления под клапаном необходимо его сбросить. Для предотвращения сифона аэрированной жидкости из бурильных труб перед их отвинчиванием для проведения очередного наращивания или подъема инструмента необходимо отключить компрессоры и закачать в бурильную колонну жидкость в количестве, достаточном для вытеснения воздуха из манифольдных линий под обратным клапаном.
Для предупреждения осложнений и аварий при бурении скважин с промывкой аэрированным очистным агентом следует выполнять ряд технологических мероприятий:
- в случаях вынужденных длительных простоев при необсаженном стволе скважины, особенно в разрезах, в которых имеются подвижные углеводороды, необходимо вытеснить из скважины весь воздух;
- на месторождениях, в разрезе которых имеются несколько газовых или нефтяных пластов, проявляющих при пониженном давлении, бурение следует производить с противодавлением на устье скважины;
- при обнаружении первых признаков нефтегазопроявления следует немедленно прекратить подачу воздуха и увеличить расход жидкости до максимально возможных величин с периодическим вращением и расхаживанием инструмента, а в случае опасности возникновения выброса – закрыть плашечный или универсальный превентор и продолжить промывку жидкостью с периодическим расхаживанием инструмента с противодавлением на устье скважины до полного успокоения скважины. Дальнейшее бурение скважины осуществлять обычным способом.
- при осложнениях, связанных с осыпанием и обваливанием проходимых пород, во избежание прихвата инструмента необходимо прекратить дальнейшее бурение и приступить к его расхаживанию, не прекращая циркуляции смеси до полного выноса обваливающихся пород.
- в случаях непрекращающихся затяжек инструмента по причине обваливания пород и опасности его прихвата, бурение с промывкой аэрированным раствором прекращается, осуществляется переход на бурение с промывкой раствором, отвечающим по параметрам требованиям ГТН;
- использование аэрированного очистного агента при работах по ликвидации прихвата инструмента шламом значительно ускоряет этот процесс.
Экономический эффект от вскрытия продуктивных горизонтов на депрессии заключается в увеличении начального дебита скважины и повышении темпов отбора запасов.
Изменение конструкции скважины и необходимость использования специального оборудования приводит к увеличению стоимости скважины в среднем на 20-40%, однако наряду с этим сроки окупаемости скважин сокращаются до трёх раз.
Дополнительные капитальные вложения в рассматриваемом мероприятии окупаются очень быстро, сальдо притоков и оттоков денежных средств уже в первый год оказывается положительным.
Сравнительный стоимость. Для горизонтальной скважины, пробуренной по традиционной технологии на Советском месторождении с начальным дебитом 50 т/сут. и стоимостью 21,6 млн. руб. (по смете составленной на декабрь 2000г.) и горизонтальной скважины пробуренной в условиях депрессии на продуктивный пласт с предполагаемым начальным дебитом 100 т/сут. и стоимостью 30,2 млн. руб. (увеличение затрат составило 40%) показал, что в этом случае ожидаемый чистый дисконтированный доход оказывается равным 7,5 млн. руб., что свидетельствует о высокой экономической эффективности данной технологии.
Фактическая стоимость строительства скважин в условиях депрессии на продуктивный пласт на 21,5 % превысила стоимость скважин, пробуренных по традиционной технологии. В соответствии с расчетами эффективности капитальных вложений, при сохранении достигнутого уровня отбора нефти из скважин, с учётом дисконтирования, срок окупаемости таких скважин сокращается в три раза.
Проведенные по окончании строительства скважин исследования показали значительно лучшее качество вскрытия продуктивного пласта и, в конечном счете, более чем двукратному увеличению дебитов нефти.
Также бурение скважин в условиях зон поглощений связано с большими материальными затратами и значительными потерями времени, поэтому вопросы экономической эффективности, получаемых от тех или иных мероприятий данной технологии, приобретают большое практическое значение.
Метод вскрытия продуктивных горизонтов с созданием депрессии, а также бурения скважин, в разрезе которых имеются зоны катастрофических поглощений, обеспечивает большой технико-экономический эффект, в связи с чем необходимо внедрение метода на месторождениях с благоприятными условиями.
В решении задач по дальнейшему улучшению технико-экономических показателей проводки скважин на месторождениях Западной Сибири одним из наиболее перспективных направлений является метод вскрытия продуктивных горизонтов на депрессии. Этот метод эффективно применяется в США, Канаде и в настоящее время успешно внедряется на ряде месторождений нашей страны, выгодно конкурируя с традиционными технологиями проводки скважин.
Вывод.
Применение данной технологии позволяет достичь основные цели:
- значительно улучшить качество и степень совершенства первичного вскрытия продуктивного пласта;
- проводить эффективное бурение скважин на месторождениях с пониженным по сравнению с первоначальными пластовыми давлениями и эксплуатацию скважин с необсаженной ча<