Спец вопрос. Бурение на репрессии представляет собой исторически традиционный метод, при котором внутреннее давление в коллекторе превышает пластовое гидростатическое
 Скачать 68.92 Kb.
|
|
Бурение на репрессии представляет собой исторически традиционный метод, при котором внутреннее давление в коллекторе превышает пластовое гидростатическое. В этом случае вскрытие пласта происходит за счет циркуляции бурового раствора средней плотности 1,2 – 1,3 т/м3. Подобное бурение на репрессии достаточно эффективно (в т.ч. и на скважинах незначительной глубины и в неустойчивых грунтах), однако быстро понижает дебит. Спустя 15-20 лет продуктивность добычи, в зависимости от ряда дополнительных характеристик месторождения, снижается от 5 до 60 раз, и даже текущие и капитальные ремонты восстановить хотя бы 50%-ную первоначальную отдачу оказываются не в состоянии. Причина этого – в возникновении явления кольматации и, как следствие, быстром падении под репрессивным воздействием скважинного ПЗП (проницаемости забойного пласта), независимо от используемого инструментария и типа бурового оборудования. По этой причине подавляющее число ведущих мировых и российских нефтегазовых компаний везде, где допустимо применение иной технологии, используют бурение на депрессии. Кардинальное ее отличие состоит не в повышенном, а пониженном (по отношению к пласту) создаваемом давлении в шахте – что не только вызывает приток флюидов с той же степенью эффективности, но и сохраняет естественные для породы коллекторные характеристики проницаемости на протяжении гораздо более долгого времени. Таким образом, с точки зрения не только долговечности эксплуатации, но и экологической безопасности бурение на депрессии для скважин значительно целесообразней – что полностью подтверждается и мировым опытом. При этом эффективность данного метода одинакова на всех разновидностях скважин – и вертикальных, и наклонно направленных, и горизонтальных. Снижение негативного воздействия бурового раствора на коллекторские свойства самого пласта; Значительное повышение проходки и скорости бурения, т.к. такой метод позволяет снизить давление, которое возникает на забое скважины; Увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН) и дебита скважины за счет снижения повреждения коллекторов; Данный метод делает возможным оперативно регулировать заданное дифференциальное давление между пластом и скважиной, в результате чего значительно снижается риск обвалов, размывов и других возможных осложнений. Пример применения технологии бурения на депрессии в Газпроме на Арчинском месторождении: На Арчинском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) в Томской области была успешно применена технология бурения на депрессии. Об этом Газпром нефть сообщила 3 октября 2017 г. На 2011 г на Арчинском НГКМ запасы нефти по категориям А, В и С1 составляли около 18,22 млн т, газа - 0,49 млрд м3, газового конденсата - 1 млн т. При традиционном методе бурения давление жидкости в скважине выше пластового, поэтому буровой раствор уходит в трещины пород и частично блокирует поступление нефти в скважину. При поглощении раствора породой продолжать бурение невозможно - промывочная жидкость уходит в трещину, теряется сигнал геонавигационного оборудования, разогревается долото. Задачу поглощения буровой жидкости решила технология бурения на депрессии. При использовании этой технологии буровой раствор закачивается с тем же давлением, что и в пласте или немного меньшим, что позволяет избежать поглощения раствора. За счет технологии бурения на депрессии, было дополнительно вскрыть 15 трещин с нефтью, что в 7 раз превышает результаты традиционных методов бурения, позволяющих вскрыть 1-2 трещины. Из-за этого бурение на депрессии дороже традиционного, но привлечение сложного высокотехнологичного сервиса на Арчинском месторождении оказалось полностью оправданным. В итоге дебит новой скважины составил 160 т/сутки, что более чем в 2 раза превосходит средние показатели аналогичных скважин. Кроме того, применение нового метода позволило начать добычу уже в процессе строительства скважины. Во время работы на Арчинском месторождении в процессе бурения получено 450 т нефти, что существенно повысило эффективность операции. Используемое в технологии оборудование позволяет вводить скважины в эксплуатацию в течение 2 суток после окончания бурения - в 8 раз быстрее, чем обычно. Пример применения технологии бурения на депрессии горизонтальной добывающей скважины Бавлинского месторождения: Продуктивный пласт расположен в кизеловских отложениях турнейского яруса. Проектное пластовое давление - 10,5 МПа. Перед бурением производят сбор бурильной колонны, состоящей из долота 143,9 СЗ-ГАУ, винтового забойного двигателя ВЗД ДР-106, наддолотного модуля забойного давления, телеметрической системы ЗТС-42ЭМ, двух обратных клапанов КОШЗ-102×35, контейнера диаметром 100 мм с глубинными манометрами АМТВ МК-107, бурильных труб диаметром 88,9 мм, шарового крана КШЗ-102×35, ведущей трубы диаметром 88,9 мм длиной 9,61 м и шарового крана КШЗ-102×35 к силовому вертлюгу, силового вертлюга и трех обратных клапанов типа КОШЗ-102×35 на глубине 19 м и через каждые 100 м бурения. Организуют циркуляцию по бурильной колонне и затрубному пространству аэрированной нефти. Для этого выходят на режим прокачки 6±0,2 л/с по нефти и 15±0,3 м3/мин по азоту. Бурят проектный интервал одним долблением (без поднятия бурильной колонны) в режиме максимальной механической скорости, равной 10 м/час, с наращиванием бурильных труб. Перед наращиванием каждой бурильной трубы промывают скважину в режиме аэрации с периодическим расхаживанием инструмента на максимально возможную высоту, равную 15 м. Закачивают азот в трубное пространство с производительностью 10 м3/мин в течение 5 мин. Доливают в трубное пространство нефть в объеме 0,5 м3. Герметизируют затрубное пространство. Наращивают бурильную колонну, разгерметизируют затрубное пространство, организуют циркуляцию по бурильной колонне и затрубному пространству нефтегазовой смеси и продолжают бурение скважины до нового наращивания бурильной колонны. В результате применения предложенного способа дебит нефти пробуренной скважины составляет 25 т/сут. Скважины по прототипу, пробуренные в сходных условиях, имеют дебит нефти не более 18 т/сут. Применение предложенного способа позволит повысить качество вскрытия продуктивного пласта при бурении на депрессии. |