15RosNeft.ru Добыча и транспортировка нефти
Nav view search
Навигация
Понятие о бурении с депрессией на пласт
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.
При достаточно низком пластовом давлении в скважине нельзя получить условия депрессии на пласт с использованием обычных буровых растворов на водной или нефтяной основе. В этих случаях для получения депрессии на пласт в циркулирующий буровой раствор вводится неконденсируемый газ, в результате чего понижается плотность бурового раствора. Этот метод часто называют «искусственным созданием условий депрессии на пласт». При вскрытии истощенных продуктивных пластов для достижения депрессии на пласт часто используется азот криогенного происхождения или полученный мембранным методом. Все более широкое распространение для получения условий депрессии на пласт получают рабочие агенты в виде пены, в основном потому, что стабильная пена имеет наиболее высокую выносную способность по сравнению с любой другой рабочей жидкостью при данной скорости подъема в кольцевом пространстве.
Источник
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.
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 (ПЗП);
— 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.
Источник
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Максимально допустимая депрессия
Это значение наносят на график и тогда соответствующее ему значение QQ представляет собой величину дебита. В рассматриваемом примере максимально допустимая депрессия для данного объекта оценена равной 20 МПа. Из графика исходим, что потенциальный дебит равняется 2250000 м3 / сут. [31]
Чтобы снизить интенсивность перетоков газа в заколонном пространстве действующих газовых скважин, равно как и для уменьшения активных газопроявлений в аварийных газовых скважинах, в отдельных случаях возможно заложение разгрузочных скважин на допустимо близком расстоянии. Они должны временно создать максимально допустимые депрессии на пласт дегазируемой аварийной или неисправной эксплуатационной скважины. После выполнения своего назначения разгрузочная скважина переводится с форсированного режима на оптимальный или консервируется. [32]
Чтобы снизить интенсивность перетоков газа в заколонном пространстве действующих газовых скважин, равно как и для уменьшения активных газоопроявлений аварийных газовых скважин, в отдельных случаях возможно заложение разгрузочных скважин на допустимо близком расстоянии. Они призваны временно создать максимально допустимые депрессии на пласт, дегазируемый аварийной или неисправной эксплуатационной скважиной. [33]
Матрицу такой системы уравнений образуют коэффициенты взаимовлияния скважин. По техническим условиям задаются ограничения на максимально допустимые депрессии и максимальные дебиты скважин. Таким образом, задача максимизации количества нефти, добываемой на данный момент ( она формулируется как задача линейного программирования) — задача статической оптимизации, так как при этом не учитываются изменения параметров пласта во времени. В статическом оптимальном режиме эксплуатации, как правило, работают не все разбуренные скважины. [34]
Забойное давление определено путем вычитания из пластового максимально допустимой депрессии , так как на данном месторождении принят режим эксплуатации скважин при постоянной депрессии. [35]
Если скважина не оборудована фонтанными трубами, то максимально допустимая депрессия должна определяться для сечения, где скважина переходит от горизонтального положения к вертикальному, т.к. на этом месте происходят максимальные потери давления по длине фильтра. Если скважина оборудована фонтанными трубами, то допустимая депрессия определяется у башмака фонтанных труб. [36]
Осуществление режима О — const приводит к росту депрессии в пласте. Если при этом возможны осложнения при эксплуатации, то при достижении максимально допустимой депрессии необходимо установить для скважины новый технологический режим, например r const или Ар const, при котором не произойдет осложнений при эксплуатации. [37]
В начальный период разработки как газовых, так и газоконденсатных месторождений, когда отбор продукта из скважины ограничивается только пропускной способностью НКТ, применяется режим постоянного дебита. В дальнейшем переходят на режим постоянного градиента давления на пласт или на режим максимально допустимой депрессии на пласт. [39]
За 10 лет разработки из месторождения IX отбирается около 85 % запасов газа. При этом дебнты скважин за этот срок изменяются значительно и, несмотря на активное проявление водонапорного режима и большую максимально допустимую депрессию , для поддержания оптимального темпа отбора газа месторождения требуется значительное увеличение числа скважин по сравнению с первоначальным. [40]
Прочность труб, на которых спускается испытатель пластов. Трубы проверяют на смятие от действия наружного давления. Максимально допустимую депрессию определяют из условий прочности труб. [41]
Промежуточное значение а получается по месторождениям IV и VII. Как было показано-в § 27, месторождения I, VI, IX характеризуются активным упруговодонапорным режимом, в то время как на месторождениях II, V и особенно на месторождении VIII режим мало отличается от газового. Забойные давления в скважинах отдельных месторождений провинции зависят от максимально допустимых депрессий , которые устанавливаются из условия обеспечения устойчивости коллекторов при-забойной зоны скважины, недопустимости-преждевременного прорыва контурных или подошвенных вод или исходя из других ограничений технического или технологического характера. [42]
Эти ограничения работают по-разному. При достижении предельной обводненности, предельного газового фактора или минимально допустимого дебита нефти или газа скважина должна быть автоматически отключена. Ограничение на максимально допустимый дебит обычно используется при задании граничного условия в виде забойного давления. В этом случае при превышении дебитом заданного значения забойное давление на добывающей скважине автоматически повышается до такого значения, при котором будет выполнено ограничение. Аналогично, в случае нагнетательной скважины забойное давление снижается до такой величины, при которой расход не превышает заданного значения. Ограничение на максимально допустимую депрессию или минимально допустимое забойное давление для добывающих скважин и максимально допустимое давление нагнетания используется при задании граничного условия в виде дебита или расхода. В этом случае при нарушении ограничения дебит или расход автоматически снижаются до необходимого уровня. [43]
Источник
Приток под контролем
Бурение на депрессии — современная технология строительства скважин, которая позволяет более эффективно разрабатывать сложные запасы.
При традиционном способе бурения плотность бурового раствора подбирают так, чтобы давление жидкости в скважине (забойное давление) было выше пластового. Столб бурового раствора задавливает нефть и газ, находящиеся в пласте, не позволяя им вырваться наружу и создать риск аварии.
Такой подход называется бурением на репрессии, и в большинстве случаев, когда речь идет о традиционных запасах, он позволяет добиться желаемого результата — построить скважину требуемой длины и конфигурации. Сложности могут возникнуть при бурении в определенных видах пород. В первую очередь это касается карбонатных коллекторов, пронизанных многочисленными трещинами. Такие трещины обеспечивают приток нефти в скважину, поэтому ее ствол стараются направить через как можно большее их количество. Однако во время бурения они начинают достаточно быстро поглощать буровой раствор, так что традиционным способом обычно удается вскрыть не более одной-двух трещин.
Чтобы продолжать бурение дальше, нужно удерживать равновесие между поглощением раствора и притоком в скважину пластового флюида — давление в пласте и в скважине должно быть одинаковым. На практике забойное давление делают чуть ниже, позволяя нефти и газу поступать в скважину, но происходит это под жестким контролем, так, чтобы скважина не начала фонтанировать. В качестве промывочной жидкости обычно используют нефть, которая легче воды, иногда с добавлением азота для дополнительного снижения плотности. Это и есть бурение на депрессии. Оно дает возможность вскрывать значительно больше трещин, повышая эффективность разработки карбонатных трещиноватых коллекторов.
Технология бурения на депрессии была опробована на Арчинском месторождении «Газпромнефть-Востока» в Томской области. Его особенности — карбонатный коллектор с поровой емкостью и умеренной трещиноватостью, а также высокое газосодержание пласта. При бурении здесь нередко возникали разнообразные осложнения, аварийные ситуации, катастрофические поглощения бурового раствора. При этом продуктивность скважин на этом месторождении сильно зависит от количества вскрытых при бурении природных трещин. Строительство первой же скважины по технологии бурения на депрессии позволило вскрыть 15 продуктивных трещин, что в семь раз превышает результаты традиционных методов бурения. Протяженность горизонтального участка ствола составила 770 метров. При бурении скважины было задействовано оборудование общим весом более 400 тонн. Полученный дебит 160 тонн сырья в сутки более чем вдвое превосходит средние показатели аналогичных скважин. Сейчас на Арчинском месторождении с использованием технологии бурения на депрессии построено уже три скважины. По результатам этих работ технология будет тестироваться и на других активах «Газпром нефти», содержащих трещиноватые карбонатные коллекторы.
Однако это требует использования достаточно сложного и дорогостоящего оборудования. Чтобы загерметизировать устье скважины, не прекращая бурения и спуско-подъемных операций, используется роторно-устьевой герметизатор. Штуцерный манифольд позволяет регулировать давление в затрубном пространстве, откуда промывочная жидкость поступает на поверхность. Высокоточные расходомеры обеспечивают измерение всех параметров поступающей жидкости. А специализированное программное обеспечение обрабатывает данные, поступающие с датчиков, и контролирует весь процесс.
Еще одно преимущество технологии — возможность начать добычу уже в процессе строительства скважины. Речь идет о той нефти, которая поступает в скважину из пласта в процессе бурения. Ее излишки удаляют на поверхности. К примеру, во время работы на Арчинском месторождении уже в процессе бурения было получено 450 тонн нефти. Кроме того, используемое оборудование позволяет вводить скважины в эксплуатацию в течение двух суток после окончания бурения — в восемь раз быстрее, чем обычно. За это время на первой скважине было дополнительно получено еще 2700 тонн нефти.
Источник