Используемое оборудование

Усовершенствование технологии направленного
колтюбингового бурения при вскрытии продуктивных пластов с
регулируемым дифференциальным давлением (РДД),
проблемы и пути решения
БелНИПИнефть
Бутов Ю.А., Богатко А.Н., Ревяков П.В.
Технология
направленного
колтюбингового
бурения
·
·
·
·
·
·
·
·
Зенитный угол;
Азимут;
УУО;
Осевая нагрузка;
Забойнное давление;
Забойная температура;
Гамма-излучение;
Уровень вибраций x, y, z.
Станция контроля и
управления
СНБ89-76М
БДТ
СНБ89-76М
Направленное бурение
Геофизический
кабель
Долото
Обратный
клапан
ВЗД
Модуль
ориентации
Ориентатор
Разъединитель и
клапан
циркуляционный
Модуль нагрузки
Луночный
соединитель
Кран
шаровый
БРВС
Результаты работ по колтюбинговому бурению
Параметры
траектории ствола
ПротяМех.
Отход от Дебит, т/с Прирост
i,
скважины,
дебита,
женность скорость,
основного
°/10м
нач./конеч.
раз
ствола, м
м/ч
ствола, м
№ Скважины
зенит,
азимут,°
До После
9012 Котельниковская
18,9
0,31
27,8/33
106,5/110
2,7
_
44s2 Ново- Сосновская
7
0,35
_
_
_
_
70к1 Мармовичская
62,4
1,3
7/32
260/300
3,6
16
70к2 Мармовичская
94
1,6
8/50
244/200
4,9
35
77к1 Мармовичская
78
1,1
9/45
220/256
6
32
77к2 Мармовичская
170
1,2
11/75
212/115
7
110
80к1 Мармовичская
185
1,4
12/70
237/255
7,5
72к1 Мармовичская
65
1,8
16/67
69/70
68 Давыдовская
92
2,9
32/53
143s2 Ю-Сосновская
39
2
246к1 Речицкая
119
2,6
_
_
_
0.12 0.253
2.1
3.9
2.3
0.6
3.5
4.4
1.3
133
0
0.23
Приток
9,5
25
1.38
2.95
2.1
84/88
5
30
4.02
6.99
1.7
33
103
-
-
0
0
0
20/42
147/118
7,5
35
4.06
7.26
1.8
Общий объем бурения 932 м
Объем бурения с РДД 250 м
Варианты ведения работ
КНБК
Колтюбинговое заканчивание
скважины на депрессии при
бурении из-под башмака э/к
Преобразование
одноствольной скважины в
многозабойную
Общая технологическая схема ведения работ






Способ регулирования дифференциального
давления
Для создания необходимого забойного
давления используется газо-жидкостная смесь
(ГЖС):
Жидкая фаза: нефть, масло типа АКС, раствор
на водной основе
Газ: азот (с установок мембранного и
криогенного типов)
Подача газа осуществляется:
•
Через колтюбинговую трубу (через долото)
•
С помощью лифтовой колонны
Исходя из требуемого забойного давления,
глубины пласта, требуемого расхода и
параметров жидкости расчетом определяется
способ подачи газа и его расход
Для создания требуемого забойного давления
расходы фаз корректируются, а при
необходимости создается противодавление на
устье скважины
Газ
Жидкость
Используемое оборудование




Стандартное ПВО, применяемое
традиционно при колтюбинговом бурении:
счетверенный превентор, перфорационная
задвижка. При использовании лифтовой
колонны (НКТ 114) применяется планшайба
Для разделения жидкости и газа используется
трап-сепаратор для освоения скважин и
технологические емкости
Для утилизации газа используется свеча
рассеивания
В составе циркуляционной системы
используются стандартные технологические
емкости
Система сбора данных
Наземное оборудование
 давление нагнетания азота
 давление нагнетания жидкости
 давление перед дросселем
 давление после дросселя
 давление газовой линии
 датчики концентрации углеводородов на
устье и на площадке свечи рассеивания
КНБК
 осевая нагрузка на долото
 забойное внутритрубное давление
 забойное затрубное давление
 забойная температура
 уровень вибрации
 параметры траектории скважины
 гамма-активность
Проблемы и пути решения
Возникшие проблемы
Пути решения
Значительные колебания забойного давления при Оснащение лифтовой колонны пусковыми муфтами
работе с лифтовой колонной
Попадание в факельную линию из сепаратора
капельной жидкости
Вторичная дегазация в емкостях циркуляционной
системы.
При низкой требуемой плотности бурового раствора
(менее 0.6 МПа/100м) требуемый расход азота не
соответствует расчетному
Использование
сепаратора
с
большей
производительностью, оснащенного каплеотбойником.
Для качественного моделирования ГЖС во всем
диапазоне
условий
необходимо
использование
специализированного программного обеспечения
Образование стойких высоковязких эмульсий при Использование эмульгаторов.
контакте гидрофильных (вода) и гидрофобных Частичная замена раствора по мере наработки.
(масло) жидкостей
Застывание
жидкой
фазы
в
элементах Использование раствора с пониженной температурой
циркуляционной системы (ЦС) при пониженных потери текучести.
температурах (менее +5 °С)
Обогрев
элементов
ЦС,
использование
теплоизоляционных материалов.
Осаждение шлама во внутритрубном и затрубном Структурирование бурового раствора (обработка).
пространствах при остановке циркуляции
Очистка раствора (использование центрифуг, фильтров)
Износ эластомера ВЗД
Повышенные вибрации КНБК
Использование ВЗД, которые эксплуатируются в
подобных условиях
Использование вместо долота PDC импрегнированного
долота.
Использование забойных устройств гашения вибраций.
Выводы и рекомендации




В текущих условиях работы выполнены без использования
специализированного оборудования;
Для расширения области применения технологии и
снижения рисков необходимо совершенствование
используемого оборудования и рецептур буровых растворов
Благодаря проведенным работам определена
продуктивность вскрытых пластов, исключены работы по
восстановлению качества призабойной зоны и освоению
скважины
После проведения работ по бурению с РДД дебит скважин
увеличился в среднем на 75 %
In principio erat
Verbum…
В начале было
Слово…