Эффективность применения колтюбинговой техники, а также надежность и долговечность гибкой трубы при бурении скважин и зарезке вторых стволов зависит от ряда факторов. Одним из них является качество буровых растворов, а конкретнее — содержание в нем твердой фазы. Даже при удачной рецептуре бурового раствора, основанной на применении высококачественных химических реагентов, накопление в нем выбуренной породы способно на 30–40% снизить стойкость долот и механические скорости бурения. Как следствие, увеличивается количество спускоподъемных операций, что естественно приводит к преждевременному износу гибкой трубы. Устранить влияние этого фактора можно только применением современных циркуляционных систем с полномерной системой очистки бурового раствора. Специалисты по бурению уделяют серьезное внимание выбору долот, качеству насосной группы, режимам бурения, вопросы же наземной циркуляции буровых растворов остаются на втором плане. Для малолитражного бурения зачастую адаптируются старые циркуляционные системы с примитивной системой очистки, удаляющей не более 20-30% выбуренной породы. В то же время зарубежные сервисные компании в качестве обязательного условия бурения требуют полномерную систему очистки, и отказываются от сервиса при ее отсутствии.
Рассмотрим особенности циркуляционных систем для колтюбингового бурения. Прежде всего, это бурение малолитражное с производительностью промывки, как правило, до 10 л/с. Требуется также небольшой объем бурового раствора на поверхности (до 30-40м3). Колтюбинговая техника мобильна и транспортабельна, следовательно циркуляционные системы также должны быть мобильными, иметь повышенную монтажеспособность (несколько часов) и транспортные габариты, позволяющие без демонтажа производить их перевозку. Комплектующее очистное и насосное оборудование должно соответствовать производительности буровых насосов, т. е. применение обычного энергоемкого оборудования нерационально. Требующееся специальное оборудование для малогабаритных циркуляционных систем (МЦС) следующее:
- компактный дегазатор «Каскад-40М»;
- малогабаритное вибросито СВ1ЛМ-02, ВСМ, ВСМ-01;
- пескоотделитель ПГ-22, ПГ-30 производительностью до 30 л/с;
- центрифуга ОГШ-35, ОГШ-500;
- насосы ПН-12, ПН-63;
- малогабаритные блоки приготовления.
При выборе номенклатуры оборудования требуется учитывать и режимы бурения. Так, при зарезке вторых стволов на Северном Кавказе ввиду малого объема выбуренной породы применялись только вибросито СВ1ЛМ-02 и центрифуга ОГШ-32.
Система была выполнена в виде двух малогабаритных модулей с системой очистки и приготовления буровых растворов. Объем МЦС составлял около 30 м3. При увеличении длины модулей до 8,5 м объем МЦС может составить 50 м3.
На рис. 2 и 3 показана МЦС в северном исполнении с жестким утепленным каркасом укрытия с комплектностью: дегазатор Каскад-40М, однокассетное вибросито ВСМ, сито-гидроциклонный сепаратор СГС-22 на базе вибросита ВСМ и пескоотделителя ПГ-22 и бессальникового насоса ПН 63, центрифуга ОГШ-35 с бессальниковым насосом ПН 12,5, встроенный блок приго-товления буровых растворов с насосом 6Ш8-2 и блок приготовления растворов реагентов БПР-3 в уменьшенном варианте. Особенность этой МЦС в том, что выполнена она в виде двух жестких модулей, транспортируемых без демонтажа оборудования. Монтажеспособность МЦС — 3-4 часа. Компания изготовила и поставила такие МЦС в «Пурнефтегаз-бурение» и в Нефтеюганск.
Хотелось бы отметить роль центрифуг в очистной системе. Этот механизм удаляет шлама, причем мелкодисперсного и наиболее склонного к диспергированию, больше чем все предыдущие ступени очистки. Шлам с дисперсностью 5-40 мкм, удаляемый центрифугой, наиболее вре-ден для работы насосов и долот. Центрифуга также является фактически регулятором плотности бурового раствора, и при бурении на плотностях менее 1,15-1,16 г/см3 ее применение всегда экономически выгодно.
В компьютерной базе нашей Компании имеются более 20 компоновок МЦС с различными объемами, производительностью, степенью очистки, климатическими исполнениями . Затраты на оснащение колтюбинговой техники такими системами на наш взгляд минимальны, а окупаемость затрат только на экономии долот, химреагентов, и снижении износа оборудования — несколько месяцев. Это подтверждает наша многолетняя практика работы в этой области.
Широкая область применения колтюбинга — вскрытие продуктивных пластов на депрессии. В этом случае роль циркуляционной системы трудно переоценить.
Есть смысл рассмотреть бурение на депрессии с промывочными жидкостями на углеводородной основе с применением в качестве регулятора плотности азота. В этом случае применяются два типа ЦС — открытая и закрытая. Открытые ЦС для этого вида бурения отличаются от обычных использованием герметичных емкостей и оснащены сепаратором для предварительного отделения газа, дегазатором для тонкой дегазации раствора, виброситом. Остаточное содержание газа в буровом растворе после дегазации для нормальной работы буровых насосов должно быть минимальным, желательно не более 3-4%. Для этого при бурении на вязких нефтях рациональна даже установка двух или трех дегазаторов «Каскад40» в зависимости от газонасыщенно-сти раствора. При небольших объемах шлама от вибросита можно отказаться, используя для грубой очистки раствора отстой в первом отсеке емкости ЦС.
При использовании в качестве промывочной жидкости нефти наиболее распространено бурение закрытыми циркуляционными системами. В отличие от открытых циркуляционных систем для их функционирования нет особых требований по размещению на буровой. Давление в закрытых ЦС 0,1-0,4 МПа, раствор под давлением поступает в буровой насос даже без работы подпорных насосов. Тем не менее требования к дегазации раствора остаются высокими и обеспечение этого достигается применением сепаратора типа СРБ-2 и правильным подбором рецептуры бурового раствора. Опыт нашей работы с закрытыми ЦС показал, что загущение нефтей с целью выноса шлама не всегда оправдано, т.к сама газожидкостная смесь при высоких давлениях мо-жет иметь высокую вязкость. Так при бурении на депрессии в ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» обработка нефти загустителем существенно снизила эффективность сепаратора, в результате окончательная дегазация производилась в компенсационной емкости путем простого отстаивания.
На рисунке 4 показана общая компоновка полнокомплектной закрытой ЦС. Общий вид закрытой ЦС на буровой представлен на рисунке 5.
В состав ЦС входит дроссельный блок, шламоотделитель 1 с модулем пробоотборника 2, приемная емкость 3 с насосным модулем 4, сепаратор газовый 5, блок приготовления и подачи химических реагентов 6, компенсационная емкость 7 с насосным модулем, установка для выработки и нагнетания азота (не показана). Также в состав ЦС входят подпорные насосы 8 и 9, расположенные в насосных модулях приемной и компенсационной емкостей, насос для откачки воды (расположен в насосном модуле приемной емкости), насос для откачки избытков промы-вочной жидкости из шламоотделителя 10 (расположен в модуле пробоотборника), эжектор газо-жидкостный, встроенный в приборный манифольд, куда подведены нагнетательные линии бурового насоса и азотного компрессора.
Работает ЦС следующим образом.
Промывочная жидкость поступает в дроссельный блок, позволяющий бесступенчато регулировать давление на устье скважины, и далее в модуль пробоотборника 2 и в шламоотделитель 1. Часть промывочной жидкости может пропускаться через пробоотборник, который улавливает шлам из скважины для геологического анализа. После очистки от твердой фазы буровой раствор по трубопроводу попадает в газовый сепаратор 5, где происходит разделение газа и жидкости. Газ через верхний патрубок и регуляторы давления 11 через газоотводную трубу уходит на рассеивание в атмосферу или на факел. Дегазированная жидкость сливается в приемную емкость 3. Давление в системе шламоотделитель-сепаратор-приемная емкость поддерживается в пределах 0,1-0,4 МПа, что обеспечивает движение промывочной жидкости между этими устройствами с последующей подачей ее на вход бурового насоса.
В приемной емкости происходит отстаивание жидкости. При наличии в ней воды, она накапливается в кармане нижней части емкости и по сигналу датчика электропроводности, расположенного в приемной емкости, отводится в водяную или в компенсационную емкость.
Приготовление бурового раствора производится первоначально в компенсационной емкости 7, оснащенной механическими перемешивателями. Химические реагенты поступают в емкость из блока приготовления и подачи химических реагентов 6. Приготовленный раствор перекачивается в приемную емкость или на прием бурового насоса. Возможно приготовление порций бурового раствора в емкости блока приготовления и перекачка в приемную емкость или на вход бурового насоса. В процессе углубления скважины можно вести дообработку бурового раствора. Для этих целей в блоке приготовления установлены два дозировочных насоса для дозированного ввода химреагентов под давлением.
Опыт эксплуатации показал, что схема такой ЦС в ряде случаев может быть упрощена. Так при небольших углублениях скважины не всегда нужен пробоотборник и шламоуловитель, при этом отстой шлама происходит в первом отсеке приемной емкости. При бурении на необработанных нефтях отпадает необходимость в блоке приготовления и дозированной подачи химических реагентов. Состав закрытой ЦС в итоге можно свести к наличию только сепаратора, прием-ной и компенсационной емкостей.
Опыт производства и эксплуатации различных ЦС, накопленный авторами этой статьи, позволяет дать буровым компаниям все необходимые рекомендации по оснащению колтюбинговой техники необходимой системой циркуляции бурового раствора.
Источник: Информационно-аналитический журнал «Время Колтюбинга»
Автор: Мищенко В.И., генеральный директор ООО «Компания «Техномехсервис», кандидат технических наук, Добик А.А., технический директор ООО «Компания «Техномехсервис», кандидат технических наук
