Что такое депрессия нефтяной скважины

Бурение на депрессии и на репрессии

В условиях высочайшей конкуренции на мировом нефтегазовом рынке для России чрезвычайно важно обеспечение максимальной продуктивности добывающих скважин (в т.ч. и на поздних стадиях эксплуатации). Очевидно, что достичь этого можно лишь применением технологий, в каждом отдельном случае являющихся оптимальными для сохранности естественной проницаемости пластов. С точки зрения соотношения величины давления, создаваемого в колоннах, к аналогичному давлению в пластах таких технологий две – бурение на депрессии и на репрессии.

Бурение на репрессии и его недостатки

Бурение на репрессии представляет собой исторически традиционный метод, при котором внутреннее давление в коллекторе превышает пластовое гидростатическое. В этом случае вскрытие пласта происходит за счет циркуляции бурового раствора средней плотности 1,2 – 1,3 т/м3. Подобное бурение на репрессии достаточно эффективно (в т.ч. и на скважинах незначительной глубины и в неустойчивых грунтах), однако быстро понижает дебит. Спустя 15-20 лет продуктивность добычи, в зависимости от ряда дополнительных характеристик месторождения, снижается от 5 до 60 раз, и даже текущие и капитальные ремонты восстановить хотя бы 50%-ную первоначальную отдачу оказываются не в состоянии. Причина этого – в возникновении явления кольматации и, как следствие, быстром падении под репрессивным воздействием скважинного ПЗП (проницаемости забойного пласта), независимо от используемого инструментария и типа бурового оборудования.

Бурение на депрессии и его преимущества

По этой причине подавляющее число ведущих мировых и российских нефтегазовых компаний везде, где допустимо применение иной технологии, используют бурение на депрессии. Кардинальное ее отличие состоит не в повышенном, а пониженном (по отношению к пласту) создаваемом давлении в шахте – что не только вызывает приток флюидов с той же степенью эффективности, но и сохраняет естественные для породы коллекторные характеристики проницаемости на протяжении гораздо более долгого времени.

Таким образом, с точки зрения не только долговечности эксплуатации, но и экологической безопасности бурение на депрессии для скважин значительно целесообразней – что полностью подтверждается и мировым опытом. При этом эффективность данного метода одинакова на всех разновидностях скважин – и вертикальных, и наклонно направленных, и горизонтальных.

Условия применения бурения на депрессии

К сожалению, неустойчивость некоторых призабойных зон приводит к малому предельно допустимому скелетному напряжению, в связи с чем разрешенный уровень депрессии может колебаться в самых широких пределах, а в отдельных случаях – и вовсе являться недопустимым. Последнее относится, прежде всего, к уже истощенным крупным месторождениям (особенно газоконденсатным и газовым), где падение пластового давления к первоначальному уровню доходит до 3-4 раз. Тем не менее, использование технологии депрессивного бурения возможно и на них – но лишь с учетом величины коэффициента аномального давления пластов (kа) в зависимости от глубины.

Источник

15RosNeft.ru Добыча и транспортировка нефти

Nav view search

Навигация

Понятие о бурении с депрессией на пласт

Из самого термина следует, что условия депрессии на пласт возникают каждый раз, когда эффективное циркуляционное давление бурового раствора, рабочей жидкости для заканчивания, интенсификации или ремонта скважины (гидростатическое давление столба жидкости плюс давление, развиваемое буровыми насосами при циркуляции или нагнетании жидкости, и сопутствующий перепад давления из-за сил трения) оказывается меньше, чем

эффективное поровое давление в продуктивном пласте.

За исключением случаев аномально высокого пластового давления, столб бурового раствора на водной основе создает избыточное противодавление на продуктивный пласт. При разбуривании горизонтов с аномально высокими пластовыми давлениями и использованием буровых растворов на водной или нефтяной основе условия депрессии на пласт создаются естественным путем. Такие условия характеризуются термином «бурение с притоком из скважины», если они возникают в ходе бурения. Этот метод успешно применялся при разбуривании таких формаций, как Austin Chalk в штате Техас и штате Луизиана, а также в Мексике, Китае, и в других регионах, где имеются продуктивные пласты с запасом энергоносителей и наличием сероводорода.

При достаточно низком пластовом давлении в скважине нельзя получить условия депрессии на пласт с использованием обычных буровых растворов на водной или нефтяной основе. В этих случаях для получения депрессии на пласт в циркулирующий буровой раствор вводится неконденсируемый газ, в результате чего понижается плотность бурового раствора. Этот метод часто называют «искусственным созданием условий депрессии на пласт». При вскрытии истощенных продуктивных пластов для достижения депрессии на пласт часто используется азот криогенного происхождения или полученный мембранным методом. Все более широкое распространение для получения условий депрессии на пласт получают рабочие агенты в виде пены, в основном потому, что стабильная пена имеет наиболее высокую выносную способность по сравнению с любой другой рабочей жидкостью при данной скорости подъема в кольцевом пространстве.

Источник

Все о нефти

Бурение «на депрессии»: что это за технология?

Метод бурения скважин «на депрессии» является одним из наиболее популярных, и это несмотря на то, что сама технология достаточно молодая. Еще в начале этого века по данной технологии осуществлялось бурение как минимум 20% всех скважин на планете, сегодня этот процент вырос еще больше.

Суть этого метода заключается в бурении с отрицательным дифференциальным давлением между пластом и самой скважиной. Данная технология позволяет осуществлять процесс бурения, в результате которого фильтрат бурового раствора фактически не проникает непосредственно в пласт, в итоге его коллекторские свойства не ухудшаются. Другими словами, при бурении «на депрессии» по минимуму загрязняется не только сам пласт, но и призабойное пространство.

Суть технологии и ее преимущества

Бурение скважин «на депрессии» начинается с проведения комплексных гидрогеологических, геофизических и газогидродинамических исследований. Данные процедуры осуществляются как перед началом бурения, так и после того, как скважина будет пробурена.

Для создания депрессии в пласт закачивается специальный пластовый флюид, это может быть как вода, так и газ или даже нефть. При этом закачка осуществляется с различным расходом, параметр этого показателя зависит от коллекторских свойств пластов и показателей депрессии.

У данного метода есть одно важное достоинство: такой тип бурения позволяет предотвратить загрязнение призабойного пространства и пласта. Однако у технологии есть и другие плюсы:

• Снижение негативного воздействия бурового раствора на коллекторские свойства самого пласта;
• Значительное повышение проходки и скорости бурения, т.к. такой метод позволяет снизить давление, которое возникает на забое скважины;
• Увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН) и дебита скважины за счет снижения повреждения коллекторов;
• Данный метод делает возможным оперативно регулировать заданное дифференциальное давление между пластом и скважиной, в результате чего значительно снижается риск обвалов, размывов и других возможных осложнений.

Надо отметить, что у бурения скважин «на депрессии» есть и некоторые недостатки. Основным из них является стоимость бурения: она обычно значительно выше классического метода бурения «на репрессии». Именно поэтому для подобных методов бурения привлекаются только компании, которые обладают компетенциями в этой области и качественно выполняют работу. К одной из таких компаний относится «НафтаГаз» — один из лидеров в области бурения нефтяных скважин.

Источник

Бурение скважин на депрессии и репресии

Бурение скважин на депрессии (UBD)- это технология бурения с отрицательным дифференциальным давлением в системе скважина-пласт, когда пластовое давление превышает давление столба жидкости в скважине.

Бурение скважин на депрессии (UBD)- это технология бурения с отрицательным дифференциальным давлением в системе скважина-пласт, когда пластовое давление превышает давление столба жидкости в скважине.

В этих условиях фильтрат бурового раствора, жидкость глушения и тд не попадают в продуктивный пласт, что не приводит к ухудшения коллекторских свойств пласта.

При создании депрессии на пласт в скважину будет поступать пластовый флюид (газ, нефть, вода) с различным дебитом.

Дебит флюида зависит от значения депрессии и коллекторских свойств пласта.

Обычно продуктивность пласта определяют в результате проведения комплексных газогидродинамических, гидрогеологических и геофизических исследований после его вскрытия и в законченной бурением скважине.

Бурение скважин на депрессии позволяет:

— минимизировать загрязнение пласта, в тч призабойной зону пласта (ПЗП);

— обеспечить одновременное повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) и притока, в связи с минимизацией повреждения коллекторов;

— увеличить показатель проходки на долото и увеличить механическую скорости бурения, в связи со снижением угнетающего давления на забой скважины;

— снизить отрицательное воздействие бурового раствора на его коллекторские свойства.

Технология депрессивного бурения позволяет эффективно поддерживать (регулировать) заданное дифференциальное давление в системе скважина — пласт, что снижает вероятность поглощения промывочной жидкости, флюидопроявления, осыпей, обвалов и других осложнений ствола скважины.

Агента при использовании этой технологии применяют:

— раствор низкой плотности, к примеру, воду или нефть;

— аэрированные растворы, газифицированные воздухом, азотом, природным газом или даже отходящие газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС).

При использовании технологии бурения на депрессии дебит скважины вырастает в разы.

Эффективность этой технологии снижает ее высокая стоимость.

Бурение на депрессии не всегда допустимо.

Допустимая депрессия на стенки скважины при бурении не должна превышать 10-15 % эффективных скелетных напряжений (разность между горным и поровым давлением пород).

При освоении скважин допустимая депрессии определяется из условия обеспечения устойчивости призабойной зоны пласта и сохранности цементного кольца за обсадной колонной.

Депрессия в 10-15 % эффективных скелетных напряжений пренебрежимо мала, в других случаях — велика или даже недопустимо велика.

К примеру, на истощенных месторождениях (особенно газоконденсатным и газовым), где падение пластового давления к первоначальному уровню доходит до 4 раз, использование этой технологии возможно с учетом величины коэффициента аномального давления пластов (kа) в зависимости от глубины.

для kа = 0,5 — 1,0 минимальная глубина составит примерно 1 км, для kа = 1,5 — не менее 2,5 км, kа = 2,0 — более 4 км.

В настоящее время наиболее распространено бурение на репрессии, когда давление столба жидкости в скважине превышает пластовое давление.

Вскрытие пласта происходит за счет циркуляции бурового раствора средней плотности 1,2 — 1,3 т/м 3 .

Бурение на репрессии эффективно на скважинах незначительной глубины и в неустойчивых грунтах.

Недостатком является относительно быстрое снижение дебита.

За 20 лет продуктивность добычи может снижаться в интервале 5 — 60 раз из-за быстрого падения скважинной проницаемости забойного пласта (ПЗП).

Это происходит при кольматации (закупоривании), независимо от используемого инструмента и типа бурового оборудования.

Источник

Управление депрессией

Нефтяные оторочки относятся к тем запасам, которыми раньше пренебрегали. Однако фраза о том, что легкой нефти в мире уже не осталось, стала аксиомой, а если принимать во внимание темпы развития технологий добычи, такие активы становятся все более привлекательными. Для «Газпром нефти» эта тема тем более актуальна: нефтяные оторочки есть на многих газоконденсатных месторождениях, которые разрабатывает «Газпром»

Нефтяной оторочкой называют нефтяную часть двухфазной залежи, газ в которой занимает намного больший объем, чем нефть. Для «Газпром нефти» это в первую очередь активы материнской компании — «Газпрома», освоение которых рассматривается как одно из перспективных направлений развития ресурсной базы компании.

В настоящее время «Газпром нефть» ведет работу на пяти подобных проектах: на Чаяндинском, Заполярном, Оренбургском и Западно-Таркосалинском месторождениях, а также на Уренгойской группе активов (Ен-Яхинское, Песцовое и Уренгойское). В перспективе рассматривается Тазовское месторождение.

Все эти активы — нефтегазоконденсатные месторождения, где «Газпром нефти», согласно Стратегии нефтяного бизнеса «Газпрома», передается в работу нефтяная часть, то есть одна или несколько нефтяных оторочек.

В каждом случае выбирается своя схема работы. Если добыча нефти не обещает заметного экономического эффекта, но необходима с точки зрения комплексного освоения актива и промысел перспективен по газу, «Газпром нефть» выступает как оператор, а ее участие может ограничиться опытно-промышленными работами (ОПР). Если по итогам ОПР будет установлено, что добыча нерентабельна, по согласованию с недропользователем может быть инициирован пересмотр лицензионных обязательств по добыче нефти. Там же, где проект экономически привлекателен, принимается решение об инвестициях.

Нефтяная оторочка

Проекты реализует специально созданная в 2014 году дочерняя структура — «ГазпромнефтьЗаполярье». В работах на месторождениях также задействованы добывающие предприятия. Так, «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» ведет работы на Чаяндинском, Заполярном и на Уренгойской группе месторождений. В сфере ответственности «Газпромнефть-Оренбурга» — Оренбургское месторождение. «Газпромнефть-Муравленко» займется Западно-Таркосалинским месторождением.

Непростые запасы

Главная особенность нефтяных оторочек — небольшая мощность пласта: от до 15 м. Над нефтяным слоем — значительно превосходящая его по объему газовая шапка, которая, как правило, находится с нефтью в динамической связи. «При интенсивной разработке нефтяной оторочки очень быстро происходит прорыв газа, поэтому важно выдерживать депрессию на пласт на определенном уровне, — рассказал руководитель проекта Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения „Газпромнефть-Заполярье“ Владимир Куриннов. — После прорыва газа получить требуемый коэффициент извлечения нефти (КИН) будет уже невозможно». При этом экономически обоснованный КИН нефтяных оторочек, как правило, не превышает 15 %, а дальнейший его рост за счет увеличения количества скважин снижает рентабельность проекта.

Основной принцип разработки нефтяных оторочек — регулируемая депрессия на пласт*. Высокая депрессия в обычной наклонно направленной скважине обеспечивает увеличение дебита, то есть больший приток к скважине нефти в единицу времени. Однако при наличии газовой шапки и близкого водоносного слоя высокая депрессия может способствовать прорыву к забою газа и образованию водяных конусов. Поэтому при разработке нефтяных оторочек, чтобы вовлечь в работу большие зоны пласта, не создавая при этом высоких депрессий, используются горизонтальные скважины. Но и здесь есть свои проблемы: в связи с тем, что мощность пласта небольшая, при проводке горизонтальных стволов требуется очень высокая точность. Значит, необходимо повышение качества проектирования, что требует проведения более тщательных исследований расположения границ газонефтяного и водонефтяного контактов.

Применение такой полезной в других случаях технологии, как гидроразрыв пласта, требует особой осторожности, так как появление вертикальных трещин в пласте малой мощности также способно вызвать прорыв газа. Наконец, на таких месторождениях действуют требования промышленной безопасности для газовых скважин, значительно более жесткие, чем для нефтяных. Все это влечет за собой более высокие капитальные затраты.

Одно из ключевых правил разработки месторождений с нефтяными оторочками — равномерная разработка нефтяной и газовой частей.

Добывать или списывать?

В целом несмотря на все трудности нефтяные оторочки успешно разрабатываются во многих странах: Норвегии, Малайзии, Индонезии, Австралии, Тринидаде и Тобаго и др.

Например, нефтяная часть месторождения Тролль на норвежском шельфе имеет нефтяную оторочку толщиной Для того чтобы извлечь из нее нефть, было пробурено 110 горизонтальных добывающих скважин, 28 из них — многоствольные. Скважины оборудовались противопесочными фильтрами и устройствами управления притоком. Добыча нефти здесь началась в 1995 году — на полгода раньше, чем добыча газа. Разработкой газовой части занималась компания Statoil, а нефтяной — Hydro (до объединения со Statoil в 2007 году — самостоятельная нефтегазовая компания). Хотя пики добычи нефти на месторождении (18 млн тонн в год) были пройдены в начале 2000‑х, ее продолжают добывать и сегодня (текущий объем добычи — около 6 млн тонн в год).

Для борьбы с образованием конусов обводнения и прорывами газа на газонефтяных месторождениях Малайзии применяют устройства управления притоком и интеллектуальные системы заканчивания скважин. Используется барьерное заводнение у поверхности водонефтяного и газонефтяного контактов.

На месторождении Снэппер в Австралии разработка тонкой нефтяной оторочки (толщина пласта началась еще в 1981 году. Рыночная ситуация была такова, что у эксплуатирующих месторождение компаний Esso Australia и BHP не было необходимости форсировать здесь добычу газа, пока другие месторождения позволяли удовлетворить существующий спрос на «голубое топливо». Поэтому было принято решение использовать для добычи нефти часть скважин, на которых позднее должна была начаться добыча газа.

Ряд проектов, связанных с разработкой нефтяных оторочек, есть и в России. Так, например, компания «Сургутнефтегаз» на Федоровском и Лянторском месторождениях успешно добывала нефть из пластов толщиной с использованием горизонтальных скважин.

Нефтяные оторочки (подгазовые залежи) — перспективный класс запасов: у них значительный потенциал как в России, так и за рубежом. Работая сегодня на нефтяных оторочках нефтегазоконденсатных месторождений, мы получаем уникальный опыт применения современных технологий, который будет востребован при освоении подобных залежей в будущем и при разработке трудноизвлекаемых запасов в целом. Кроме того, ко многим таким активам в России «Газпром нефть» получает эксклюзивный доступ, так как они принадлежат нашей материнской компании — «Газпрому». Участие «Газпром нефти» позволяет повысить эффективность управления нефтяным портфелем Газпрома», при этом в каждом проекте мы ищем и находим свой формат взаимовыгодного сотрудничества с недропользователем.

«Инвестировать средства в такие проекты имеет смысл только в том случае, если они позволяют получать прибыль. А на нефтяных оторочках это далеко не всегда возможно даже при условии перевода их в категорию трудноизвлекаемых запасов и получения соответствующих налоговых льгот», — отмечает генеральный директор «Газпромнефть-Заполярье» Дмитрий Махортов.

Решающее влияние на уровень рентабельности оказывают такие параметры, как размер запасов и наличие нефтяной инфраструктуры в регионе. Именно отсутствие последней зачастую становится сдерживающим фактором. Безусловный интерес представляют проекты, где рентабельность добычи из нефтяной части по показателю PI (индекс рентабельности инвестиций) превышает 1,25. Если уровень рентабельности ниже, для положительного решения необходимы дополнительные веские основания. Но, как правило, если добыча нефти признается нерентабельной, такие запасы нужно списывать или по крайней мере откладывать их разработку в расчете на появление новых технологий.

Понять реальную перспективу каждой оторочки позволяют опытно-промышленные работы. Специалисты компании оценивают, может ли применение тех или иных технологий обеспечить приемлемый уровень рентабельности. Если это невозможно, готовится обоснование для запроса о списании запасов в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых. И такой прецедент на активах «Газпрома» уже есть. Так, в апреле 2016 года были списаны не подтвердившиеся запасы на одном из пластов месторождения Заполярное: пробуренные разведочные скважины показали, что в настоящее время нефти там нет.

* Пластовая депрессия (депрессия на пласт) — разность между пластовым и забойным давлением в работающей скважине.

5 оторочек «Газпром нефти»

На Заполярном месторождении в ЯНАО проект разработки нефтяной оторочки обещает быть рентабельным, и «Газпром нефть» инвестирует в неготсвои средства. На месторождении действует льгота по НДПИ до конца 2021 года, поэтому основная задача — добыть максимум до завершения льготного периода. Работы здесь ведутся с 2015 года. Сейчас ведется бурение двух скважин. Пока это программа ОПР, но уже в нынешнем году планируется завершить проектные работы по обустройству и бурению, а в следующем — начать строительство объектов инфраструктуры. В компании рассчитывают, что добычу здесь можно будет начать в 2017 году, а в 2018 году выйти на объем 3 тыс. тонн нефти в сутки. Инфраструктуру предполагается строить поэтапно, по мере подтверждения запасов.

Это крупное нефтегазоконденсатное месторождение в Якутии, которое должно стать источником заполнения строящегося газопровода «Сила Сибири» для поставки газа в Китай. Преимуществом месторождения является льгота по НДПИ, действующая до 2021 года. Однако перспективы добычи нефти здесь пока не ясны. «Газпром нефть» выступает на Чаянде как оператор опытно-промышленных работ, которые начались в 2015 году. В настоящее время идет бурение и испытание оценочных скважин. Предполагается, что к концу 2016 года будет завершено испытание девяти скважин. По итогам этой работы планируется сделать концепт разработки и концепт обустройства нефтяной оторочки Чаяндинского месторождения. На их основании будет уточнен проект разработки всего месторождения и сделана оценка рентабельности его нефтяной части.

Месторождение Уренгойской группы: Ен-Яхинское, Песцовое, Уренгойское

Разработку месторождений Уренгойской группы пока сложно рассматривать как привлекательный объект для инвестиций. Однако если поблизости начнется реализация других проектов нефтедобычи, для них может быть создана общая инфраструктура. В случае получения налоговых льгот все это позволит сделать рентабельной добычу по крайней мере на Песцовом и Ен-Яхинском месторождениях. Пока же здесь идет пересмотр составленной около четырех лет назад программы ОПР, с тем чтобы с минимальными издержками собрать максимум сведений.

Западно-Таркосалинское нефтегазоконденсатное месторождение имеет неплохие экономические перспективы. Как и на Заполярном, здесь действует льгота по НДПИ до 2021 года. Пиковыеобъемы добычи, по предварительным оценкам, будут достигать тонн нефти в год. Однако насколько оно может быть интересно для «Газпром нефти», еще предстоит выяснить. В 2016 году компания планирует определиться, готова ли она инвестировать в этот проект, и начать проектирование обустройства месторождения.

По предварительным оценкам, из трех имеющихся здесь залежей потенциальный интерес представляет только одна — Ассельская. Сейчас на месторождении реализуется программа ОПР, по итогам которой будет принято решение о целесообразности полномасштабной разработки. План на 2016 год: провести переиспытание существующего фонда нефтяных скважин.

Источник