Для такого способа глушения рекомендуется использовать загущенную УТЖ VIP местную нефть. Жидкость глушения в объеме 3 – 4 м³ помещается в зону продуктивного пласта, часть ствола скважины выше пачки жидкости глушения заполняется нефтью. При плотности местной нефти 876 кг/м³ состав с загустителем будет иметь плотность 890 - 910 кг/м³ . Добавление 5% гидрофобного карбонатного утяжелителя (мела) повысит плотность до 920 кг/м³ . Концентрация мела при необходимости (для обеспечения нулевой фильтрации в трещиновато-поровом коллекторе) может быть увеличена до 20%. В табл. 10 приведена плотность системы с различной концентрацией мела. При использовании рекомендуемого способа глушения репрессия на пласт превышает величину 0,05 Р_пл , но не вызывает вредного воздействия на пласт.

Таблица 10

Для определения реологических характеристик раствора, обеспечивающих глушение без поглощений или при их минимальном объеме, выполнен расчет относительного радиуса проникновения жидкости в пластпри следующих исходных данных: проницаемость пласта 0,012 мкм² , пористость 0,12, радиус скважины0,07 м, репрессия на пласт 3МПа, что значительно выше ожидаемой, вязкость пластового флюида 15 мПа·с. Радиус определяется на основании численного решения задачи о нестационарной фильтрации вязкой жидкости в пласт, содержащий жидкость другой вязкости, без учета диффузионного перемешивания жидкостей (поршневое вытеснение).

Результаты расчета для жидкости плотностью 920 кг/м³ с различной эффективной вязкостью приведены на граф. 1. Из приведенных графиков следует, что при эффективной вязкости более 400 мПа·с радиус проникновения жидкости достаточно мал. Системы с концентрацией УТЖ VIP 8-10% c параметрами, приведенными в табл. 8, имеют при низких скоростях сдвига (j< 27с^-1 ) эффективную вязкость 490-950 мПа·с и 770-2200 мПа·с соответственно. Это позволяет рекомендовать их в качестве жидкости глушения. Если жидкость обладает ярко выраженными коркообразующими свойствами (при увеличенной концентрации мела), то расчетный радиус ее проникновения в пласт будет меньше 5 –7 мм.

Лабораторные исследования, выполненные по стандартной методике на установке УИПК-1М для оценки влияния выбранных загущенных составов (с концентрацией мела 5%) на восстановление проницаемости искусственных кернов, показали практически их нулевую фильтрацию: коэффициент восстановления проницаемости кернов с проницаемостью от 0,01 до 0,135 мкм² - 95-96%.

Как показали исследования, стабильность свойств составов на нефти, загущенных УТЖ VIP с концентрацией более 2%, сохраняется минимум в течение двух недель после приготовления.

График 1

Таким образом, в качестве пачки раствора для глушения рекомендуются приготовленные на местной товарной нефти загущенные системы с концентрацией УТЖ VIP 8-10%. Плотность жидкости с обеспечением нулевой фильтрации может изменяться от 920 до 1010 кг/м³ .

Перед началом работ на местной нефти необходимо уточнить концентрацию загустителя УТЖ VIP. Она может быть иной и изменяться от 6 до 10%. При ее выборе нужно ориентироваться на параметры загущенной нефти, приведенные в табл. 8, и требования к эффективной вязкости: при низких скоростях сдвига (j< 27с^-1 ) она должна быть не ниже 400-550 мПа·с.

Результаты проведенных исследований, рекомендуемых применительно к кизеловскому горизонту Коробковского участка, представлены в табл. 11 – 13.

Таблица 1

Типы и параметры буровых растворов

Таблица 12

Компонентный состав бурового раствора и характеристики компонентов

Таблица 13

Потребность компонентов (товарный продукт для его приготовления, обработки и утяжеления)

4. КОМПОНОВКА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

4.1. Опытно-технологические работы по промысловым испытаниям технологии вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии проводятся на 2-х наклонно-направленных скважинах с вертикальным и пологим стволом в интервале продуктивного пласта.

4.2. Перед углублением скважины по продуктивному пласту проводятся исследовательские работы по отработке технологических параметров контроля и управления процессом углубления и СПО.

4.3. Компоновка бурильной колонны для проведения исследовательских работ спускается к забою скважины и включает следующие элементы:

- труба бурильная Æ 88,9 мм (APIS-135, d = 9,35 мм. Æ замка 127 мм, замковые соединения с фасками 18° сверху и снизу);

- два обратных клапана КОБТ-95;

- два контейнера (Æ 100 мм) с глубинными манометрами МИКОН-107;

- трубы бурильные Æ 88,9 мм;

- шаровой кран нижний КШН-120 (З-102) с защитным переводником под краном Æ 120 мм;

- ведущая рабочая труба ВРТШ-89;

- шаровой кран верхний КШВ – 178 (З-147).

4.4. Для углубления (бурения) скважины компоновка бурильной колонны включает:

- долото СЗ – ГАУ-R203 Æ 144,0 мм;

- забойный двигатель Д1-105;

- два обратных клапана КОБ-95;

- два контейнера (Æ 100 мм) с глубинными манометрами МИКОН-107;

- трубы бурильные Æ 88,9 мм;

- шаровой кран нижний КШН-120 (З-102) с защитным переводником;

- ведущая рабочая труба ВРТШ-89;

- шаровой кран верхний КШВ-178 (З-147).

5. РАЗРАБОТКА БАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ МОНТАЖА ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ К БУРОВОЙ УСТАНОВКЕ

Исходные условия и требования к выбору дополнительного оборудования и технических средств

5.1. Бурение скважины до кровли продуктивного горизонта осуществляется по технологии, принятой для эксплуатационных скважин, заканчиваемых в репрессионных условиях, и не требует на этой стадии дополнительного оборудования и технических средств.

5.2. Буровая установка в сочетании с дополнительным оборудованием и техническими средствами должна отвечать условиям заканчивания скважины в депрессионных условиях, предусматривающих приток продукции пласта с газовым фактором и наличие избыточного давления на устье скважины.

5.3. Вскрытие продуктивного(ых) пласта(ов) осуществляется с применением в качестве бурового раствора загущенной нефти (см. разд. 3) с дополнительным облегчением, в случае необходимости, насыщением азотом.

Должны быть обеспечены непрерывная очистка бурового раствора от шлама, дегазация раствора, химическая обработка и насыщение азотом.

5.4. Расчетная (заданная) депрессия на пласт(ы) обеспечивается путем регулирования плотности бурового раствора, расхода раствора в сочетании с его реологическими параметрами, а также избыточного давления на устье скважины.

5.5. Для строительства скважины, в т.ч. заканчивания, необходимо использовать основное, дополнительное оборудование и технические средства преимущественно отечественного производства.

Базой бурового оборудования является серийная буровая установка из числа имеющихся на вооружении ОАО "Татнефть", смонтированная по действующей в ОАО схеме.

Дополнительное наземное оборудование привязывается к БУ без модификации ее монтажной схемы, располагается на дополнительной площадке.

5.6. Для БУ с учетом конструкции устья скважин просветы вышечно-лебедочного блока (ВЛ) должны составлять от земли до нижнего среза подроторных балок ³ 5,0 м;

5.7 Указанные просветы необходимы для сборки стволовой части противовыбросового оборудования и оборудования устья скважины перед передвижкой буровой установки на очередную точку.

Противовыбросовое оборудование

5.8. Техническая характеристика и функциональное назначение противовыбросового оборудования (ОП) должны в целом отвечать требованиям ПБ 08-624-03 "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности".

5.9. Стволовая часть ОП должна дополнительно обеспечивать проведение всех технологических операций по заканчиванию скважины при наличии избыточного давления на устье:

- собственно углубление;

- наращивание бурильных труб;

- подъем и спуск бурильной колонны и КНБК с контролем доливаемой и вытесняемой жидкости;

- герметизация устья при отсутствии труб в скважине;

- подвеска колонны бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб на плашках превентора;

- расхаживание колонны труб для предотвращения их прихвата;

- спуск потайной колонны;

- спуск НКТ;

- демонтаж стволовой части ОП и оборудование устья скважины перед передвижкой БУ на очередную точку без глушения скважины.

5.10. Базовая технологическая схема оборудования стволовой части ОП на период заканчивания скважины представлена на рис. 1.

5.11. Секция 2 на рис. 1 представляет собой корпус трубной головки с крестовиной.

Секция 2 устанавливается на колонную головку после спуска промежуточно-эксплуатационной колонны.

Секция 2 предназначена для последующего подвешивания в ней НКТ и оборудования устья для передвижки БУ на очередную точку.

5.12. Допускается по согласованию между Заказчиком, Проектировщиком, Подрядчиком на бурение и Исполнителем Технологии сдвоенный превентор ППГ2-180´35 (секция 3 на рис. 1) заменять на превентор ППГ2-180´21.

5.13. Манифольд противовыбросового оборудования должен отвечать требованиям к манифольду МБП-2-80´35, изготавливаемому по ГОСТ 13862-90.

С учетом дополнительного оборудования стволовой части ОП и наземного оборудования, обвязка и монтаж ОП должны в целом отвечать требованиям действующей схемы для вскрытия продуктивных пластов на Бавлинском месторождении.

5.14. Блок дросселирования манифольда ОП модифицирован заменой одного из двух дросселей кольцевого типа на дроссель дисковый.

5.15. Дроссель дисковый отличается от дросселя кольцевого типа конструкцией дросселирующего узла и способом управления. В кольцевом дросселе, как известно, гидравлический канал в запорном элементе имеет форму кольца регулируемого сечения. Управление в применяемых отечественных конструкциях – ручное.

В дросселе дисковом (рис. 2) запорный элемент выполнен в виде двух концентричных дисков (неподвижного и подвижного) с отверстиями в виде "полумесяца". Сечение циркуляционного канала регулируется степенью совмещения отверстий в дисках поворотом подвижного диска. При одной и той же площади сечения циркуляционных каналов дисковый дроссель способен пропускать частица шлама (обвалившейся породы и др.) значительно бóльших размеров, чем кольцевой, что способствует снижению вероятности зашламления и закупорки дросселя. Дроссель дисковый имеет дистанционный гидравлический привод управления.

5.16. Дроссель дисковый входит в систему дросселирования, включающую собственно дроссель с автоматическим дистанционным управлением и функциями регистрации и поддержания заданного устьевого избыточного давления – Система САУД.

Система САУД

5.17. Основное функциональное назначение системы САУД – поддержание и регулирование избыточного давления на устье скважины заданной величины при всех технологических операциях, связанных как с непрерывной циркуляцией бурового раствора (бурение, промывка), так и с дискретным "стравливанием" (сбрасыванием) раствора из скважины (спуск труб, отсутствие труб в скважине).

Поддержание заданного избыточного давления обеспечивается степенью открытия дросселя от полной разгерметизации до полной герметизации затрубного пространства в автоматическом режиме; резервный вариант – ручное автоматизированное управление.

Система обеспечивает постоянный визуальный контроль, а также регистрацию давления на выходе из скважины.

5.18. В состав САУД входят:

- блок дросселирования;

- пульт управления дросселем;

- электрооборудование;

- трубопроводы, электрические кабели, рукава для обвязки пневматических, электрических и гидравлических связей.

Основная техническая характеристика САУД представлена в табл. 14.

Таблица 14

5.19. Технологическая схема монтажа САУД показана ниже на рис. 3.

5.20. Требования и операции при монтаже, наладке, управлению давлением на устье скважины, техническом обслуживании и др. изложены в Руководстве по эксплуатации САУД.00.00.000 РЭ "Система автоматического управления дисковым дросселем"

Дополнительное наземное оборудование

5.21. Дополнительное наземное оборудование предназначено для автономной циркуляционной системы.

Циркуляционная система в составе буровой установки по своему функциональному назначению и требованиям пожаробезопасности не отвечает условиям заканчивания скважин в депрессионных условиях и на данном этапе строительства скважины не используется.

5.22. Для заканчивания скважин в депрессионных условиях разработан специальный комплекс дополнительного наземного оборудования ДЦС "Комплекс оборудования для разделения твердых, жидких и газообразных фаз в составе бурового раствора при избыточном давлении" (ОАО НПО "Бурение").

5.23. Комплекс ДЦС предназначен для осуществления непрерывного замкнутого цикла циркуляции бурового раствора в процессе углубления и промывки скважины с выполнением следующих технологических операций (функций):

- обеспечение циркуляции бурового раствора автономным буровым насосом;

- отбор проб бурового раствора и шлама, выходящего из скважины;

- очистка бурового раствора от шлама;

- сепарация газа из бурового раствора;

- регулирование компонентного состава бурового раствора (химическая обработка);

- регулирование плотности бурового раствора насыщением азотом;

- прием излишнего бурового раствора с поступающей из пласта нефтью.

5.24. Состав комплекса ДЦС:

Пробоотборник. Для отбора проб выходящего из скважины бурового раствора и шлама без остановки циркуляции бурового раствора.

Шламоотделитель. Очистка бурового раствора от шлама, дискретный сброс шлама.

Газожидкостный сепаратор. Сепарация газа из бурового раствора (газ нефтяной, азот). Выброс газа в атмосферу на рассеивание.

Приемная емкость. Прием бурового раствора из сепаратора. Гравитационное отделение остатков шлама и водоотделение из бурового раствора. Дискретный сброс отстоя.

Блок приготовления и дозированной подачи химических реагентов. Дозирование химреагентов в соответствии с заданной рецептурой бурового раствора и подача в поток раствора или в компенсационную емкость.

Компенсационная емкость. Прием-отдача бурового раствора для поддержания установленного диапазона положения уровня бурового раствора в приемной емкости. Кондиционирование бурового раствора перемешиванием при химобработке раствора через компенсационную емкость. Прием излишнего бурового раствора из приемной емкости за счет притока из пласта. Откачивание излишнего бурового раствора в дополнительную накопительную емкость.

Буровой насос. Обеспечение циркуляции бурового раствора с плавно регулируемой подачей.

Азотная установка СДА-10/101 (производительность 10 м³ /мин и Р_раб = 100 кгс/см² ) + эжектор жидкостно-газовый. Непрерывное насыщение потока бурового раствора, подаваемого в скважину, азотом с заданным расходом и обеспечением заданной плотности газожидкостной смеси.

5.25. Принципиальная технологическая схема ДЦС представлена на рис. 4 с привязкой к замкнутой системе "устье скважины – блок дросселирования с системой САУД – ДЦС".

5.26. Схема обвязки автономного бурового насоса, азотной станции и эжектора представлена на рис. 5.

5.27. Монтаж, наладка и управление комплексом ДЦС осуществляются в соответствии с Руководством по эксплуатации комплекса.

Аппаратурно-методический комплекс АМКД

5.28. Аппаратурно-методический комплекс АМКД (конструкция ООО "БурГеоСервис", г. Тверь) предназначен для визуального контроля и регистрации параметров гидродинамических процессов при углублении и промывке скважин.

5.29. Датчиками АМКД оснащаются блоки дросселирования и системы ДЦС. Схема размещения комплексов датчиков показана на рис. 4.

5.30. Перечень и диапазоны измеряемых параметров на АМКД следующие:

На выходе из скважины перед блоком дросселирования:

- давление 0 ¸ 25 МПа;

- температура жидкости (газожидкостной смеси) 0 ¸ 60 °С.

На приемной емкости:

- давление 0,1 ¸ 0,5 МПа;

- уровень жидкости 0 ¸ 3 м³ ;

- плотность 600 ¸ 1300 кг/м³ .

На выходе бурового насоса до эжектора:

- давление 0 ¸ 25 МПа;

- расход 2 ¸ 30 л/с;

- плотность 600 ¸ 1300 кг/м³ .

На выходе азотной станции до эжектора:

- давление 0 ¸ 15 МПа;

- расход 2,5 ¸ 10 м³ /мин.

На линии после эжектора:

- давление 0 ¸ 25 МПа;

- расход 2 ¸ 20 л/с;

- плотность 600 ¸ 1300 кг/м³ ;

- температура –50 ¸ +60 °С.

5.31. Система контроля и регистрации АМКД позволяет осуществлять как управление параметрами технологических процессов, так и накопление и последующий анализ параметров в масштабе реального времени.

5.32. Монтаж, наладка и эксплуатация АМКД осуществляются в соответствии с Руководством по эксплуатации комплекса.

6. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН

ВАРИАНТ 1

6.1. В состав промежуточно-эксплуатационной колонны включается стационарный клапан-отсекатель (КОС-119).

Вскрытие продуктивных пластов, СПО колонны бурильных труб, спуск колонны-хвостовика и НКТ в депрессионных условиях предопределяет необходимость в специальных установках для принудительного спуско-подъема труб.

Эти сложные и ответственные технологические операции требуют специальной подготовки буровой бригады, участие персонала военизированных отрядов и тщательного контроля за процессом.

Для обеспечения ускоренного и безопасного проведения указанных работ в компоновку промежуточно-эксплуатационной колонны включается КОС-119.

Так как проходное сечение клапана равно 119 мм, отсюда максимальный диаметр долота для вскрытия продуктивной толщи не должен превышать 114,3 мм, а диаметр хвостовика не более 101,6 мм.

При использовании бицентричного долота У114´132´95SR-544 производства фирмы УДОЛ возможен спуск хвостовика в безмуфтовом исполнении в размере 114,3 мм.

Конструкция и технология применения стационарного клапана-отсекателя приведены в разделе 6.3.

ВАРИАНТ 2

6.2. В состав промежуточно-эксплуатационной колонны Æ 168 мм не включается стационарный клапан-отсекатель КОС-119.

В данном варианте для вскрытия продуктивной толщи в условиях депрессии используется долото Æ 139,7 мм или Æ 142,9 мм, и ствол обсаживается колонной хвостовиком Æ 114,3 мм.

Спускоподъемные операции (СПО бурильных труб, колонны-хвостовика и НКТ) выполняются при избыточном давлении на устье скважины.

Возможно крепление скважины 146,1-мм промежуточно-эксплуатационной колонной без клапана-отсекателя. Углубление скважины по продуктивному горизонту осуществляется долотами Æ 144,0 мм с последующим спуском, в случае необходимости, 101,6-мм хвостовика.

Технология управления скважиной по данному варианту изложена в разделах 7 - 9.

6.3 Конструкция и технология применения стационарного клапана-отсекателя

Разработаны два типоразмера стационарного клапана-отсекателя, технические характеристики которых приведена в таблице.

Управление КОС. Открытие


29-04-2015, 00:32