Способ бурения скважин на депрессии

Изобретение относится к области бурения скважин и может быть использовано при бурении скважин на нефть и газ при отрицательном дифференциальном давлении. Замкнутая циркуляция бурового раствора осуществляется насосом объемного типа, входящим в компоновку бурильного инструмента непосредственно над долотом. В качестве насоса объемного типа используется обращенный винтовой забойный двигатель. Часть оборотов бурильной колонны затрачивается на вращение ротора винтового насоса. Работа насоса возникает при приложении к статору нагрузки в виде гидравлических сопротивлений потоку в бурильной колонне, долоте и кольцевом пространстве и реакции забоя при приложении осевой нагрузки к долоту. Вся мощность, затрачиваемая на бурение, передается через бурильную колонну винтовому насосу и долоту. На устье в манифольде давление бурового раствора, подаваемого обычным шламовым насосом, минимально. Подача бурового раствора в манифольд осуществляется в низконапорном режиме. Аэрация бурового раствора осуществляется путем подачи в манифольд одновременно с раствором газа. Используют устьевую обвязку буровой установки, выполненную с возможностью управления скважиной при флюидопроявлениях. Работой насоса объемного типа обеспечивают всю гидравлическую мощность, затрачиваемую на циркуляцию бурового раствора, в том числе на преодоление гидравлических потерь в бурильной колонне, в кольцевом пространстве, в соплах долота и с передачей необходимой гидравлической мощности на обеспечение гидромониторного эффекта выходящих из сопел долота гидромониторных струй, а также гидравлических потерь в устьевой обвязке буровой установки. Технический результат - уменьшение энергозатрат, удешевление работ. 1 ил.

 

В настоящее время широко начинает применяться технология бурения скважин при низком, нулевом или отрицательном дифференциальном давлении на забое, выполняемая с целью повышения проходки на долото и механической скорости за счет уменьшения угнетающего давления на забой скважины и с целью вскрытия продуктивных пластов при уменьшении отрицательного воздействия бурового раствора на коллекторские свойства вскрываемого пласта. Технология реализуется путем применения раствора низкой плотности (вода, нефть), аэрирования раствора газом (воздухом, азотом, природным газом, отходящим газом двигателей внутреннего сгорания).

Однако эту технологию трудно реализовать, так как требуется применение высокопроизводительных компрессоров высокого давления, бустеров, азотных станций и т.д. Это очень массивное и дорогостоящее оборудование ограничивает возможность применения этой технологии, особенно в труднодоступных районах, в поисково-разведочном бурении. и это является недостатком этой технологии. Несмотря на технические и технологические трудности технология на депрессии находит все более широкое распространение; в настоящее время в мире уже около 25% скважин строятся при пониженных или отрицательных дифференциальных давлениях [1].

В НПП OOO «Сибироника» разработана технология бурения с местной промывкой (Патент РФ 1691489), которая осуществляется путем применения забойного насоса объемного типа. Технология предусматривает часть оборотов бурильной колонны затрачивать на обеспечение работы забойного насоса, в качестве которого может быть применен обращенный винтовой забойный двигатель. Эта технология может быть применена и при замкнутой через устье циркуляции. В этом случае исключаются недостатки общепринятой технологии, состоящие, главным образом, в необходимости применения высокопроизводительных мощных компрессорных машин и азотных станций.

При размещении бурового насоса на забое скважины обеспечивается возможность бурения при отрицательном дифференциальном давлении с замкнутой циркуляцией с применением компрессоров низкого давления или других способов аэрации бурового раствора.

Это достигается тем, что (см. чертеж) согласно техническому решению [2] бурение долотом 1 осуществляется с применением забойного насоса 2 объемного типа, например перистальтического или винтового. В качестве последнего может быть принят обращенный винтовой забойный двигатель, с помощью которого создается замкнутая циркуляция через бурильную колонну 4 в компоновке 3, применяемой при обычном бурении. При этом забойный насос обеспечивает всю гидравлическую мощность, затрачиваемую на циркуляцию бурового раствора, в т.ч. на преодоление гидравлических потерь в бурильной колонне, в кольцевом пространстве, в соплах долота и с передачей необходимой гидравлической мощности на обеспечение гидромониторного эффекта выходящих из сопел долота гидромониторных струй, а также гидравлических потерь в устьевой обвязке буровой установки. Таким образом, при вращении бурильной колонны с числом оборотов N и опоре долота на забой с необходимой нагрузкой забойный насос забирает буровой раствор из бурильной колонны и с необходимым напором прокачивает буровой раствор через сопла долота и поднимает раствор на поверхность. При такой схеме на поверхности достаточно только восполнять убывающий из бурильной колонны буровой раствор. Такую гидравлическую работу может выполнять насос низкого давления 13 (в низконапорном режиме) с необходимой производительностью, например центробежный насос типа шламового насоса ВШН-150.

Таким образом, на участке трубопровода между центробежным (шламовым) насосом 13 и ведущей трубой 10 (до бурового шланга) создается низконапорный режим потока. Это позволяет на этом участке вводить через аэратор 11 или забирать из атмосферы (от выхлопного коллектора дизелей) воздух от компрессоров низкого давления или отходящий газ дизелей в количестве, обеспечивающем необходимую степень аэрации. При этом буровой раствор, выходящий из скважины, направляется на дегазацию в сепаратор 16 и удаление шлама в блоке очистки 15 и далее снова забирается центробежным (шламовым) насосом 13 из резервуара очищенного раствора 14 и снова подается в скважину.

Буровые насосы могут использовать во время управления скважиной при флюидопроявлениях, а также и при бурении с забойным насосом, но в низконапорном режиме, исключительно для восполнения убывающего из бурильной колонны бурового раствора.

Обвязка устья скважины должна соответствовать требованиям, обеспечивающим возможность управления скважиной при флюидопроявлениях. С этой целью под ротором 9 на кондуктор или промежуточную колонну 5 устанавливается блок превентеров 6, ПУГ 7 и устьевой герметизатор 8 (вращающийся превентер). При поступлении из скважины природного газа во время управления скважиной с целью обеспечения контролируемого технологического процесса он направляется от сепаратора 16 на факельную стойку 12.

Изменяется режим работы бурильной колонны: возрастают обороты на величину, необходимую для обеспечения такого числа оборотов ротора винтового насоса, которое необходимо для обеспечения расчетного расхода, и возрастают напряжения в бурильной колонне за счет передачи части мощности на работу забойного насоса с расчетным напором.

Пример.

Глубина скважины Н=2500 м.

Диаметр долота D_д=0,19 м.

Диаметр бурильной колонны D_бт=0,127.

Плотность бурового раствора ρ=1300 кг/м³.

Структурная вязкость η=0,015 Па·с.

Динамическое напряжение сдвига τ_о=3 Па.

Моментоемкость шарошечного долота М_кр=400 кгм.

Минимально допустимая скорость потока бурового раствора в кольцевом пространстве [3]

V_{кп min}=0,4-0,6 м/с.

Минимально допустимый расход при указанной выше скорости V_{кп min}

Согласно стендовым испытаниям винтового забойного двигателя Д5-172 в режиме винтового насоса при М_кр=400 кгм и n_зн=32 об/мин, q=10 л/с, когда перепад давления на насосе 8 кг/см². В связи с этим принимаем q=0,01 м³/c.

Выполнив расчет гидравлических потерь известными методами, имеем:

- гидравлические потери в бурильной колонне

ΔР_T=3,5 кгс/см²;

- гидравлические потери в кольцевом пространстве

ΔР_кп=3,1 кгс/см².

Для реализации гидромониторного эффекта к сумме гидравлических потерь в скважине необходимо добавить гидравлические потери в насадках долота. Для принятого диаметра долота достаточная скорость выходящей из насадок струи V_н=80 м/с. Условно принимаем, что из-за малого расхода q достаточно иметь две насадки.

Площадь сечения одной насадки ƒ

Диаметр каждой из двух насадок

Потери давления в насадках находим по формуле

где А=60·10^-8 - коэффициент расхода.

Таким образом, вся сумма гидравлических потерь, преодолеваемая забойным насосом, составляет минимум

Поскольку при указанных параметрах q, М_кр и Р коэффициент полезного действия винтового забойного насоса составляет σ=42% [4], то подводимая к забойному насосу мощность должна составить [5]

Затрачиваемая на работу долота мощность при его оборотах определяется по формуле

При этом бурильную колонну вращают с оборотами

N_б.к=n_зн+n_g=1,5 с^-1

Мощность затрачиваемая на холостое вращение бурильной колонны

Общая мощность, затрачиваемая на бурение с замкнутой циркуляцией с применением забойного насоса объемного типа и передаваемая через вращаемую бурильную колонну равна

ΣN=N_зн+N_g+N_хв=226 кВт

Известно, что гидравлические потери аэрированного раствора при этой же исходной плотности раствора на 25-30% ниже, чем при дегазированном растворе [3]. С другой стороны, плотность аэрированного раствора в кольцевом пространстве за счет его обогащения шламом выше. Поэтому указанное уменьшение гидравлических потерь из-за отсутствия практического опыта по предложенной технологии условно можно принять равным потерям, имеющим место при дегазированном растворе.

Бурение осуществляют при оборотах бурильной колонны 90 об/мин и расходе бурового раствора 10 л/с, причем подачу осуществляют буровым или шламовым насосом с минимальным напором 5-6 кгс/см³, так как компрессоры низкого давления (например, компрессоры, комплектующие буровую установку) обеспечивают подачу сжатого воздуха при рабочем давлении не выше 7 кгс/см².

Таким образом, вся мощность на бурение скважины передается через бурильную колонну, тогда как при обычном бурении значительная часть мощности передается буровым насосом через гидравлический поток бурового раствора.

В этом существенное отличие технологии бурения с забойным насосом от обычной технологии.

Если бурение производят по продуктивному пласту, то подачу бурового раствора производят таким образом, чтобы за счет снижения его уровня на входе в бурильную колонну происходило вакуумирование, обеспечивающее забор отходящих газов от дизелей буровой установки.

Преимущества технологии бурения на депрессии с применением забойного насоса перед известной состоит в том, что при сохранении преимуществ обычной технологии бурения на депрессии (увеличение механической, рейсовой и коммерческой скоростей, предотвращения потерь раствора при вероятных поглощениях, обеспечения чистоты вскрытия продуктивного пласта) она позволяет свести к минимуму энергозатраты, удешевить работы, распространить ее на работы в труднодоступных районах, на разведочном бурении, на бурении скважин любого назначения.

Литература:

1. Mike W.Wess, John Mclennan. Underbalanced operations: Available research/training opportunities. World Oil, June, 1998, vol.219, no.6.

2. Черныш В.Ф. и др. Способ бурения скважин в осложненных условиях. Патент РФ №1691489, БИ №42, 15.11.1991 г.

3. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Рябченко В.И. Технология промывки скважин. - М.: Недра, 1981, 301 с.

4. Павлов В.П., Шеронова И.В., Черныш В.Ф. Моделирование параметров режимов работы привода буровой машины. В сб.: Совершенствование строительных и дорожных машин для Севера. КГТУ, Красноярск, 1996 г.

5. Сароян А.Е. Теория и практика работы бурильной колонны. - М.: Недра, 1990 г. 263 с.: ил.

Способ бурения скважины на депрессии с применением забойного насоса объемного типа, включенного в компоновку бурильной колонны, в качестве которого может быть использован обращенный винтовой забойный двигатель в режиме бурового насоса, отличающийся тем, что для поддержания на забое отрицательного дифференциального давления создают замкнутую циркуляцию бурового раствора через бурильную колонну, подачу бурового раствора в скважину осуществляют в низконапорном режиме, одновременно вводя в него воздух или другой газ, при этом работой забойного насоса объемного типа обеспечивают всю гидравлическую мощность, затрачиваемую на циркуляцию бурового раствора, в том числе на преодоление гидравлических потерь в бурильной колонне, в кольцевом пространстве, в соплах долота и с передачей необходимой гидравлической мощности на обеспечение гидромониторного эффекта выходящих из сопел долота гидромониторных струй, а также гидравлических потерь в устьевой обвязке буровой установки, выполненной с возможностью управления скважиной при флюидопроявлениях.