Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Оптимизация борьбы с поглощениями бурового раствора при бурении скважин в ПАО «Оренбургнефть»

Среднегодовой объем бурения в ПАО «Оренбургнефть» за 2012-2015 годы превысил 309 км, были пробурены 366 эксплуатационных скважин. На период 2016-2018 годов на объектах общества запланировано бурение 320 эксплуатационных скважин общей протяженностью 1,1 тыс. километров. Таким образом, увеличение среднегодовых объемов бурения должно составить более 18%. Поскольку к числу основных показателей бурения скважин относятся стоимость и скорость бурения, оптимизация затрат и увеличение коммерческой скорости бурения скважин составляют приоритетную задачу профильных подразделений ПАО «Оренбургнефть». В этой связи специалисты общества ведут постоянный поиск и внедрение наиболее технически и экономически эффективных технологий. Анализ внедрения одной из таких технологий – циркуляционных переводников – представлен в предлагаемой Вашему вниманию статье.  

06.11.2016 Инженерная практика №06/2016
Умаров Денис Сергеевич Главный специалист отдела инжиниринга блока бурения ПАО «Оренбургнефть»
Мещеряков Андрей Алексеевич Руководитель сектора по опытно-промышленным работам, отдела управления проектами новых технологий ПАО «Оренбургнефть»
Кавтаськин Антон Николаевич Главный специалист отдела внедрения новых технологий и инжиниринга добычи ООО «СамараНИПИнефть»

Нефтяные коллекторы Оренбургской области представлены в основном карбонатными отложениями, особенность которых состоит в трещиноватости, что в свою очередь увеличивает риск поглощения бурового раствора. Еще одна причина поглощения бурового раствора при бурении скважины состоит в пересечении ее стволом проницаемых пластов и горных пород, склонных к гидроразрыву.

В практике бурения на месторождениях ПАО «Оренбургнефть» проблема поглощения бурового раствора проявляется при прохождении артинского, подольского, каширского, башкирского, серпуховского и фаменского горизонтов.

Проблема поглощения бурового раствора приводит к простоям буровой бригады и других подрядчиков, дополнительным материальным затратам, а также может стать причиной аварий при бурении скважин.

С целью сокращения затрат на подготовку и доставку к скважине буровых растворов и химических реагентов, а также сокращения продолжительности бурения скважин применяются различные технологические приемы. Не остались в стороне от решения этой проблемы и производители бурового оборудования, которые совершенствуют и оптимизируют процессы бурения благодаря применению нового или модификации существующего бурового оборудования.

ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ ПЕРЕВОДНИК

Одним из примеров внедрения инноваций при бурении скважин на месторождениях ПАО «Оренбургнефть» стало применение «циркуляционного переводника», предназначенного для переключения потока жидкости из внутреннего пространства буровой колонны в затрубное.

Циркуляционный переводник в составе колонны буровых труб устанавливается выше бурового инструмента и может применяться для следующих технологических операций в процессе бурения скважин:

  • закачка тампонирующих материалов при борьбе с поглощениями;
  • кислотные обработки;
  • очистка ствола скважины;
  • замещение раствора бурения;
  • промывка забоя;
  • повышение скорости потока бурового раствора в затрубном пространстве;
  • вынос шлама с нижней стенки горизонтальных участков скважины;
  • улучшенный вынос шлама при расширении ствола скважины и т.д.
Рис. 1. Схема переводника PBL компании Schoeller-Bleckmann Company
Рис. 1. Схема переводника PBL компании
Schoeller-Bleckmann Company

В период с 2009 по 2014 год на месторождениях ПАО «Оренбургнефть» применялись переводники PBL от Schoeller-Bleckmann Company (рис. 1). Однако изза ограниченной по емкости клетки шароуловителя, в которою попадают шары, сбрасываемые для активации и деактивации переводника PBL, за одну СПО можно провести не более 4-9 операций с данным инструментом. В этой связи специалисты ПАО «Оренбургнефть» продолжили поиск более функциональной и универсальной альтернативы.

На текущий момент для этих целей применяется многоразовый циркуляционный переводник MOCS™ (рис. 2) компании NOV (National Oilwell Varco), принцип работы которого предполагает первичную активацию клапана при помощи шара и дальнейшее неограниченное число активаций/деактиваций переводника во время бурения путем запуска бурового насоса.

Таким образом, к преимуществам многоразового циркуляционного переводника MOCS™ относятся простота в использовании, отсутствие необходимости сброса нескольких шаров, совместимость с различными внутренними диаметрами элементов КНБК, активация расходом жидкости (буровым раствором) и, как уже было сказано выше, неограниченное число циклов переключения. При этом длительность цикла переключения составляет 60 с, а факт переключения в то или иное положение контролируется индексным механизмом и пружиной.

Рис. 2. Принципиальная схема работы переводника MOCS™ компании NOV
Рис. 2. Принципиальная схема работы переводника MOCS™ компании NOV

ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕВОДНИКА MOCS

По состоянию на 1 сентября 2015 года многоразовый циркуляционный переводник MOCS™ был использован при бурении скважин на объектах ПАО «Оренбургнефть» 42 раза: 40 спусков в колоннах диаметром 165 мм и два – в 203 мм.

В 37 случаях применения переводника MOCS™ ввиду отсутствия поглощений при бурении не требовалась его активация, а в пяти случаях после выявления поглощения бурового раствора переводник MOCS™ был успешно активирован, благодаря чему были со кращены период и стоимость бурения скважин. Рассмотрим подробнее каждый из этих случаев.

При бурении скважины на Конновском месторождении в период с 7 по 13 марта 2015 года в состав КНБК был включен многоразовый циркуляционный переводник MOCS™. При достижении глубины 4045 м (проектный забой) было зафиксировано поглощение бурового раствора. В результате была произведена активация MOCS™ и успешная закачка ВУС в объеме 10 м3.

При бурении скважины на Ивановском месторождении в период с 13 по 22 апреля 2015 года произведена успешная ликвидация поглощения промывочной жидкости путем активации переводника MOCS™ и прокачки 35 м3 тампонирующих материалов.

При бурении скважины на Вишневском месторождении в период с 30 апреля по 9 мая 2015 года при вскрытии зоны поглощения бурового раствора с до 7 м3/ч на глубине 3812 м, произведена активация MOCS™ и успешная закачка ВУС в объеме 7 м3.

При бурении скважины на Бугринском месторождении в период с 1 по 24 мая 2015 года при бурении в интервале 3157–4375 м в состав КНБК был включен переводник MOCS™. На отметках 4291 и 4375 м было зафиксировано поглощение бурового раствора, произведена активация MOCS™ и закачка кольматирующих пачек в объемах 6 и 5 м3 соответственно.

При бурении скважины на Пронькинском месторождении в период с 5 по 9 мая 2015 года при достижении проектной глубины в 3333 м переводник MOCS™ был успешно активирован для промывки ствола скважины.

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ПЕРЕВОДНИКА

Анализ результатов применения переводника MOCS™ и последующей их активации с кратким описанием произведенных операций, объемов прокаченного кольматанта и времени работы приведен в таблице.

Таблица 1. Анализ результатов применения переводника MOCS™
Таблица 1. Анализ результатов применения переводника MOCS™

В целом применение многоразового циркуляционного переводника МОCS™ позволило оперативно локализовать зоны поглощения бурового раствора закачкой ВУС с фракциями кольматанта, что сократило время и затраты на ликвидацию поглощений буровых растворов.

Так, в соответствии с данными по скважине Бугринского месторождения ориентировочное время ликвидации открывшегося поглощения на глубине 4291 м могло составить порядка 82 ч с учетом СПО, установки, отверждения и разбуривания цементного моста, разборки, сборки и промывки КНБК.

В свою очередь время, затраченное на ликвидацию поглощения путем активации переводника МОCS™, закачки и продавки ВУС, подъема КНБК для технологического отстоя, спуска КНБК до момента возобновления бурения, составило порядка 19 часов.

Разница во времени составляет 63 ч, а это значит, что справиться с осложнением и возобновить углубление скважины удалось в 4,3 раза быстрее, что позволило сэкономить на данной операции порядка 3 млн руб.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Практика применения многоразового циркуляционного переводника МОCS™ подтвердила технологическую и экономическую эффективность его использования в составе КНБК.

При этом стоит отметить ряд особенностей многоразового циркуляционного переводника МОCS™. Во-первых, максимальный размер наполнителя, используемого для ликвидации поглощений буровых растворов, ограничен проходным диаметром циркуляционных портов переводника MOCS™. Во-вторых, в виду особенностей конструкции циркуляционный переводник MOCS™ невозможно зафиксировать в открытом положении при выключенных насосах, то есть использовать в качестве переливного клапана. В-третьих, снижение фактического расхода бурового раствора ниже расхода активации более чем на 15%, либо отключение буровых насосов приведет к переключению переводника в положение «закрыто».

Данные особенности ограничивают диапазон применения оборудования и могут привести к попаданию остатков кольматирующих материалов в инструмент, расположенный ниже переводника MOCS™. При этом недостаточная промывка MOCS от остатков кольматационной пачки и оставшийся наполнитель могут привести к блокировке механизма переключения переводника.

Специалисты ПАО «Оренбургнефть» продолжают поиск наиболее технологически и экономически эффективных технологий и оборудования с целью сокращения сроков бурения скважин.

ЛИТЕРАТУРА

Инженерный отчет по результатам выполнения опытно-промышленных испытаний «ОПИ устройства обводной промывки MOC производства компании «NOV». // ПАО «Оренбургнефть», 2015 г.

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Модель для экспресс-расчета дебита флюида горизонтальной скважины в зависимости от числа трещин ГРП с учетом анизотропии пласта
О целесообразности применения двухсторонних систем УЭЦН
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №08/2017

Инженерная практика

Выпуск №08/2017

Строительство и ремонт скважин. Механизированная добыча. ППД и трубопроводы. Энергообеспечение
Изоляция продуктивных горизонтов и ликвидация проницаемых зон при буренииСистемы очистки бурового раствора и ВЗД с новым профилемЭксплуатация скважин с боковыми стволами и осложненного фондаОчистка сточных вод и скважинное оборудование для ППДЗащита промысловых трубопроводов от внутренней коррозииКоммерческий учет электроэнергии и газаТехнологии выработки тепловой и электроэнергии
Ближайшее совещание
Механизированная добыча
Осложненный фонд — 2017
Производственно-техническая конференция

Эксплуатация осложненного фонда скважин ‘2017

14-16 ноября 2017 г., г. Тюмень
Анализ опыта и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений в области работы с фондом скважин, эксплуатация которых осложнена различными факторами (коррозия, солеотложения, мехпримеси, АСПО и гидраты, высокая вязкость продукции, высокий газовый фактор, технические ограничения и др.), работа с часто ремонтируемым фондом скважин, организационные решения.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — ноябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

20-24 ноября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми («АМАКС Премьер-отель») в рамках авторского курса С. Балянова.