Бурение на равновесии

Упомянутые эффекты обусловлены, в первую очередь, уменьшением разности давлений между скважиной и разбуриваемыми горными породами.

Лучше всего показатели работы долота (механическая скорость проходки и проходка на долото) коррелируются с дифференциальным давлением на забое (с разностью между давлением со стороны скважины на забой и внутрипоровым -- пластовым давлением). Чем меньше эта разность, тем эффективнее разрушается порода долотом. Очевидно, дифференциальное давление на забое является комплексным гидродинамическим показателем, который значительно влияет на характер взаимодействия долота с породой на забое скважины.

Одна из главных функций циркулирующего бурового раствора -- очистка забоя и ствола скважины от обломков породы. От эффективности выполнения этой функции в значительной мере зависит скорость проходки скважины. Однако в ряде случаев гораздо больше на скорость бурения влияет другой фактор циркуляции -- гидромониторный эффект размыва забоя: с увеличением скорости истечения бурового раствора из насадок долота скорость бурения увеличивается.

Скорость и режим циркуляции бурового раствора определяют интенсивность размыва забоя потоком, значение дифференциального давления на забое, качество очистки забоя и ствола от разрушенной породы, степень размыва стенок скважины, энергетические затраты на циркуляцию, т.е. то, что прямо влияет на скорость бурения скважин.

С увеличением производительности промывки будет интенсифицироваться размыв породы на забое, улучшаться удаление шлама с забоя, при этом скорость бурения должна увеличиваться. Однако возникают также отрицательные эффекты: растет дифференциальное давление на забое за счет увеличения потерь напора в кольцевом пространстве, интенсифицируется размыв стенок скважины, увеличиваются энергозатраты.

При этом потери давления в кольцевом пространстве скважины могут изменяться на единицы и даже десятки атмосфер. Эти значения иногда малы по сравнению с гидростатическим давлением столба бурового раствора, однако и они могут оказать решающее влияние, особенно тогда, когда гидростатическое и пластовое (внутрипоровое) давления близки по значению, что характерно для современной технологии бурения скважин.

Комплексные исследования, выполненные по шести скважинам штата Луизиана, показали, что роль дифференциального давления на забое в процессе проходки скважины весьма заметна особенно вблизи баланса гидродинамического и порового давлений. В подвергнутых исследованиям скважинах бурение велось в интервале 2500 --4500 м, гидростатическое давление на забое составляло 35,0-- 100,0 МПа, пластовое давление изменялось от 27,5 до 93,0 МПа. В процессе бурения соотношение между пластовым и гидродинамическим давлениями у забоя было таковым, что дифференциальное давление на забое изменялось от положительного (+10 МПа) до отрицательного ( -- 6,5 МПа) значения.

Для точных определений значения дифференциального давления на забое использовали прямые измерения давлений в скважинах и геофизические методы оценки внутрипоровых давлений.

Для того чтобы данные были сопоставимыми, при определении механической скорости проходки вводились поправки на износ зубьев долота, а также на некоторое несоответствие осевых нагрузок на долота и их скоростей вращения. Результаты обработки представлены графическими зависимостями механической скорости проходки от дифференциального давления на забое.

В результате установлено, что изменение дифференциального давления на забое значительно влияет на механическую скорость проходки. Во всех анализируемых скважинах увеличение дифференциального давления от 0 до 7,0 МПа сопровождалось уменьшением механической скорости проходки на 24 -- 73 %. Причем вид этой зависимости может быть как прямолинейный, так и криволинейный (см. рис. 4.1.1).

Выявлено также, что степень влияния дифференциального давления на механическую скорость проходки зависит от такого режимного параметра, как осевая нагрузка на долото: с увеличением осевой нагрузки на долото зависимость механической скорости проходки от дифференциального давления становится более существенной. Причем при отрицательном дифференциальном давлении, т.е. когда пластовое давление превышает гидродинамическое давление циркулирующего бурового раствора на забой скважины, скорость проходки продолжает увеличиваться, часто с возрастающим темпом (табл. 4.1.1).



Рисунок 4.1.1 - Зависимость механической скорости проходки vм от дифференциального давления на забое ?р (по данным бурения в Южной Луизиане)

Существенное влияние дифференциального давления на забое на эффективность работы долот установлено также в работах, выполненных в Краснодарском крае.

Путем сравнения результатов бурения скв. 158 и 154 Западно-Крестищенского газоконденсатного месторождения показано, что в результате уменьшения дифференциального давления на забое на 4,2 МПа в сравнимых геологотехнических условиях бурения удалось повысить механическую скорость проходки в 2 раза (от 0,9 до 1,8 м/ч). Интервал 525 м в скв. 158 в связи с этим был пройден в 2 раза быстрее, чем в скв. 154. Это мероприятие позволило сократить длительность всего цикла бурения на 19 сут.



Таблица 4.1.1 - Зависимость приращения механической скорости проходки vм от удельной нагрузки на долото

Скважина	Скорость вращения долота, об/мин	Осевая нагрузка, О//о	Увеличение ум (в %) при уменьшении дифференциального давления от 4,0 МПа до 0
А	100	100	28
В	180	100	34
С	150	115	34
н	160	125	53
г	140	150	160
А	140	150	192

Фактические данные бурения скв. 1, 3 и 4 Северской площади в интервале 3100 -- 4300 м также подтвердили, что при прочих равных условиях механическая скорость проходки уменьшается с увеличением дифференциального давления на забое.

Таким образом, отрицательным последствием интенсификации промывки скважины может стать увеличение дифференциального давления на забое скважины и, как следствие этого, ухудшение условий взаимодействия долота с разрушенными породами на забое.

Дифференциальное давление на забое скважины определяется следующими геолого-технологическими параметрами:

- внутрипоровым давлением в горных породах и их проницаемостью;

- плотностью, вязкостью и фильтруемостью промывочного агента;

- гидродинамическими сопротивлениями потоку в кольцевом пространстве за бурильной колонной;

- избыточным давлением на устье в затрубном пространстве.

4.2 Оценка продуктивного пласта при бурении на депрессии (равновесии)

Часто задается вопрос о возможности получать данные из продуктивного пласта во время (или после) бурения на равновесии. Оказалось, что традиционные методы каротажа имеют ограниченную ценность, но заменяются при этом возможностью реально взглянуть на продуктивный пласт во время буровых работ. Ниже объясняется этот процесс.

Рисунок 4.2.1 - Давления в скважине при бурении на депрессии (равновесии) и репрессии

Процесс начинается с предварительного анализа данных, полученных из соседней скважины, и проектирования процедур испытания для максимизации информации о пласте, полученной в процессе бурения. Система «INSITE» компании «Халлибуртон» для сбора и управления данными обеспечивает сбор на одной платформе данных из всех источников, после чего с помощью уникальной системы анализа пласта анализируются данные по давлению и дебиту для определения продуктивности этого пласта. Один из компонентов этой системы первоначально используется для преобразования и корректировки данных по дебиту на поверхности по уровню забоя с учетом времени на закачивание и добычу. Затем давление на забое, соответствующее каждому пройденному интервалу, совместно с другими входными данными, используется в аналитической динамической модели пласта для расчета дебита из каждой продуктивного интервала. Для еще более точной характеристики продуктивного пласта можно также использовать числовую модель продуктивного пласта. Инженеры и геологи, изучающие пласт, совместно интерпретируют результаты прогноза и консультируют инженеров на площадке в отношении каких-либо дополнительных испытаний, необходимых для получения более подробной характеристики пласта или внесения изменений в планы буровых работ.

Такая методология «испытания в процессе бурения» предоставляет важную информацию о продуктивном пласте, которая во многих случаях существенно изменяет знания об этом пласте на месторождении. Пласты, эксплуатационные характеристики которых испытывать ранее не считалось экономически целесообразным, автоматически проверяются непосредственно в процессе бурения, что позволяет управлять работами с использованием огромного количества информации о пласте. Служба анализа продуктивного пласта компании «Халлибуртон» располагает приборами, которые быстро и точно анализировать такие данные путем сочетания нескольких передовых технологий и методологий. Имели место случаи, когда в интервалах, которые ранее не были «замечены» или не считались продуктивными при традиционных методах бурения, обнаруживались запасы, экономически оправдывавшие проведение работ по заканчиванию. Недавно, на одном интервале, который ранее считался непродуктивным, были обнаружены запасы, превышающие 0,4 триллиона кубических футов. Этот интервал был чувствителен к снижению коллекторских свойств, и поэтому при бурении на репрессии выдавал лишь «попутный газ». При бурении на депрессии и равновесии бригада сумела установить проницаемость интервала и, как следствие, снижения коллекторских свойств, вызванные несколькими периодами бурения на репрессии вследствие производственных ограничений. Возможности оценки продуктивности пласта, которыми располагает команда компании «Халлибуртон» по бурению на депрессии, максимизирует возможности дискретной оценки продуктивных интервалов и позволяет эксплуатировать этот пласт в полном объеме.

Две основных составляющих такого подхода потребовали уникального и передового для отрасли подхода. Во-первых, синхронизировать измеренные на поверхности темп закачки и текущий дебит на уровне забоя, чтобы можно было определить дебит для каждого вскрытого интервала. Во-вторых, необходимо было модифицировать самый характер динамических испытаний пластового давления, чтобы объяснить динамику постоянно изменяющейся высоты коллектора по мере продвижения бурового долота через продуктивный интервал. Это означало, что необходимо было решить задачу подвижных граничных условий; после получения такого решения оно было проверено в сравнении с более традиционными динамическими моделями для анализа давления (для простейшего случая постоянной длины ствола скважины), а также в сравнении с численными имитаторами (для увеличивающейся длины скважины). При этом получены результаты в пределах допуска 5%. В более широком смысле, результатом такого подхода может быть лучшая характеристика коллектора за меньшее время, чем принятое в отрасли нормативное время оценки с помощью кабельного каротажа, особенно совместно с некоторыми основными системами ИПБ.

В 2003 г. ярким примером успеха такого подхода стало первое применение бурения на депрессии (равновесии) в Таиланде. Как сообщалось в пресс-релизе Амерады Хесс от 6 июня 2003 г., было открыто гигантское месторождение природного газа, что привело к значительному увеличению источников природного газа для электростанции «Нам Понг» в Кон-Каене. Это открытие было весьма положительным результатом для таиландских властей, ведающих производством электроэнергии, поскольку обосновало жизнеспособность этой электростанции. В пресс-релизе компании «Халлибуртон» от 7 июля 2003 г. подчеркивалась роль, которую сыграла Служба анализа продуктивного пласта в достижении таких целей, как предупреждения снижения коллекторских свойств пласта, оценка продуктивности и оценка коллекторских свойств.

Рисунок 4.2.2 Модель операционной карты с имевшим место проявлением репрессии (обобщенные результаты)

Для руководителя работами может быть получена еще более ценная информация о продуктивном пласте. Во многих традиционных операциях бурения на депрессии без такого акцента на пласте продуктивный интервал вскрывается, в основном, на депрессии, но зачастую с интервалами вскрытия на репрессии. Результат действия такой временной репрессии часто упускается, и никогда количественно не оценивается. С помощью Службы анализа продуктивного пласта, с ее детальным сбором данных и аналитическими возможностями, теперь можно количественно оценить влияние бурения на репрессии, что дает в результате очень точную информацию о расходах, вызванных неспособностью добиться по-настоящему непрерывного режима бурения на депрессии. Рисунок 1 представляет собой модель, полученную из обобщенных результатов, полученных с помощью Службы анализа продуктивного пласта для бурения на депрессии. При вскрытии продуктивного интервала в условиях депрессии подключается Служба анализа продуктивного пласта, с получением в результате точной количественной характеристики продуктивного пласта. Как это иногда случается, незапланированные скачки давления создают в системе репрессию, хотя и на относительно короткий промежуток времени. После восстановления режима депрессии можно на высоком профессиональном уровне определить снижение коллекторских свойств. При степени повреждения № 1 установлено пятикратное понижение дебита. После значительных усилий по устранению повреждений путем увеличения репрессии, степень повреждения № 2 составляет, как видно, 2,5 раза. Самое главное наблюдение состоит в том, что в данном случае поврежденный пласт так и не восстановился до первоначальных уровней дебита за период наблюдения.

4.3 Методы и технологии бурения на равновесии

Существует три основных метода бурения на депрессии. Решение о том, какой метод использовать, принимается с учетом характеристик коллектора и целей проекта. Ниже обсуждаются эти три способа:

1) Закачка через стояк:

Это низконапорный вид бурения, применяемый в том случае, когда скважина неспособна выдавать нефть на поверхность (фонтанировать). Суть метода состоит в том, что какой-либо неокисленный газ (N2, CO2 или HC) вводится в стояк буровой установки, где он соединяется с буровым раствором. После того, как этот двухфазный раствор проходит через долото, газ расширяется, что облегчает столб жидкости и создает в кольцевом пространстве депрессию (равновесие). Большинство скважин на депрессии в мире бурятся именно таким способом.

2) Закачка в микрокольцевую зону или нагнетательную колонну:

Данный метод также является низконапорным методом. В этом случае путь нагнетания образуют концентрические обсадные колонны или колонна малого диаметра, спускаемые с внешней стороны обсадной колонны, куда можно нагнетать газ в кольцевое пространство «А» через нагнетательный канал. Это позволяет оператору понизить гидростатическое давление в кольцевом пространстве при отсутствии в бурильной трубе двухфазного бурового агента. Поэтому в этом случае возможны стандартные скважинные исследования в процессе бурения.

К недостаткам этого метода относятся стоимость дополнительных обсадных труб, увеличение размеров скважины и средняя наработка на отказ нагнетательных отверстий.

3) Бурение с промывкой буровым раствором:

Это высоконапорный способ бурения на депрессии; во многих отношениях это наиболее простой для реализации метод. Когда в скважине имеется достаточное давление для фонтанирования на поверхность, то система бурового раствора должна разрабатываться с расчетом только того, что совместное действие закачиваемого и добываемого флюидов обеспечивало очистку ствола скважины и поддержание в кольцевом пространстве режима депрессии.

При данной технологии, однако, могут возникать самые высокие устьевые давления из всех методов бурения на депрессии, что необходимо учитывать при расчете и выборе типоразмеров оборудования и составлении методик. Другой существенный недостаток данной технологии -- это материально-техническое обеспечение, необходимое для обработки добываемого флюида, что также необходимо учитывать при выборе оборудования и составлении методик работы.

Положительной стороной этого метода является то, что при нем легче всего поддерживать режим депрессии и контролировать давление на забое. Этот метод наименее трудоемок в плане оборудования и наиболее близок к методикам обычного бурения, поэтому обучение буровых бригад упрощается. Он также обеспечивает наибольшее приближение к режиму установившегося притока среди всех технологий бурения на депрессии, и потому способствует оценке продуктивного пласта в режиме реального времени или проведению испытаний в процессе бурения.

Технологии бурения на равновесии:

Наиболее распространенной технологией бурения на равновесии (депрессии) является подбор типа рабочего флюида, используемого для осуществления операции. Они включают бурение с промывкой буровым раствором, бурение с аэрацией бурового раствора, бурение с применением пены, бурение с орошением, и бурение с продувкой воздухом или газом.

Бурение при сбалансированном давлении скважина- пласт определяется следующим образом: «Когда гидростатический напор бурового раствора намеренно проектируется более низким, чем давление вскрываемого пласта, то данную операцию называют бурением на депрессии. Гидростатический напор может быть меньше пластового давления при естественных условиях, или же этого можно добиться принудительно. Такое состояние, будь то естественное или вызванное искусственным образом, может привести к притоку пластовых флюидов, направляемого на устье скважины и регулируемого устьевым оборудованием».

1. Бурение с промывкой буровым раствором: бурение проводится с промывкой буровым раствором, причем гидростатическое давление, оказываемое столбом бурового раствора, меньше пластового порового давления, так что в процессе работ обеспечивается приток пластового флюида на поверхность.

2. Бурение с аэрацией бурового раствора: бурение, при котором используется двухфазный буровой раствор, содержащий тот или иной газ (обычно воздух, азот или природный газ), смешанный с жидкой фазой (обычно вода, глинистый буровой раствор или буровой раствор на углеводородной основе). Газифицированные буровые растворы обычно не содержат ПАВ.

3. Бурение с применением пены: бурение, при котором используется двухфазный буровой раствор, содержащий тот или иной газ (обычно воздух, азот или природный газ), смешанный с жидкой фазой (обычно вода, глинистый буровой раствор или буровой раствор на углеводородной основе) и связанный с помощью ПАВ. Жидкость является дисперсионной средой.

4. Бурение с орошением: бурение с использованием двухфазного бурового раствора, в котором газ (воздух, азот или другой) является дисперсионной средой.

5. Бурение с продувкой воздухом: бурение с использованием в качестве бурового агента чистого газа. Таким газом может быть воздух, азот, природный газ или любая комбинация газов.

4.4 Обвязка устья скважины при промывке скважины аэрированным буровым раствором

Рисунок 4.4.1 - Обвязка скважины при промывке аэрированным буровым раствором: 1 -устье; 2- желоба; 3 - выкид; 4,5 - задвижки; 6 - деаэратор циклонный; 7 -блок очистки; 8 - емкости для реагентов; 9 - дегазатор вакуумный; 10 - прием буровых насосов; 11 - нагнетательная линия; 12 - буровые насосы; 13, 14, 15, 16, 17 - блок компрессора с манифольдами и смесителями

1) На Ключевой площади Волгоградской области объединением "Нижневолжскнефть" и ВНИИБТ проведено опытно-промышленное бурение скв. 336 турбинным способом с промывкой аэрированным буровым раствором. Монтаж и обвязка оборудования выполнены по схеме ВНИИБТ (см. рис. 4.4.1). При этом использованы компрессорные установки типа КС- 16/100 (2 шт.), циклонный диаэратор Западно-Сибирского филиала ВНИИнефтемаша, вращающийся превентер ПВ- 307/200 и дегазатор типа ДВС-2 конструкции УкрНИИгаза. Система была оборудована контрольно-измерительными приборами для регистрации значения осевой нагрузки на долото, измерения механической скорости проходки во времени, давления жидкостно-воздушной смеси на стояке.

Выкид вращающегося превентора соединен со штуцерной батареей, с помощью которой создавали противодавление на устье. Выход штуцерной батареи соединялся с циклонным деаэратором, сброс которого обвязан с желобной системой буровой установки. Вакуумный дегазатор использовали в качестве второй ступени очистки бурового раствора от воздуха и газа.

Технологически процесс осуществлялся следующим образом. Восстанавливали циркуляцию перед очередным долблением, затем в нагнетательную линию одновременно подавали буровой раствор насосом У8-6 и воздух компрессором КС-16/100 при давлении на стоянке 6,0--10,0 МПа. Производительность бурового насоса составляла 22 --27 л/с, воздуха -- 13 -- 27 м3/мин. Выходящая на устье жидкостно-воздушная смесь попадала в деаэратор, где из бурового раствора удалялась большая часть воздуха. Затем раствор подавали в вакуумный дегазатор ДВС-2, где окончательно очищали от воздуха. Остаточное содержание воздуха составляло 2 --6 %.



Рисунок 4.4.2 - Обвязка скважины при промывке аэрированным буровым раствором на углеводородной основе по технологии компании Halliburton



Технология бурения на депрессии с использованием герметизированной системы циркуляции (ГСЦ) происходит по схеме, приведенной на рис. 4.4.3 Выходящая из скважины 14 промывочная жидкость через задвижки устьевой крестовины выкидной линии и отводной обратный клапан 11 поступает в герметизированный циклонный сепаратор 1 высокого давления, где происходит отделение шлама. Из сепаратора 1 жидкость с газом поступает в емкость 2 авторегулирования устьевого давления. В емкость 2 из баллонов 5 подается инертный газ, который занимает объем 8 с избыточным давлением p1, равным избыточному давлению на устье скважины 14. Уровень промывочной жидкости контролируется системой автоматики 3, 4, 7, 22, 23. При проявлении из пласта объем газированной жидкости в емкости авторегулирования увеличивается и уровень ее поднимается. Объем газа 8 уменьшается, а давление его возрастает и передается на устье. Увеличение устьевого давления передается на забой скважины, и приток флюида из пласта прекращается.

Рисунок 4.4.3 - Принципиальная схема замкнутой герметизированной системы циркуляции при бурении на депрессии (репрессии)



В ГСЦ предусматриваются контроль и регистрация расхода и давления промывочной жидкости 12 и 6 в нагнетательном манифольде и на выходе из скважины. Сброс шлама из сепаратора 1 и избытка промывочной жидкости в амбар 19 осуществляется через задвижки 20, а сброс газа через ДЗУ 4 - на факельную линию. Устье скважины 14 по трубопроводам 15 и 17 обвязывается с выкидной линией аварийным и рабочими отводами и стандартным блоком дросселирования 18. Линия 16 служит для долива скважины. Промывочная жидкость из емкости 2 поступает через ДЗУ 22 на прием буровых насосов по трубопроводу 21. Предусмотрен также сброс жидкости в емкости 10 стандартной циркуляционной системы через ДЗУ 23. На устье скважины вместе с ПВО устанавливается вращающийся превентор 13. Дозирующий насос 9 служит для ввода под давлением во всасывающую часть ГСЦ необходимых химических реагентов.

2) Более сложна, но достаточно надежна и эффективна технология циркуляции бурового раствора с регулируемым противодавлением на устье, которая широко применяется в зарубежной практике. Сущность этой технологии, часто называемой методом бурения при равновесном давлении в скважине, состоит в следующем (см. рис. 4.4.4).



Рисунок 4.4.4 - Схема циркуляции бурового раствора при несбалансированном давлении в скважине: 1 - скважина; 2- бурильная колонна; 3 - пакер вращающегося превентора; 4 - регулировочная задвижка (штуцер); 5 - газовый сепаратор; 6 - вибросито; 7 - центробежный насос; 8 - дегазатор; 9 - емкости

Буровой раствор, как и при обычной технологии, подают в скважину через бурильную колонну. Кольцевое пространство на устье загерметизировано вращающимся превентером (пакером), поэтому в поверхностную систему буровой раствор попадает через штуцерную батарею и газовый сепаратор, рассчитанный на давление до 1,6 МПа, рабочий клапан которого отрегулирован примерно на 0,4 --0,6 МПа. Перед началом долбления вместе с буровым раствором в скважину нагнетают воздух и снижают гидродинамическое давление на пласты до тех пор, пока не начнется флюидопроявление. В этом режиме продолжают работать буровой насос и компрессор, устанавливается приближенно стационарный режим циркуляции. Газожидкостная смесь с некоторым избыточным давлением поступает через один из штуцерных отводов в газовый сепаратор, где газ выделяется и поступает через рабочий клапан на факел. Буровой раствор проходит очистку на вибросите и подается для окончательной дегазации в дегазатор, затем при необходимости проходит дополнительную очистку от шлама и снова нагнетается буровыми насосами в скважину.

По мере интенсификации флюидопроявления уменьшают подачу воздуха компрессором и тем самым управляют выбросом. В случае, если даже при полном отключении подачи воздуха интенсивность выброса увеличивается, включают в работу регулируемый штуцер, создают с его помощью на устье противодавление и уменьшают проходное сечение до тех пор, пока флюидопроявление стабилизируется на уровне избыточного давления на устье перед штуцером 0,4 --0,6 МПа. Иными словами, управление гидродинамическим давлением на забой осуществляют регулированием подачи воздуха в бурильную колонну и расхода газожидкостной смеси через штуцерную батарею на выходе из скважины.

Но выгоды этой технологии циркуляции заключаются еще и в том, что во-первых, исключается опасность прихвата бурильного инструмента из-за перепада давления между скважиной и пластом; во-вторых, уменьшается вероятность возникновения поглощений бурового раствора.

4.5 Специальное устьевое оборудование

Когда создают условия, при которых гидродинамическое давление в скважине меньше пластового в любом месте вскрытого скважиной разреза, тогда начинается флюидопроявление, которое необходимо контролировать и которым надо управлять на устье в процессе бурения.

Иногда эти проявления незначительные из-за плохой проницаемости проявляющего пласта или низкого пластового давления, но иногда скважина начинает фонтанировать газом, и единственной возможностью управления таким фонтаном без его глушения остаются создание и регулирование противодавления на устье в затрубном пространстве. Заметим, что бурение при управляемом фонтанировании обеспечивает не только высокие скорости проходки, но и исключает поглощения и обеспечивает качественное вскрытие продуктивных горизонтов.

Вращающиеся превенторы

Важным технологическим узлом, часто используемым при промывке скважины, является вращающийся превентор или вращающийся пакер ведущей трубы. Вращающийся превентор применяют при бурении в условиях равновесного или несбалансированного давления в стволе скважины, когда специально создают условия для незначительных нефтеводогазопроявлений с целью достижения высоких скоростей бурения за счет снижения дифференциального давления на забое до нуля. Это устройство позволяет герметизировать кольцевое пространство скважины на устье и надежно управлять процессом промывки путем регулирования противодавления на устье. Поэтому возникающие пластовые проявления при использовании вращающегося превентора становятся управляемыми.

Рисунок 4.5.1 - Вращающийся превентор

Вращающийся превентор (см. рис. 4.5.1; 4.5.2) применяют в следующих случаях:

- при бурении в отложениях с аномально высоким пластовым давлением, склонных к флюидопроявлениям и выбросам;

- при равновесном и несбалансированном давлениях в стволе скважины, когда для контроля за флюидопроявлением регулируют противодавление в кольцевом пространстве скважины с помощью устьевых штуцеров;

- при промывке скважины методом обратной циркуляции;

- в случаях применения в качестве промывочного агента воздуха и газа.

Вращающийся превентор устанавливают непосредственно над превентором. Его резиновый элемент надежно обжимает ведущую шестигранную или квадратную трубу и герметизирует кольцевое пространство между бурильной колонной и собственным корпусом. В этом случае циркуляция бурового раствора возможна только через боковой отвод в корпусе вращающегося превентора, который подключается к штуцерному манифольду. В зависимости от конфигурации трубы резиновый элемент изменяет свою форму. Его можно применять на квадратной и шестиугольной ведущей трубе, на теле и замке бурильной трубы. При этом не требуется смена резинового элемента.



Рисунок 4.5.2 Вращающиеся превенторы СевКавНИПИгаза и Воронежского механического завода: типа ПВ1 - С - (280, 350, 425)х7; 1 -- корпус; 2 -- уплотнительный элемент; 3 - байонетная гайка;4 -- насос; 5 -- привод насоса; 6 -- вкладыш ведущей трубы; 7 -- корпус патрона; 8 -- узел подшипников; 9 -- вращающийся ствол; 10 -- узел шевронного уплотнения

В настоящее время разработаны и выпускаются вращающиеся превенторы, предназначенные для постоянной герметизации устья скважины вокруг ведущей и бурильной труб, замкового соединения и УБТ. При наличии превентора можно расхаживать, проворачивать и вращать инструмент, поднимать бурильные трубы и УБТ.

Основной узел превентора -- резиновый элемент, который имеет специальную форму, позволяющую протаскивать инструмент вверх или вниз через уплотнение. При протаскивании инструмента уплотнение подвергается значительному износу, его износостойкость зависит от скорости подъема и наружной поверхности труб, бурильного замка и других факторов. Вращающийся превентор предназначен главным образом для вращения бурильной колонны труб в процессе газонефтепроявления.

Уплотнитель состоит из металлического основания и резиновой части и прикреплен к стволу при помощи байонетного соединения и специального болта.

В настоящее время разработаны и выпускаются вращающиеся превенторы нескольких типов (см. табл. 4.5.1).

Таблица 4.5.1 - Основыне параметры вращающегося превентора

Регулируемые устьевые штуцеры

Важную роль в регулировании режима скважины при равновесном и несбалансированном давлении в стволе играют устьевые штуцеры. В зарубежной практике бурения используют штуцеры с постоянным и переменным живым сечением.

Наибольший интерес представляют штуцеры с регулируемым живым сечением. Поэтому рассмотрим устройство и работу регулируемого фонтанного штуцера фирмы "Свако".

Этот штуцер является гидравлически управляемым, обеспечивающим плавное регулирование площади проходного сечения до 13 см2, рассчитан он на рабочее давление до 70 МПа.

Рисунок 4.5.3 - Регулировочный устьевой штуцер

Принцип действия регулируемого штуцера основан на том, что два плоских с отполированными торцами прижатых друг к другу диска, имеющие эксцентричные фасонные окна, поворачивают относительно друг друга. При несовпадении окон канал закрыт, при полном совпадении окон канал полностью открыт, при частичном совпадении окон канал имеет промежуточное живое сечение, так что регулирование его осуществляется бесступенчато. В штуцере фирмы "Свако" (см. рис. 4.5.3) рабочие диски с окнами изготовлены из карбида вольфрама, а полукруглые эксцентричные отверстия перемещаются относительно друг друга путем поворота подвижного диска относительно неподвижного до 180°. Поворот осуществляется гидравлически управляемой системой рейка -- шестерня. Двигателем для гидравлического насоса служит сжатый воздух.

Регулируемый штуцер рекомендуется устанавливать дополнительно к штуцерной батареи таким образом, чтобы все элементы штуцерного манифольда могли быть использованы независимо от регулируемого штуцера.

По крайней мере два клапана высокого давления должны находиться на линии между штуцером и превентором и один -- за штуцером.

Выкидную линию от регулируемого штуцера следует соединять либо с газовым сепаратором, либо с факельной линией.

Выкидной патрубок штуцера снабжен фланцем размером 65 мм, рассчитанным на давление до 70 МПа. К штуцеру прилагаются два манометра для измерения давления до 70 МПа, два предохранительных устройства мембранного типа, два гидравлических рукава по 15 м каждый, контрольная панель для определения давления перед штуцером.

Фирма "Свако" выпускает регулируемый штуцер для условий сероводородных проявлений. Принцип работы и конструкция его почти не отличаются от описанного штуцера. Однако штуцер, используемый при сероводородных проявлениях, имеет большие размеры.

Управляют штуцером с помощью отдельного пульта, обычно устанавливаемого на полу буровой; иногда пульт выносят за пределы буровой. Контрольная панель пульта имеет пусковой рычаг, главный клапан подачи воздуха, указатель положения штуцера, манометры, счетчик числа ходов насоса. Ниже контрольной панели помещаются: гидравлический насос, резервуар для масла к насосу и аварийный ручной насос.

Пусковой рычаг обычно находится в положении "стоп" и передвигается в положение "закрыть" или "открыть", когда необходимо. Пружинный пусковой рычаг быстро возвращается в положение "стоп" после выключения. Гидравлический регулятор (игольчатый клапан) служит для уменьшения скорости регулирования живого сечения штуцера.

Клапан "подача воздуха” на левой стороне контрольной панели регулирует подачу воздуха к гидравлическому насосу пневматического действия и к указателю положения штуцера. Требуется около 0,18 МПа для работы этой системы, однако устойчивая и надежная работа обеспечивается при давлении поступающего воздуха 0,35 МПа.

Максимальный расход через регулируемый штуцер фирмы "Свако" около 250 л/с.

Рассмотрим технологическую схему взаимодействия основного оборудования, обеспечивающего промывку ствола скважины (см. рис. 4.5.4). Буровой раствор из приемной емкости 1 циркуляционной системы подается подпорным центробежным насосом 2 на прием бурового насоса 3, после чего по нагнетательной линии 4 -- в бурильную колонну 5. Очистив забой скважины, поток бурового раствора поднимается вместе со шламом по кольцевому пространству через превентор 7 к устью скважины.

В случае промывки при равновесном и несбалансированном давлении в стволе скважины, когда устье оборудовано вращающимся превентором 6, необходимости создания постоянного противодавления на устье с целью уменьшения скорости поступления пластового флюида поток бурового раствора направляют через сменный штуцер 9 и далее либо к газовому сепаратору, либо на факельное устройство.

Рисунок 4.5.4 - Технологическая схема промывки скважины

При пульсирующих изменениях давления в скважине поток направляют через регулируемый штуцер 10, который позволяет стабилизировать противодавление на устье. Наиболее предпочтительно применение регулируемого штуцера в период задавливания скважины перед подъемом отработанного долота.

Так как регулируемый штуцер в лучшем случае беспрерывно может работать лишь несколько часов, его стремятся использовать при острой необходимости.

После штуцерного манифольда 8 поток бурового раствора при нормальном содержании газа направляется в газовый сепаратор, а при весьма большом -- сразу на факельную установку. Практически всегда стремятся обработать выходящий из скважины буровой раствор в газовом сепараторе.

Газовый сепаратор

Обычная схема дегазации бурового раствора при интенсивном поступлении газа (например, при несбалансированном давлении в скважине) такова. Газожидкостный поток из скважины, дойдя до вращающегося превентора, через регулируемый штуцер и герметичные манифольды поступает в газовый сепаратор, где из раствора выделяется основной объем газа. Очищенный от свободного газа раствор поступает на вибросито и собирается в первой емкости циркуляционной системы. Дальнейшая очистка раствора от газа осуществляется с помощью специального аппарата-дегазатора. Окончательная дегазация происходит в промежуточных емкостях циркуляционной системы с помощью механических перемешивателей.

Газовый сепаратор (см рис. 4.5.5), используемый в качестве первой ступени очистки бурового раствора от газа, представляет собой герметичный сосуд сравнительно большого объема, оборудованный системой манифольдов, клапанов и приборов.



Рисунок 4.5.5 - Схема газового сепаратора

Буровой раствор из скважины через вращающийся превентор и регулируемый штуцер по закрытому манифольду поступает по тангенциальному вводу 7 в полость газового сепаратора 1, где скорость потока резко снижается. В результате действия инерционного и гравитационного полей происходит интенсивное выделение из бурового раствора газа, который скапливается в верхней части сепаратора и отводится по трубопроводу 5 на факел.

Буровой раствор, очищенный от свободного газа, собирается в нижней части сепаратора, откуда он подается по линии 2 для очистки от шлама на вибросито.

Современные газовые сепараторы вместимостью 1 -- 4 м3 рассчитаны на давление до 1,6 МПа и устанавливаются непосредственно над первой емкостью циркуляционной системы.

Они оборудуются предохранительным клапаном 6, регулятором уровня бурового раствора поплавкового типа 3 и эжекторным устройством 11 для продувки и очистки сепаратора от накопившегося шлама.

Эжекторное устройство работает следующим образом. Воду, а в зимнее время пар пропускают через штуцер эжектора 11, в результате чего в сбросовом патрубке газосепаратора создается разрежение. При открытой сбросовой задвижке 10 скопившийся на дне газового сепаратора шлам 9 вместе с частью бурового раствора устремляется в камеру эжекторного смесителя, подхватывается потоком воды (или пара) и выбрасывается из сепаратора наружу. После очистки полости сепаратора сбросовую задвижку 10 закрывают. Для контроля за давлением внутри сепаратора газовая часть его полости оборудуется манометром 4.

В период интенсивных газопроявлений и задавливания пластов буровым раствором в процессе газового выброса, когда сепаратор не в состоянии обеспечить разделение газожидкостного высокоскоростного потока, поток из скважины направляют непосредственно на факел. Однако такие ситуации очень редки и считаются аварийными.

Регулятор уровня раствора 3 в полости сепаратора предназначен для того, чтобы исключить попадание газа в сливной патрубок 2 очищенного раствора, так как создаются условия для его постоянного затопленного состояния с помощью поплавка 8.

Очищенный от свободного газа буровой раствор обычно поступает на вибросито. Однако при наличии в растворе токсичного газа, например сероводорода, поток из сепаратора по закрытому трубопроводу сразу подается на дегазатор для очистки от газа. В этом случае только после окончательной дегазации раствор очищают от шлама.

В качестве второй ступени очистки раствора от газа часто применяют дегазаторы, которые условно классифицируют на следующие типы: по значению давления в камере -- вакуумные и атмосферные; по способу подачи газированного бурового раствора в камеру -- на гравитационные, эжекторные и центробежные. При центробежной подаче бурового раствора используют, как правило, самопродувающиеся центробежные насосы. В вакуумных дегазаторах иногда применяют самозаполняющиеся центробежные насосы.

Наибольшее распространение в отечественной и зарубежной практике получили вакуумные дегазаторы с эжекторной и центробежной подачей газированного бурового раствора.

Разрежение в полости таких дегазаторов создается вакуумным насосом и эжектором. Газированный раствор подается в камеру дегазаторов обычно за счет разности давлений между атмосферой и вакуумированной камерой. Это не самый эффективный, но очень надежный способ подачи бурового раствора в дегазатор. Обычные центробежные насосы для этой цели непригодны вследствие способности "запираться" газовыми пробками.

Степень вакуума в камере дегазаторов является наиболее важным технологическим фактором дегазации и определяется не только разрежением в камере эжектора и техническими возможностями вакуум-насосов, но и, прежде всего, высотой всасывающей линии. Она должна быть такой, чтобы в камере дегазатора обеспечивался вакуум 0,03 МПа.

Другим важным фактором, влияющим на глубину дегазации бурового раствора в дегазаторе, является длительность нахождения раствора в камере. Чем выше скорость циркуляции раствора в камере дегазатора, тем меньше времени раствор находится в ней и, следовательно, хуже дегазируется. Для улучшения дегазации необходимо уменьшать скорость циркуляции бурового раствора. Так, при циркуляции 24 л/с дегазация каждой порции раствора в аппарате вакуумного типа будет длиться 25 с, а при 48 л/с -- около 12 с. Практически полная дегазация бурового раствора в аппаратах вакуумного типа происходит за 10 -- 20 с.

Обычно с помощью газового сепаратора удается выделять из бурового раствора десятки кубических метров газа в минуту. Так что на вторую ступень дегазации -- в дегазатор -- поступает буровой раствор с содержанием газа не более 20 %. Некоторые типы вакуумных дегазаторов обеспечивают скорость извлечения газа 0,1 -- 0,25 м3/мин, пропуская 1-3 м3 бурового раствора в минуту. В худшем случае остаточное содержание газа в буровом растворе после обработки в дегазаторе не превышает 2 %.



Заключение

В данном курсовом проекте представлена технология бурения скважин на равновесии, при сбалансированном давлении «скважина - пласт», а так же необходимое для проведения данного технологического процесса оборудование. Описаны возможные осложнения при бурении эксплуатационной скважины на Ярактинском нефтегазокондесатном месторождении, мероприятия по их предупреждению. С учетом геологической характеристики разреза разработана конструкция скважины. Рассчитана гидравлическая программа скважины, по результатам которой были определены следующие параметры: расход бурового раствора, выбор ВЗД, тип бурового насоса и диаметр втулок, определение потерь давления внутри бурильной колонны, в наземной обвязке, в кольцевом пространстве, в долоте, выявление возможности применения гидромониторного эффекта, количество и диаметр гидромониторных насадок долота.

Направление дальнейшей работы заключается в разработке и применении новейших методов и средств, с помощью которых можно повысить скорость проводки ствола скважины, а так же качество вскрываемых продуктивных пластов с использованием техники и технологии бурения на равновесии.



Список используемых источников

1. Заливин В.Г. «Осложнения при бурении нефтегазовых скважин»: учебное пособие / В. Г. Заливин. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2013. - 247 с.

2. Заливин В.Г. «Учебное пособие по курсовому проектированию» по дисциплине: Осложения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2007. - 47 с.

3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Серия 08. Выпуск 19. -- М.: Закрытое акционерное общество «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013. -- 288 с.

4. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Сердюк Н.И. «Расчеты в бурении: справ пособие». М.: РГГРУ, 2007 - 668 с.

5. Калинин А.Г., Гунджумян Р.А., Мессер А.Г. «Справочник инженера-технолога по бурению глубоких скважин». М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005 г. - 808 с.

6. Заливин В.Г. «Аварии при бурении нефтегазовых скважин»: учебное пособие / В. Г. Заливин. - Иркутск: Изд-во ИРНИТУ, 2015. - 280 с.

7. В.М. Винниченко, А.Е. Гончаров, Н.Н.Максименко « Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при бурении разведочных скважин». М.Недра, 1991

8. ИРНИТУ СТО 005-2015. Система менеджмента качества. Учебно-методическая деятельность. Оформление курсовых и дипломных проектов (работ) технических специальностей. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2015 - 39 с.

9. Каменских С.В., «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин», Учебное пособие для вузов/ С.В.Каменских, А.С.Фоминых.- Ухта : УГТУ, 2010.

10. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин». Учебное пособие для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006

11. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. «Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: справ пособие». М.: НЕДРА, 2010 - 487 с.

12. СТО ИрГТУ.005-2015. Система менеджмента качества. Учебно-методическая деятельность. Оформление курсовых и дипломных проектов (работ) технических специальностей. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2015. 40 с.

Размещено на Allbest.ru