О заканчивании скважин в условиях контролируемой депрессии на пласт

Размещено на http://www.allbest.ru/

О заканчивании скважин в условиях

контролируемой депрессии на пласт

Фурсин С.Г.

Григулецкий В.Г.

(РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина)

УДК 622.276.03

По мере “старения” месторождения и падения пластового давления наступает момент, когда стоимость бурения в обычном режиме репрессии на пласт значительно возрастает в связи с различными осложнениями и бурение на депрессии становится более экономичным. Для этого случая предлагается технология заканчивания скважин в условиях контролируемой депрессии на пласт на основе проходного пакера, струйного насоса и скважинного прибора, связанного кабелем с малогабаритной автоматизированной лебёдкой на устье.

Ключевые слова: пакер, уплотнение, струйный насос, бурение, депрессия, контроль, забой, прибор, измерение, кабель, малогабаритная лебёдка, станция ГТИ.

В цикле строительства скважин заканчивание является одним из основных и технически сложных процессов. От качества выполнения данного этапа в разведочных скважинах во многом зависит достоверность оценки перспективности новых месторождений, а в эксплуатационных - дебит [1-5].

Важным условием в технологии заканчивания скважин является исключение попадания флюидов пласта в окружающую среду. Решить данную проблему при существующей технологии заканчивания скважин сложно, так как бурение основного ствола и вскрытие продуктивного пласта производится с промывкой одним и тем же буровым раствором со сбором шлама в один шламовый амбар.

Заканчивание скважин актуально для “старых” нефтегазодобывающих регионов с трудноизвлекаемыми запасами, приуроченными к сложным коллекторам с пониженными пластовыми давлениями.

В этих условиях всё более широкое распространение приобретает технология бурения на депрессии - при отрицательном перепаде давления (ОПД) в системе «скважина-пласт», позволяющая сохранять естественные коллекторские свойства разреза, уменьшать поглощения промывочной жидкости и другие осложнения в коллекторах, повышать скорость проходки и снижать затраты на освоение месторождения в целом.

При вскрытии пластов на депрессии наиболее сложной задачей является поддержание (регулирование) заданного дифференциального давления на разбуриваемый пласт.

Впервые эта задача была решена Тагировым К.М. [6] при использовании герметизированной системы циркуляции, позволяющей вызвать контролируемый приток пластового флюида на забой скважины. В продолжение этих работ В.И. Нифантовым [7] была разработана технология вскрытия продуктивного пласта в условиях переменной депрессии, регулируемой ступенчатым или непрерывным изменением избыточного давления столба газированной промывочной жидкости в стволе скважины.

По данным Салихова Р. Г. [8] бурение на ОПД рационально при вскрытии продуктивных пластов, характеризующихся следующими признаками:

- истощенные пласты с низким пластовым давлением, сложенные устойчивыми горными породами;

- высокопроницаемые хорошо сцементированные изоморфные песчаники и карбонаты;

- трещиновато-кавернозные поглощающие пласты (при размерах трещин, превышающих 100мкм) представленные устойчивыми горными породами;

- пласты с включением глинистого материала и других пород, чувствительных к воздействию фильтрата бурового раствора (разбухающие глины, гипс, ангидрит и др.);

- обезвоженные пласты и пласты, характеризуемые существенной несовместимостью с фильтратами (эмульсиями, пульпой, осадками).

Особенностью технологии бурения на ОПД, когда депрессию на пласт создают путём аэрации и снижения веса столба промывочной жидкости в скважине, является необходимость проведения спуска-подъёма труб под давлением при их наращивании [6-8].

Для спуска-подъёма труб под давлением используют различные дополнительные устройства и приёмы: клапан-отсекатель в составе эксплуатационной колонны, систему “непрерывной” циркуляции бурового раствора, жидкость глушения, “тяжёлые пачки” раствора, закачиваемые перед наращиванием и др. При этом многими исследователями признаётся, что даже использование гибкой непрерывной трубы (колтюбинга) полностью не решает указанную проблему [9, 10].

Другой особенностью технологии бурения на ОПД с управляемым притоком пластового флюида и спуском-подъёмом труб под давлением является необходимость полного достоверного и в тоже время безопасного контроля над скважиной в реальном масштабе времени её проводки. Причём этот контроль важен как при бурении скважины в обычном режиме репрессии с наращиванием колонны труб, так и при её бурении в режиме депрессии [11].

Главной геологической задачей при заканчивании скважины на депрессии является определение интервала залегания продуктивного пласта, намечаемого к вскрытию на ОПД и в кровлю которого обычно устанавливают башмак обсадной колонны [8].

Наземный контроль при заканчивании скважины на депрессии традиционно осуществляют станцией геолого-технологических исследований (ГТИ) с детальным измерением устьевых параметров, анализом данных шлама, бурового раствора, механического и газового каротажа [12].

Продуктивный пласт, намечаемый к вскрытию на депрессии, выделяют по данным повторного каротажа (ГИС после бурения) с учётом материалов проводки соседних скважин. Основной инструментальный контроль величины забойного давления при углублении скважины в режиме депрессии на пласт осуществляют непрерывно с помощью глубинного манометра на кабеле, спускаемого в бурильную колонну на каротажной лебёдке через лубрикатор вертлюга [11].

Проведение повторных каротажей требует значительных временных затрат, а достоверность данных ГИС после бурения часто бывает снижена большими зонами проникновения бурового раствора в истощенных пластах.

Использование при углублении скважины каротажной лебёдки, работа которой должна быть синхронизирована с перемещением бурильной колонны в условиях возможных отрывов инструмента от забоя и проработок ствола, осложняет кабельные измерения. Прохождение кабеля через противовыбросовый шаровой кран на устье затрудняет его работу и требует достаточно длительного времени на закрытие крана из-за ограниченной скорости подъёма кабеля каротажной лебёдкой. Перемещение бронированного кабеля на устье скважины может вызвать искрообразование, что в условиях постоянного нефтегазопроявления пласта при бурении на депрессии снижает безопасность работ.

Рассматриваемый ниже подход, основанный на использовании наддолотного модуля (НДМ) в виде проходного пакера, струйного насоса и скважинного прибора, связанного кабелем с малогабаритной автоматизированной лебёдкой на устье, позволяет повысить эффективность заканчивания скважин в условиях контролируемой депрессии на пласт, особенно при вскрытии сложных коллекторов с пониженными пластовыми давлениями.

НДМ включается в состав роторной компоновки низа бурильной колонны (КНБК), которая может использоваться при разбуривании мощной продуктивной части разреза, причём как в режиме репрессии, так и депрессии в едином временном цикле без дополнительных спуско-подъёмных операций (СПО) инструмента.

В этой технологии струйный насос, работающий при включённых буровых насосах, создаёт при углублении скважины обратную призабойную промывку с перепадом давления 2ч3Мпа на пакерной втулке неподвижно закрепляемой на стенке скважины или в обсадной колонне, предварительно спущенной в кровлю разбуриваемого на депрессии продуктивного пласта.

Гладкая часть бурильной колонны НДМ представлена одной трубой или несколькими трубами (свечой) и может поступательно с вращением перемещаться внутри неподвижной пакерной втулки при допустимо малой утечке жидкости между сопрягаемыми поверхностями.

Этому способствует комбинированное уплотнение в соединении втулка - труба, когда первое по ходу действия напора металлическое кольцо 1 (рис. 1, 2) воспринимает основной перепад давления при некотором зазоре между сопрягаемыми поверхностями и работает в момент промывки скважины. Второе гидравлическое резиновое уплотнение 2, установленное в области низкого давления и соединённое отверстием своей внутренней полостью с областью высокого давления над пакером 3 работает при промывке и при отсутствии промывки в скважине. При промывке с перемещением гладкой части 4 колонны внутри пакерной втулки уплотнение 2 работает в щадящем режиме (основной перепад давления воспринимает кольцо 1) и дополнительно снижает утечку жидкости. В целом работа такого комбинированного уплотнения позволяет свести утечку жидкости на пакере при углублении скважины к допустимо малому значению, определяющему величину создаваемой депрессии. В случае выключения промывки скважины, например, при наращивании бурильной колонны уплотнение 2 нагружается со стороны высокого давления, исключает утечку жидкости между сопрягаемыми поверхностями и сохраняет действующую депрессию на пласт. Для устранения перетока жидкости внутри бурильной колонны она перекрывается обратным наддолотным клапаном (не показано).

Струйный насос 5 выполнен в виде стандартного сопла, камеры смешения и диффузора с выходом в затрубное пространство над пакером 3.

Для открытия гидравлического пакера 3 в процессе промывки скважины создаётся кратковременное повышение нагнетательного давления буровых насосов.

Повышение нагнетательного давления сверх рабочего значения передаётся на подпружиненный поршень 6 гидроцилиндра, который перемещается и перекрывает выход струйного насоса 5. В результате пакер 3 отрывается и закрепляется в обсадной колонне или на стенке скважины. В этом положении при подаче инструмента в скважину открывается замок 7 и освобождает перемещение гладкой части 4 колонны относительно пакера 3 с возможностью углубления скважины на депрессии при рабочем нагнетательном давлении буровых насосов.

Открытие пакера 3 происходит через перепускной клапан 8 и отсекаемый клапан 9, связанный с подпружиненным пальцем 10.

После углубления скважины в режиме депрессии на длину гладкой части НДМ при подъёме колонны и возврате её в прежнее относительно пакера 3 положение замок 7 закрывается, а палец 10 открывает клапан 9 с возможностью закрытия проходного пакера и перевода его в транспортное состояние.

Забойный контроль над скважиной осуществляется непрерывно в течение всего цикла бурения через лубрикатор вертлюга с помощью двух кабельных отрезков (линии связи типа KJlC-2М [13], соединяющей скважинный прибор НДМ с устьевой аппаратурой): верхнего и нижнего с возможностью их периодической дистанционной стыковки-расстыковки при наращивании колонны.

заканчивание скважина автоматизированный лебедка

Рис. 1 Рис.2

Рис.1 и Рис.2: 1 - металлическое кольцевое уплотнение; 2 - гидравлическое резиновое уплотнение; 3 - пакер; 4 - гладкая часть колонны (НДМ); 5 - струйный насос; 6 - поршень гидроцилиндра; 7 - замок; 8 - перепускной клапан; 9 - отсекаемый клапан; 10 - подпружиненный палец; 11 - малогабаритная лебёдка; 12 - верхний отрезок кабеля; 13 - вертлюг; 14 - скважинный прибор; 15 - встроенный в НДМ отрезок кабеля; 16 - нижний отрезок кабеля; 17, 18 - забойный индуктивный соединитель; 19, 21 - устьевой индуктивный соединитель; 20 - шаровой кран; 22 - шламовый фильтр.

При этом учитывается тот факт, что верхний отрезок по сравнению с нижним отрезком работает в облегчённых поверхностных условиях, где температура, давление, нагрузка и абразивный износ существенно меньше [14].

Это позволяет повысить эффективность забойного контроля за счёт уменьшения диаметра и прочности верхнего отрезка кабеля, использования автономной малогабаритной лебёдки и автоматизации процесса измерения в условиях наращивания колонны практически без дополнительных затрат времени.

Снижение прочности и уменьшение диаметра верхнего отрезка кабеля до приемлемых значений позволяет при необходимости без потери времени просто перерезать этот отрезок самим шаровым краном при его закрытии в момент угрозы выброса без нарушения технологии проведения аварийных работ. При этом верхний отрезок кабеля, рассматриваемый в данном случае как расходный материал, легко заменяется новым отрезком с оперативным возобновлением бурения скважины в прежнем режиме.

Устранение искрообразования на устье достигается использованием в качестве верхнего отрезка небронированного арамидного кабеля, например, КГФАЭФ (диаметр 2.8мм; масса 14.8кг/км; разрывное усилие 3кН) с пониженными значениями массы, габаритов, прочности и цены.

Малогабаритная (размером порядка 300х200х200мм) лебёдка 11 с верхним облегчённым отрезком 12 кабеля КГФАЭФ длиной до 1000м автономно устанавливается непосредственно на вертлюге 13 и подключается к станции ГТИ, снабжённой стандартной системой устьевых датчиков.

Работы при заканчивании скважины по описываемой технологии проводят следующим образом.

При разбуривании продуктивной части разреза производят спуск до забоя НДМ в составе КНБК в виде проходного пакера 3, струйного насоса 5, скважинного прибора 14 с встроенным кабелем 15 и гладкой нижней частью 4 бурильной колонны, представленной одной трубой или несколькими трубами (свечой).

На каротажной лебёдке в бурильную колонну спускают нижний отрезок 16 обычного, например, одножильного кабеля КГ1 (диаметр 6.3мм; масса 175кг/км; разрывное усилие 30кН), стыкуют его с встроенным в НДМ кабелем 15 через забойный индуктивный соединитель 17, 18 и закрепляют в переводнике на устьевом индуктивном соединителе 19. С малогабаритной лебёдки 11 через лубрикатор вертлюга 13 в колонну сквозь шаровой кран 20 спускают облегчённый верхний отрезок 12 кабеля КГФАЭФ с ответным устьевым соединителем 21.

Проводят бурение скважины с использованием НДМ в обычном режиме репрессии на пласт, но с обратной призабойной промывкой, создаваемой струйным насосом 5 при рабочем нагнетательном давлении буровых насосов. В процессе бурения нагнетаемый при рабочем давлении поток жидкости направляется в сопло струйного насоса 5 и через его диффузор выходит в затрубное пространство над пакером 3. Далее основной поток движется к устью скважины, а часть потока циркулирует через забой с долотом, обратный наддолотный клапан, шламовый фильтр 22, камеру смешения струйного насоса 5 и затрубное пространство.

При этом замок 10 закрыт, пакер 3 относительно колонны не перемещается и находится в транспортном закрытом положении, обеспечивая бурение скважины с НДМ в режиме репрессии.

В процессе бурения скважины с НДМ в обычном режиме величину репрессии на пласт регулируют путём изменения плотности промывочной жидкости и поддерживают не более 2ч3Мпа, что вполне приемлемо для большинства “старых” нефтегазодобывающих регионов.

Бурение скважины с НДМ проводят при традиционном поверхностном контроле с помощью станции ГТИ.

Дополнительно с помощью скважинного прибора 14 также осуществляют наиболее эффективный кабельный забойный контроль, характеризующийся в частности наибольшей чувствительностью и информативностью ГИС, когда измерения проводятся в динамике на начальной стадии формирования зоны проникновения пласта-коллектора.

Для этого стыковку-расстыковку нижнего 16 и верхнего 12 отрезков кабеля на устьевом индуктивном соединителе 19, 21 технологически совмещают с проработкой ствола при наращивании колонны и проводят с помощью лебёдки 11 по команде станции ГТИ в автоматическом режиме с использованием текущих данных бурения.

При очередном наращивании колонны в момент включения промывки станция ГТИ распознаёт начало бурения (по данным датчиков давления нагнетания, веса колонны и положения клиньев) и выключает тормоз малогабаритной лебёдки 11. Верхний соединитель 21 под действием собственного веса и потока промывочной жидкости, разматывая лёгкую лебёдку 11, начинает движение и за время проработки ствола (до касания забоя долотом и начала углубления) стыкуется с предварительным замедлением с ответным соединителем 19.

После проверки работоспособности организованного таким образом кабельного канала связи, подаётся команда скважинному прибору 14 на проведение измерений забойных параметров с привязкой по времени и глубине скважины. В процессе углубления скважины на одну трубу (свечу) измеряют и получают на устье в реальном масштабе времени практически сколь угодно большой объём наиболее ценной забойной информации, свободной от отрицательного влияния зоны проникновения бурового раствора.

При углублении скважины на одну трубу (свечу) бурильный инструмент беспрепятственно перемещается с возможностью отрыва от забоя и проработки ствола вместе с отрезками 12, 16 кабеля и лебёдкой 11, установленной на вертлюге 13, а нижний отрезок 16 дополнительно вращается совместно с колонной (при роторном бурении).

Завершение проходки бурильной трубы (свечи) фиксируется соответствующими датчиками станции ГТИ, по сигналам которых распознаётся начало проработки ствола скважины перед следующим наращиванием бурильной колонны. Включается электродвигатель лебёдки 11 и за время проработки ствола (до выключения промывки и отвинчивания инструмента на устье) верхний отрезок 12 кабеля с соединителем 21 поднимается выше шарового крана 20, давая возможность провести наращивание колонны. Затем электродвигатель лебёдки 11 выключается и включается её тормоз.

Следующая стыковка-расстыковка отрезков 12, 16 кабеля при наращивании инструмента и углублении скважины происходит в аналогичной последовательности с возможностью надёжного измерения забойных параметров по скоростному высокоинформативному каналу связи в автоматическом режиме при минимальном числе индуктивных соединителей в условиях стандартной бурильной колонны.

Проработка ствола скважины при наращивании колонны обычно составляет 5ч10мин, что практически всегда достаточно для стыковки-расстыковки кабеля без потери какой-либо информации или дополнительного ожидания. Существенно, что в любой момент проводки скважины, в том числе в крайне не благоприятных условиях, например, в случае прихвата бурильной колонны, используемые нижний 16 и верхний 12 отрезки кабеля при необходимости оперативно могут быть удалены из колонны без нарушения технологии проведения аварийных работ.

Оптимальный вариант скважинного прибора 14, приемлемый для большинства условий терригенного и карбонатного разрезов включает два геофизических зонда и четыре технологических датчика. На забое прибор 14 измеряет кривые бокового электрического каротажа (БК) большой и малой глубинности, переменной составляющей электрода ПС (фильтрационного потенциала), гамма-каротажа (ГК), акселерометра (ускорения низа колонны), датчика вибрации долота, манометра и термометра. Все измеряемые на забое сигналы оцифровываются с высокой частотой и передаются в скоростном высокоинформативном режиме по кабелю на устьевой компьютер.

Устьевой компьютер отслеживает изменение текущей информации в бурящейся скважине и в реальном масштабе времени формирует закономерный тренд продуктивного коллектора по диагностическим признакам, полученным в наиболее оптимальных забойных условиях с учётом изменения буримости пород, микропровалов инструмента, прямой фильтрации жидкости в пласт, смены литологии пород, понижающего проникновения бурового раствора и др..

При этом используются алгоритмы многоуровневой интерпретации получаемых в реальном режиме времени данных (например, исходя из того, что микропровалу инструмента на забое должно соответствовать повышение сигнала акселерометра и одновременно снижение сигнала датчика вибрации; повышение фильтрационного потенциала в трещиноватых коллекторах должно наблюдаться закономерно с пульсациями забойного давления и т. д.).

Таким образом, в процессе бурения скважины с НДМ по забойным наиболее достоверным ГИС с учётом поверхностных данных ГТИ и материалов проводки соседних скважин оперативно выделяют кровлю продуктивного коллектора или поглощающего пласта - объекта вскрытия на депрессии.

При обнаружении по забойным и поверхностным данным искомого максимально обоснованного объекта переходят с обычного режима бурения на репрессии в режим бурения на депрессии.

В общем случае с режима репрессии на режим депрессии переходят сразу же без изменения КНБК и СПО инструмента, что целесообразно, например, при вскрытии поглощающего пласта или продуктивного коллектора без предварительного спуска обсадной колонны.

Для этого прекращают углубление скважины с НДМ на репрессии, т. е. подачу и вращение инструмента, поднимают инструмент порядка 1м от забоя и кратковременно на несколько минут повышают сверх рабочего значения нагнетательное давление буровых насосов.

Повышенное нагнетательное давление воздействует на поршень 6 гидроцилиндра. Подпружиненный поршень 6, рассчитанный на определённое давление перемещается и перекрывает выход струйного насоса 5. Так как обратный наддолотный клапан закрыт, а свободный выход жидкости между пакерной втулкой и гладкой частью 4 колонны не возможен, то повышенное давление передаётся через клапаны 8, 9 во внутреннюю полость пакера 3. Это приводит к заполнению пакера 3 жидкостью, раскрытию и закреплению его на стенке скважины с герметизацией затрубного пространства в кровле намеченного к вскрытию на депрессии объекта.

Затем, не снижая нагнетательного давления, т. е. в открытом закреплённом положении пакера 3 подают инструмент вниз и при некоторой осевой нагрузке отрывают замок 7. Пакер 3 за счёт возможности его свободного вращательного и поступательного перемещения относительно гладкой части 4 колонны остаётся в неподвижном состоянии на стенке скважины.

В момент открытия замка 7 подпружиненный палец 10 смещается вниз и отсекаемый клапан 9 закрывается, сохраняя открытое положение пакера 3.

Снижают нагнетательное давление (через несколько минут после его повышения) до рабочего значения. Подпружиненный поршень 6 гидроцилиндра возвращается в исходное состояние и отрывает выход струйного насоса 5, обеспечивая переход НДМ в режим бурения на депрессии.

Включают ротор, подают инструмент в скважину, передают осевую нагрузку и крутящий момент долоту через НДМ и, не изменяя плотность промывочной жидкости, возобновляют углубление скважины в режиме депрессии на пласт.

В процессе углубления скважины на депрессии гладкую часть 4 колонны, выполненную с возможностью уплотнения перемещают на всю её длину внутри пакера 3 при допустимо малой утечке жидкости между сопрягаемыми поверхностями с использованием комбинированного уплотнения 1 и 2.

Нагнетаемый при рабочем давлении поток жидкости направляется в сопло струйного насоса 5 и выходит в затрубное пространство над пакером 3. При этом образуется обратная промывка с перепадом (порядка 2ч3Мпа) давления жидкости на пакере 3: восходящий поток движется в основном из разбуриваемого пласта через забой с долотом, обратный наддолотный клапан, шламовый фильтр 22, камеру смешения струйного насоса 5 и далее к устью скважины. Так как затрубное пространство полностью перекрыто неподвижным пакером 3, а величина утечки жидкости между ним и гладкой частью 4 колонны не велика, то в результате создаётся глубокая депрессия на пласт одновременно с углублением скважины. При этом в столе скважины над пакером 3 сохраняется репрессия на пласт.

При проходке непроницаемого прослоя, когда приток из пласта снижается, перепад давления и, соответственно, утечка жидкости на комбинированном уплотнении 1, 2 возрастает, обеспечивая в целом нормальную работу НДМ по всей толщине вскрытия разреза.

В момент выключения промывки, например, при наращивании колонны обратный наддолотный клапан закрывается, гидравлическое уплотнение 2 нагружается развитым перепадом давления (2ч3Мпа) на пакере 3 и исключает утечку жидкости на забой скважины, сохраняя действующую депрессию на пласт.

После углубления скважины в режиме депрессии на длину гладкой части 4 колонны - одной трубы или нескольких труб (свечи) - бурильный инструмент поднимают в прежнее относительно пакера 3 положение до взаимодействия пальца 10 с клапаном 9. При этом пакер 3 закрывается, одновременно закрывается замок 7 и жёстко фиксирует пакерную втулку на колонне в транспортном положении.

Затем опускают инструмент до забоя и продолжают бурение скважины с НДМ в режиме депрессии или репрессии в аналогичной последовательности.

Вскрытие продуктивного пласта на депрессии с НДМ осуществляют под полным контролем скважинного прибора 14, связанным на устье с лебёдкой 11 по приведённой выше схеме организации кабельного канала связи.

При этом особенно внимательно контролируют работу НДМ путём прямого измерения в реальном масштабе времени забойного давления и других параметров, не допуская режима псевдо-депрессии, перегрузки струйного насоса, накопления шлама и других нежелательных явлений.

Разбуривание самого продуктивного коллектора на ОПД контролируют по геофизическим данным, свободным от отрицательного влияния зоны проникновения бурового раствора и проводят на полную его мощность в соответствии с текущей забойной информацией в наиболее оптимальном режиме при минимальном “загрязнении” пласта.

После вскрытия продуктивного пласта в условиях ОПД переходят на промывку скважины жидкостью глушения, исключающей протекание негативных процессов в только что вскрытом коллекторе. В качестве жидкостей глушения могут быть использованы, например, высшие спирты интенсифицирующие притоки углеводородного флюида при освоении скважин [15].

Элементы предлагаемой технологии начинают опробоваться в процессе бурения скважин на месторождениях Краснодарского Края.

Выводы

1. Предложена технология заканчивания скважин в условиях контролируемой депрессии, основанная на использовании наддолотного модуля (НДМ) в виде проходного пакера, струйного насоса и скважинного прибора, связанного при углублении кабелем с малогабаритной автоматизированной лебёдкой на устье.

2. При углублении по этой технологии депрессия на пласт создаётся струйным насосом только в подпакерной призабойной зоне при допустимо малой утечке жидкости между неподвижной пакерной втулкой, закрепляемой в обсадной колонне или на стенке скважины и подвижной гладкой частью НДМ, представленной одной трубой или свечой. Это достигается за счёт использования комбинированного уплотнения в подвижном соединении втулка - труба. Первое по ходу действия напора металлическое кольцо воспринимает основной перепад давления при некотором зазоре между сопрягаемыми поверхностями и работает только при промывке скважины. Второе по ходу действия напора гидравлическое уплотнение устанавливается в области низкого давления, управляется высоким давлением и работает в щадящем режиме, обеспечивая малую утечку жидкости и соответственно достаточный перепад давления (2ч3Мпа) на пакере. В момент выключения промывки скважины, например, при наращивании колонны гидравлическое уплотнение остаётся в нагруженном состоянии и сохраняет действующую величину депрессии на пласт. (С учётом закрытого положения обратного наддолотного клапана).

3. Применительно к технологии заканчивания скважин с НДМ предложен проводной канал связи “забой-устье” на основе малогабаритной автоматизированной лебёдки в составе станции ГТИ, обеспечивающий полный достоверный и в тоже время безопасный контроль над скважиной в реальном масштабе времени её проводки, как на репрессии, так и на ОПД.

4. В этом канале связи исключается необходимость синхронизации перемещения бурильной колонны и кабеля при упрощении процесса измерений с учётом наращивания инструмента. Использование небронированного, например, арамидного кабеля КГФАЭФ исключает искрообразование на устье, что повышает безопасность контроля скважины на депрессии. Так как верхний отрезок, представленный арамидным кабелем КГФАЭФ, существенно менее прочен чем нижний отрезок, то он легко перерезается самим шаровым краном без потери времени при угрозе нефтегазового выброса. Снижение диаметра (до 2ч3мм) верхнего отрезка кабеля упрощает конструкцию лубрикатора вертлюга. Минимально необходимое число индуктивных соединителей в линии связи при стандартной бурильной колонне позволяет проще и надежнее контролировать забойные параметры в сложных условиях бурения на ОПД.

Литература

1. Амиян В.А., Амиян А.В., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. - М. : Недра, 1980. -375 с.

2. Бабалян Г.А. Физико-химические процессы в добыче нефти. -М. : Недра, 1974. - 200с.

3. Котяхов Ф.И. Влияние воды на приток нефти при вскрытии пласта. - М.:

Гостоптехиздат, 1949. - 72с.

4. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пластов. - М. : Недра, 1970. - 309с.

5. Гетлин К.Бурение и заканчивание скважин. - М.: Гостоптехиздат, 1963. - 519с.

6. Вскрытие продуктивного пласта с промывкой пеной на истощенных газовых месторождениях в условиях замкнутой герметизированной системы циркуляции. - /Тагиров К.М., Лобкин А.Н., Нифантов В.И. и др. //Э.И Сер. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. - М.: ВНИИГазпром, 1980. -вып. 16. - с. 5- 9.

7. Нифантов В.И. Разработка методов вскрытия продуктивных пластов при строительстве и ремонте газовых скважин в осложнённых горно-геологических условиях. Дисс…докт. техн. наук - Ставрополь, 2001. - 400с.

8. Салихов Р.Г. Повышение качества вскрытия продуктивных пластов совершенствованием технологии заканчивания скважин на депрессии. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, Уфа. - 2004. -24с.

9. Салихов Р.Г. Перспективное направление повышения качества вскрытия продуктивных пластов// Internet - журнал «Нефтегазовое дело», http://www.ogbus.ru/authors/SalikhovRG/SalikhovRG1.pdf.- 2003.

10. Янгазитов М Н., Доценко Б. А., Оганов А. С. Бурение скважин при равновесном давлении с системой «непрерывной» циркуляции бурового раствора. "Вестник Ассоциации Буровых Подрядчиков". М. 2011. №2, с.5-11.

11. Салихов Р.Г. Методика проектирования и достижения в промысловых условиях отрицательного дифференциального давления в системе «скважина-пласт». //Internet-журнал «Нефтегазовое дело».

http://www.ogbus.ru/authors/SalikhovRG/Salikhov RG1.pdf. 2003.

12. Доценко Б.А., Оганов А.С., Поликарпов А.Д. Контроль гидродинамического давления при строительстве скважин на равновесном давлении в системе «скважина-пласт». "Вестник Ассоциации Буровых Подрядчиков". М. 2010. №2, с.37- 40.

13. Кабельная линия связи KJlC-2М. // Каталог продукции ОАО НПФ «Геофизика», 2013. Каталог | Neftegaz.RU.

14. Фурсин К. С. Проводной канал связи для обеспечения телеизмерений в процессе бурения скважин. НТВ ”Каротажник”. АИС. Тверь. 2013. Вып.7. С. 101-109.

15. Руководство по заканчиванию скважин при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина-пласт» с одновременной интенсификацией притока» / Р.Г.Салихов А.П.Пермяков, С.Д. Глухов и др. - Пермь: Печатный салон «Меркурий», 2003. - 63с.

Размещено на Allbest.ru