Бурение в ммп

Бурение в вечной мерзлоте больше не проблема - Приборостроение

В настоящее время основная часть новых месторождений нефти и газа разрабатывается в северных широтах на вечной мерзлоте. Освоение месторождений в таких условиях приводит к значительному повышению капитальных затрат, связанных с необходимостью предотвращения растепления многолетнемерзлых пород.

Растепление вечномерзлых грунтов - серьезная проблема при бурении скважин в условиях Крайнего Севера

Традиционный путь решения проблемы растепления - увеличение расстояния между устьями скважин	Угроза повреждения дорогостоящего бурильного оборудования	Негативное влияние на экологию

Увеличение затрат на отсыпку грунтов

Повышение капитальных затрат на обустройство месторождений

Согласно неофициальным данным, воздействие на многолетнемерзлые породы (растепление) в результате бурения становится причиной 23% отказа технических систем и 29% потерь добычи нефти и газа (источник интернет-газета «Российские недра» http://rosnedra.info/projects/vechmerzlota/).

В случае слишком близкого расположения устьев скважин друг к другу, при эксплуатации происходит активное растепление окружающих пород, в результате чего возникают их просадки, обвалы, которые могут приводить к ряду осложнений и даже аварий в процессе бурения и эксплуатации скважин. Например, в результате образования протяженных каверн конструкция скважины может потерять продольную устойчивость и деформироваться.

Поэтому месторождения нефти и газа в северных широтах обустраиваются с достаточно большим расстоянием между устьями скважин. Например, на Заполярном и Ямбургском газовых месторождениях расстояние между кустовыми скважинам составляет 40 м. А ведь увеличение расстояния между устьями ведет к значительному увеличению капитальных затрат, в первую очередь на отсыпку грунтов. Толщина отсыпки традиционно составляет 1-2 метра. А учитывая то, что основная доля осваиваемых месторождений разрабатывается в удаленных и труднодоступных регионах, с учетом транспортировки песок на отсыпку становится, что называется, золотым.

Эта проблема может быть решена путем применения при бурении скважины термоизолирующего направления обсадной трубы производства ЗАО «Сибпромкомплект» (г. Тюмень).

Сближение устьев скважин значительно уменьшает расходы на отсыпку кустовых площадок из-за существенного уменьшения размеров самой площадки. За рубежом при разработке месторождений в зоне вечной мерзлоты, применяют технологии, позволяющие максимально уменьшить размеры кустовых площадок. Например, при бурении месторождений на Аляске, расстояние между устьями составляло 9-15 м (сравните с 40 метрами в Ямбурге!). Там использовались теплоизолированные конструкции нефтяных скважин, предотвращающие интенсивное оттаивание многолетнемерзлых пород вокруг кустовых скважин и обеспечивающие эффективные тепловые режимы их эксплуатации.

Уникальное решение

Термоизолирующее направление обсадной трубы, другими словами, термокейс - запатентованная (патент №74415) технология тюменского завода «Сибпромкомплект» - одного из ведущих российских производителей трубопроводов в заводской изоляции.

Колонна изготавливается из стальных труб диаметром Ø530 и 820 мм (возможно изготовление других размеров) по технологи «труба в трубе» с заливкой межтрубного пространства теплоизолирующим материалом - пенополиуретаном (ППУ).

Конструкция длиной 24 м. состоит из двух секций - верхней и нижней, соединяемых при помощи фланцев или сварным швом. Нижний элемент снабжен крепежом для временного крепления опорных деталей, упирающихся в устье скважины при установке колонны. Место соединения элементов теплоизолируется пенополиуретановыми скорлупами, далее устанавливается стальная обечайка и стягивается хомутами. После завершения монтажа опорные детали снимаются, и колонна устанавливается в рабочее положение. Пространство между колонной и скважиной заполняется цементным раствором.

Рекомендуется при неглубоких слоях многолетнемерзлых грунтов - до 30 м. Температура применения - до -60°С.

Опыт применения

В России теплоизолирующие конструкции обсадных труб вызывают большой интерес среди специалистов отрасли, однако применяются еще редко, ввиду неширокой известности.

С 2008 г. такая технология для добычи нефти успешно используется на Ванкорском нефтяном месторождении в Красноярском крае.

Отзыв ЗАО «Ванкорнефть» (дочерняя компания ОАО «НК «Роснефть»):

ЗАО «Ванкорнефть» уже более 4 лет активно сотрудничает с ЗАО «Сибпромкомплект» в части поставок труб и деталей трубопроводов для Ванкорского производственного участка.

Среди широкого спектра продукции, поставляемой ЗАО «Сибпромкомплект», хочется отметить термоизолирующие направления для обустройства устьев скважин, они отлично зарекомендовали себя на вечной мерзлоте.

Использование термоизолирующих направлений применяется для стабилизации грунтов под укрытием скважин. Кроме того, использование термоизолирующих направлений с применением пенополиуретана, эффективно с экономической точки зрения, в частности, выгоднее чем применение тампонажных бетонов.

Поэтому ЗАО «Ванкорнефть» активно заказывает указанную продукцию и планирует заказывать ее и в будущем.

На сегодняшний день ЗАО «Сибпромкомплект» осуществляет выполнение крупного заказа для обустройства Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения (ОАО «Газпром нефть»).

Преимущества

Сравнение капитальных затрат на обустройство оснований кустовых площадок

Типовая конструкция скважины с применением
Вариант 1: Нетермоизолирующее направление обсадной трубы	Вариант 2: Термоизолирующее направление обсадной трубы (термокейса)
Допустимое расстояние между устьями скважин (согласно проектному расчету)
18 метров		10 метров
Затраты (по конкретному проекту на 2013 г.)
67,4 млн руб		51,8 млн. руб
Итого затраты (включая СМР, оборудование)
97,1 млн руб		87,9 млн руб

10% экономия на капитальных затратах по сравнению с традиционными неизолирующими направлениями обсадной трубы

Главные достоинства применения термокейсов:

Снижение затрат на отсыпку грунтов и уменьшение размера кустовой площадки вследствие сокращения допустимого расстояния между устьями. В частности, если сравнивать термокейсы со стандартными нетеплоизолированными направлениями, применение разработки тюменского завода позволяет снизить это расстояние с 18 до 10 метров при одинаковых условиях. Согласно проектным расчетам, экономия только на отсыпке грунтов приводит к общей экономии на обустройстве кустовой площадки в 10%.* (по конкретному проекту 2013 г.)
Предотвращение порчи насосного оборудования вследствие растепления многолетнемерзлых грунтов.
Уменьшение размера кустовой площадки уменьшает площадь негативного воздействия на окружающую природу.
Обеспечение защиты окружающей среды в районе расположения скважин.

Как видно, российские производители тоже идут в ногу с прогрессом, предлагая новые и эффективные технологии бурения на вечной мерзлоте. В условиях, когда новые месторождения расположены в труднодоступных районах севера и требуют повышенных затрат на разработку, на эти технологии стоит обратить особое внимание.

Шанаенко Владимир Валерьевич, заместитель начальника конструкторско-технологического отдела ЗАО «Сибпромкомплект»

neftegaz.ru

6.3. Осложнения, связанные с тепловым взаимодействием бурящейся скважины и ммп

Бурящаяся скважина вступает с окружающими мерзлыми породами не только в физико-химическое взаимодействие. Чаще наиболее мощным фактором, влияющим на устойчивость стенок ствола скважины в ММП. является тепловое воздействие скважинного флюида на состояние мерзлой породы.

Имеющий обычно положительную температуру буровой раствор расплавляет лед в примыкающих к скважине ММП. в результате чего связность частиц породы друг с другом нарушается, стенка скважины теряет устойчивость и разрушается под действием несбалансированного горного давления и эрозии движущейся промывочной жидкостью.

Практикой установлено: чем выше температура бурового промывочного раствора, тем интенсивнее процесс кавернообразования. осыпи, обвалы, поглощения при проходке ММП. Развитию этих нежелательных процессов способствуют большая продолжительность бурения в ММП, высокая интенсивность промывки скважины и степень турбулентности восходящего потока бурового раствора.

Проблемы сооружения скважин в районах распространения МММ порой не прекращаются после их закрепления колонной (кондуктором). При длительных остановках или при использовании охлажденных ниже О ’С буровых растворов происходит обратное промерзание растепленных скважиной ММП и бурового раствора, находящегося в кавернах. В результате промерзания и связанного с ним увеличения объема промерзающего материала с водой возникает огромное, неравномерное но периметру внешнее давление на обсадные трубы, приводящее в ряде случаев к их слому.

Горные породы, слагающие разрез скважины ниже распространения ММП, имеют положительную температуру, увеличивающуюся по мере углубления забоя. На глубине 3000 м температура горных пород может достигать 80 ЮО’С (газовое месторождение Уренгой в РФ, месторождение Прад- хо-Бей на Аляске). Естественно, что нагретый на этой глубине циркулирующий буровой раствор будет нагревать приствольную зону ММП за кондуктором и растоплять ее. Так. после закрепления ММП обсадной колонной она может подвергаться многократному растеплению и промерзанию. Вероятно поэтому отмечаются как случаи повреждения кондукторов, так и случаи проседания их в глубь скважины.

Решение проблемы осложнений, возникающих в результате растепления околоствольной зоны ММП. состоит, с одной стороны, в учете этого явления при выборе прочностных характеристик обсадных колонн при расчеге их на смятие внешним давлением, а с другой - в предотвращении этого явления путем регулирования температуры нагнетаемого в скважину бурового раствора до значений, близких к температуре плавления льда, скрепляющего частицы ММП.

Исследователи, занимающиеся проблемами бурения скважин в Заполярье, единодушно отмечают, что необходимо применять в комплексе рекомендации по предупреждению кавернообраэований. сущность которых сводится к следующему: во-первых, использовать для бурения ММП охлажденные до температуры плавления .льда буровые растворы; во- вторых. свести к минимуму способность буровых растворов растворять лед в-третьих, соблюдать умеренные скорости циркуляции бурового промывочного раствора в кольцевом пространстве скважины.

Буровые растворы для бурения в низкотемпературных скважинах.

Из всего многообразия промывочных агентов, используемых при бурении скважин, наилучшими с позиций предотвращения деградации ММП (в соответствии с общими требованиями, предъявляемыми к ним при проходке ММП) являются осушенный воздух и пена.

Сжатый воздух не замерзает при бурении в мерзлых по* родах, не отфильтровывает жидкость в норы мерзлоты, обладает низкой удельной теплоемкостью и поэтому считается наиболее предпочтительным промывочным агентом при бурении в ММП.

Необходимые для очистки скважины массовые расходы воздуха обычно в 15-25 раз, а теплоемкость в 4 раза меньше, чем для промывочной жидкости Энтальпия воздуха при одной и той же начальной температуре в 60- 100 раз меньше энтальпии промывочной жидкости. Это существенно уменьшает опасность осложнений, связанных с протаиванием мерзлых пород. Воздух значительно эффект ивнее солевого раствора. который, хотя и не замерзает в скважине, легко может нарушить естественное агрегатное состояние мерзлых пород.

Сжатый воздух, снижая опасность и остроту осложнений, связанных с протаиванием пород, не устраняет эти осложнения полностью На выходе из компрессора он имеет повышенную температуру (70-80’С), в результате чего отмечались случаи протаиванни мерзлоты и возникали осложнения.

Имеются специфические осложнения, связанные с выпадением конденсата из воздуха: слипание частиц шлама, образование сальников, намерзание конденсата в соединениях, уменьшение проходных сечений, прихваты и др.

Результаты расчетов показывают, что даже при глубинах до 100 - 200 м температура в скважине резко изменяется, и тем больше, чем сильнее начальная температура воздуха отличается от температуры пород в большую или меньшую сторону. Причина в том. что воздух несет малый запас холода или теплоты и быстро приобретает с глубиной температуру, близкую к температуре пород. Этот процесс протекает тем быстрее, чем меньше расход воздуха и интенсивнее теплообмен. При малом расходе воздуха, высоких скоростях его движения температура в скважине уже на глубине 50-70 м становится равной температуре пород независимо от начальной температуры воздуха.

Наиболее неблагоприятны условия бурения по мерзлым породам при высоких начальных температурах воздуха и больших его расходах. При этом по всему стволу может сохраняться положительная температура, что ведет к осложнениям. При малых расходах высокая температура воздуха с глубиной перестает играть отрицательную роль.

Во всех случаях бурения с продувкой температура воздуха резко возрастает у забоя скважины под действием теплоты, отбираемой от породоразрушающего инструмента. При начальной температуре воздуха, близкой к температуре пород, ее распределение но скважине определяется теплотой, генерируемой на забое.

Поступающий в скважину от компрессора теплый сжатый воздух при движении по скважине охлаждается, что вызывает выпадение конденсата в бурильных трубах и кольцевом пространстве. Предварительно охлажденный и осушенный сжатый воздух может лишь поглощать влагу в призабойной зоне и кольцевом канале, где он контактирует с породами, содержащими влагу в жидкой или твердой фазе. При этом полностью устраняются выпадение конденсата и все связанные с ним осложнения. Нагревающийся при движении по скважине охлажденный воздух осушает ее.

Для нормализации температуры в скважине при бурении с продувкой в мерзлых породах необходимо использовать эффективную систему принудительного охлаждения и осушения сжатого воздуха.

Газожидкостные системы, используемые при бурении как промывочные агенты, делятся на аэрированные жидкости, туманы и пены. Пены - это, как правило, многофазные дисперсные системы, где дисперсионной средой служит жидкость, а дисперсной фазой -газ, который составляет до 99% объема системы. Пузырьки газа разделены тонкими пленками воды. В аэрированных жидкостях концентрация газа значительно ниже, его пузырьки, имеющие сферическую форму, не контактируют между собой. Степень аэрации жидкости х определяется отношением расходов газа V!., и жидкости V при атмосферном давлении, т.е. х = VJV. При х < 60 дисперсная система - аэрированная жидкость, при х - 60+300 - пена.

Существенные технологические преимущества систем жидкость - газ обусловливаются следующим. Присутствие газовой фазы способствует снижению в широком диапазоне гидростатического давления столба промывочного агента, обеспечивает лучшие условия удаления из скважины шлама и т.д. Жидкая фаза, содержащая поверхностно-активные вещества (ПАВ), химические реагенты (КМЦ, гипан и др.), глино- порошок, смазывающие, ингибирующие, противоморозные и прочие добавки, позволяющие управлять технологическими свойствами пен, определяет их большую эффективность в осложненных условиях, чем многих других промывочных areifTOB.

Газожидкостные системы широко применяются при бурении скважин на твердые, жидкие и газообразные полезные ископаемые во многих странах мира в самых разнообразных геолого-технических условиях. В настоящее время быстро распространяется применение пен, в результате чего резко сокращается число осложнений, особенно прихватов бурового инструме»гга при бурении скважин. Отмечается снижение затрат энергии, расхода дизельного топлива до 30 % но сравнению с продувкой скважин сжатым воздухом, а также почти вдвое меньшие эксплуатационные расходы при бурении многолетнемерзлых пород. Пены обладают высокой несущей и выносной способностью при малой скорости восходящего потока в затрубном пространстве - почти в 10 раз меньшей, чем при бурении скважин с продувкой сжатым воздухом.

Успех проходки зон поглощений с пеной определяется кольматирующим эффектом, в десятки раз меньшим по сравнению с водой давлением столба пены на и,ласт. При использовании пен для проходки поглощающих пород расход глины сокращается в 5 — 6 раз, многократно снижается и расход воды, что имеет важное значение для районов Крайнего Севера, особенно в зимних условиях. Гидрофобность сухих пен позволяет использовать их для бурения в глинистых породах, способных к обрушению при взаимодействии с водой. Применение иен обеспечивает минимальное загрязнение окружающей среды.

Использование пен обеспечило получение керна в полном объеме, привело к сокращению транспортных расходов вследствие меньшего объема потребления воды, глинопорошка и химических реагентов, способствовало улучшению условий проведения работ с точки зрения экологов.

В последние годы в отечественной и зарубежной практике бурения скважин на нефть и газ для получения пен все чаще используется азот. Газ инертен, не горюч, содержание его в атмосфере 78%. На буровые азот доставляют в сжиженном Blue в специальных контейнерах. При его вводе в промывочную жидкость образуется пена. Содержание азота в промывочных жидкостях изменяют от 50 до 95 % в зависимости от решаемой технологической задачи. Для придания стабильности в состав пен вводят ПАВ. При вводе азота до 65 % промывочная жидкость имеет низкую вязкость, при 85% и более пена с трудом закачивается в скважину насосом, при увеличении содержания азота выше 96% образуется туман. Такие системы позволяют успешно проходить зоны поглощений в трещиноватых и пористых породах, предотвращают обрушение пород и сокращают время вызова притока из продуктивных пластов

В этих условиях применение даже пресных растворов имеет свои особенности, определяемые в первую очередь климатическими ( низкие температуры окружающего воздуха), организационными( дальность перевозок, длительность хранения материалов, трудность водоснабжения и др.) а также экономическими показателями ( повышенная стоимость используемых материалов и др.).

В настоящее время для получения низкотемпературостойких полимерглинистых растворов при бурении скважин в районах распространения многолетнемерзлых пород в качестве противоморозных добавок в основном используют электролиты NaCl, KCl и реже CaCl_2.Однако получение стабильных глинистых растворов с этими добавками чрезвычайно затруднено. Такие растворы, как правило, нестабильны, легко разделяются на твердуюи жидкую фазу.

С целью улучшения свойств получаемых растворов в качестве противоморозных добавок были испытаны Na₂Br₄O₇, Na₂CO₃ и Na₂NO₂. Во всех случаях в качестве полимерного реагента-стабилизатора использовали КМЦ-500, в растворах применялся глинопорошок 1-го сорта ильского завода «Утяжелитель».

Низкие температуростойкие растворы ПАА могут быть получены при введении в них солей NaCl или KCl. Вязкие полимеркалиевые растворы могут быть реомендованы для бурения мерзлых гравийных отложений. Полимеркалиевые растворы рационально также применять при бурении мерзлых глинистых пород.

Тампонажные растворы в низкотемпературных скважинах.

Температура окружающей среды определяет в основном выбор того или иного типа тампонажного материала, а ее химический состав (наличие кислых газов, хорошо растворимых солей и т.п.), перепад температур, пластовое давление, - выбор рецептуры тампонажного раствора.

При строительстве скважин в зонах распространения ММП применение обычных тампонажных материалов не обеспечивает надежного крепления обсадных колонн и разобщения пластов, так как в этих специфических условиях они характеризуются замедленным твердением, что крайне неблагоприятно отражается на технологических свойствах цементного камня.

Отечественная нефтегазодобывающая промышленность в настоящее время не располагает серийно выпускаемыми тампо-нажными материалами.

В практике строительства скважин на месторождениях Крайнего Севера Западной Сибири применяются обычные тампо-нажные портландцемента модифицированные добавками электролитов и поверхностно-активных веществ.

В работах указывается, что для качественного цементирования обсадных колонн в криоли-тозоне необходимо предъявлять к тампонажным материалам специфические технические требования:

способность схватываться в короткий период (до 10 ч) и набирать прочность при существующих в заколонном пространстве температурах ММП без дополнительного подогрева жидкости затворения;
водосодержание в тампонажных растворах должно быть минимально допустимым;
обладать повышенной гидравлической активностью в условиях пониженных температур;
максимальный период прокачиваемости не менее двух часов при предельно сокращенных сроках схватывания, достаточный для продавливания тампонажного раствора в заколонное пространство скважин;
быть седиментационно-устойчивыми без водоотделения, обладать высокой скоростью структурообразования, чтобы исключить появление водяных прослоев, промерзание которых может привести к смятию обсадных труб;
отсутствие усадки и плотный контакт с обсадными колоннами и горной породой;
минимальное тепловыделение при твердении цемента и низкая теплопроводность; интенсивность теплопередачи должна быть ниже в 3-4 раза по сравнению с обычными тампонаж -ными растворами;
тампонажный камень должен быть устойчивым к воздействию знакопеременных температур;
тампонажный камень должен увеличивать сопротивляемость крепи скважин смятию в случае обратного промерзания. Рекомендуется использовать тампонажные материалы, цементный камень которых имеет модуль упругости 0Ц > 1,0-103 МПа;
облегчающие добавки, входящие в состав тампонажного материала, должны обладать повышенной водоудерживающей и релаксационной способностью, оказывать закупоривающее действие на проницаемые пласты, что способствует подъему цемента до устья скважины.

Интервал I - от основания кондуктора до подошвы неустойчивых при растеплении мерзлых горных пород. За счет там-понажного камня, сформированного в этом интервале, в основном достигается удержание кондуктора и герметичность его затрубного пространства. Интервал II - от подошвы неустойчивых при растеплении мерзлых горных пород до устья скважины. Он полагает, что образование здесь даже высококачественного тампонажного камня не может гарантировать ни удержание кондуктора, ни герметичности его затрубного пространства. Поэтому основное назначение тампонажного раствора в этом интервале - полное вытеснение буровой промывочной жидкости из заколонного пространства, а цементного камня -препятствовать перемещению по заколонному пространству растепленных мерзлых горных пород, предотвращая образование каверн и приустьевых провалов.

studfile.net

2.12. Особенности строительства и эксплуатации скважин в зонах распространения многолетнемерзлых пород "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ. РД 08-200-98" (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 09.04.98 N 24)

отменен/утратил силу Редакция от 09.04.1998 Подробная информация

Наименование документ	"ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ. РД 08-200-98" (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 09.04.98 N 24)
Вид документа	постановление, правила
Принявший орган	госгортехнадзор рф
Номер документа	24
Дата принятия	01.01.1970
Дата редакции	09.04.1998
Дата регистрации в Минюсте	01.01.1970
Статус	отменен/утратил силу
Публикация	На момент включения в базу документ опубликован не был
Навигатор	Примечания

2.12. Особенности строительства и эксплуатации скважин в зонах распространения многолетнемерзлых пород

2.12.1. Технология строительства скважин в зонах распространения многолетнемерзлых пород (ММП) должна определяться мерзлотными и климатическими условиями данной территории. Вводу площадей в бурение должно предшествовать создание детальных мерзлотных карт, на которых отражены поверхностные условия всего разреза ММП. Территория месторождения разбивается на участки с однотипными параметрами ММП.

2.12.2. Размещение глубоких разведочных и эксплуатационных скважин должно осуществляться в основном на площадях с талыми и мерзлыми породами, не подверженных просадкам и деформациям, и базироваться на основе данных о мерзлотной обстановке, отраженной на региональных и детальных геокриологических картах данной площади, составленных по материалам исследований в режимных и мерзлотных скважинах, вскрывших весь интервал мерзлоты. Не допускается нарушение равновесного состояния тундры (поверхностного покрова, образование термокарстов, загрязнение окружающей среды).

2.12.3. Предотвращение растепления и усадки пород под буровым оборудованием должно обеспечиваться максимальным сохранением поверхностного покрова.

2.12.4. Конструкция скважин должна обеспечивать надежную сохранность устья и околоствольного пространства в процессе всего цикла строительства и эксплуатации за счет применения соответствующих технических средств и технологических решений.

2.12.5. Бурение ствола под направление до глубины 20 - 30 м необходимо вести преимущественно без промывки водными растворами с целью предупреждения кавернообразования и растепления пород. Сформированный ствол скважины следует закреплять направлением с цементным раствором соответствующего состава.

2.12.6. Кондуктор должен перекрывать толщу неустойчивых при протаивании пород криолитозоны. Башмак необходимо располагать ниже этих пород не менее чем на 50 м в устойчивых отложениях. Муфта кондуктора должна быть на высоте не менее 0,3 м от уровня земли или отсыпки.

2.12.7. Для бурения скважин в зоне распространения ММП в качестве промывочной жидкости запрещается использовать воду.

2.12.8. Для предупреждения кавернообразования в интервалах ММП в качестве промывочных агентов следует применять высоковязкие полимерглинистые и биополимерные растворы с регулируемым содержанием твердой фазы, продувку забоя воздухом или пенами, а также долота диаметром меньше номинального с последующим расширением ствола скважины до проектного значения.

2.12.9. Тепловой режим бурения в интервалах ММП, а также такие показатели бурового раствора, как температура, вязкость, статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации и плотность, должны обеспечивать снижение разупрочняющего воздействия на приствольную зону. Перечисленные показатели должны контролироваться и поддерживаться в оптимальных пределах.

2.12.10. Бурение наклонно - направленного ствола в интервалах залегания ММП не допускается.

2.12.11. Для цементирования обсадных колонн применяется цемент для "холодных" скважин с ускорителем схватывания.

2.12.12. Температура тампонажного раствора должна быть не ниже 8 - 10 град. C для обеспечения его ускоренного схватывания, но не превышать температуру бурового раствора при бурении под колонну.

2.12.13. При опрессовке колонн и межколонных пространств следует применять незамерзающие жидкости, в том числе и используемые буферные жидкости.

2.12.14. Комплекс мероприятий по предупреждению смятия колонн и аварийных газопроявлений в скважинах в случае длительных их простоев после окончания бурения или в период эксплуатации зависит от предполагаемого срока простоя (времени обратного промерзания) и наличия в заколонном и межколонном пространствах замерзающей жидкости. Перечень мероприятий разрабатывается предприятием - исполнителем работ по согласованию с добывающим предприятием и территориальными органами Госгортехнадзора России. При отсутствии замерзающей жидкости в крепи скважин в перечень могут входить оснащение их комплексом забойного оборудования, включая клапаны - отсекатели или глухие пробки, а при наличии в крепи замерзающих жидкостей - периодический контроль температуры крепи глубинными термометрами.

В случае падения температуры до опасных значений необходимо обеспечить периодические прогревы крепи прокачкой подогретой жидкости или отборами газа либо (при длительной консервации) проведение замораживания без перфорации.

2.12.15. Работы по вызову притока могут быть начаты только после обследования состояния скважины глубинными приборами (калибраторами, термометром, манометром), установления их проходимости по всему стволу и прогрева крепи в интервале ММП прокачкой подогретой жидкости через спущенные НКТ.

zakonbase.ru

способ оборудования скважин направлением при их строительстве в многолетнемерзлых породах - патент РФ 2097530

1 Использование: в строительстве скважин и при оборудовании скважин направлением в многолетнемерзлых породах (ММП), а также в обычных породах. Изобретение направлено на решение задачи, заключающейся в упрощении оборудования устья скважины направлением, обладающим повышенной теплоизолирующей и гидроизолирующей способностью. Сущность изобретения заключается в том, что ствол под направление в верхней части расширяют на глубину, превышающую глубину, на которой отмечают сезонные годовые колебания температуры с образованием ступеньки, формируют устойчивый ступенчатый ствол под направление, центрируют в стволе направление и размещают в зазорах между направлением и породами коммуникации - термометрические трубки (КТТ), производят частичное или полное опорожнение ствола от бурового раствора перед цементированием или после закачки и твердения первой порции цемента, спускают в КТТ с заглушенными снизу концами термометрические устройства и контролируют по температурам, замеряемым в КТТ качество цементирования, крепления скважины направлением, кондуктором, герметичность затрубного пространства за направлением в процессе бурения под кондуктор, теплоизолирующую способность направления, конструкции скважины, тепловое взаимодействие скважины с ММП в процессе ее строительства, эксплуатации, простоев. 7 з.п. ф-лы, 2 ил. Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано при оборудовании скважин направлением в многолетнемерзлых породах (ММП), а также в обычных породах. Известен способ оборудования скважин направлением при их строительстве в многолетнемерзлых породах (ММП), включающий бурение ствола под направление с заглублением его в устойчивые породы, теплоизоляцию направления, цементирование направления тампонажными материалами для мерзлых пород. Недостатком способа является то, что установка направления требует значительных затрат вследствие своей громоздкости, сложно его изготовление, кроме этого невозможно изменить конструкцию направления при оборудовании им скважин, т. е. конструкция направления и способ оборудования им скважин не являются универсальными. Цель изобретения упрощение оборудования устья скважины направлением, обладающим повышенной теплоизолирующей и гидроизолирующей способностью. Для решения поставленной задачи в способе оборудования скважин направлением при их строительстве в многолетнемерзлых породах, включающем бурение ствола под направление с заглублением его в устойчивые породы, теплоизоляцию направления, цементирование направления тампонажными материалами для мерзлых пород, определяют глубину залегания мерзлых пород со стабильной отрицательной температурой, на которой не сказываются годовые колебания температуры (ГКТ) воздуха на поверхности, годовые колебания температуры ММП на этой глубине не должны превышать (0,1) (0,2)^oC, определяют глубины залегания ниже ГКТ пропластков устойчивых пород, производят расширение ствола под направление породоразрушающим инструментом диаметром больше номинального на глубину, превышающую ГКТ с заглублением в устойчивые породы, но на глубину, меньшую, чем ступенчатый ствол под направление, производят спуск направления и за направлением коммуникаций термометрических трубок (КТТ) до забоя и на уровень ступеньки, а за кондуктором КТТ спускают на глубину, превышающую глубину спуска направления, центрируют в стволе направление с обеспечением полного заполнения им затрубного пространства и с вытеснением из затрубья бурового раствора и шлама, спускают в заглушенные снизу КТТ термометрические устройства, замеряют температуры в КТТ и контролируют по их изменениям качество цементирования, крепления скважины, герметичность затрубного пространства за направлением в процессе бурения под кондуктор, теплоизолирующую способность конструкции скважины, тепловое взаимодействие скважины с ММП в процессе ее строительства, эксплуатации, простоев, ствол в расширенной верхней части до ступеньки бурится породоразрушающим инструментом большего диаметра, чем диаметр оттаивающих мерзлых пород за направлением ниже ступеньки в процессе бурения под кондуктор из-под направления, при этом произведение времени бурения, промывки под кондуктор на среднюю температуру бурового раствора не должно превышать значения, определяемого из выражения:

где d_p диаметр породоразрушающего инструмента для расширения ствола, м;
, r_ви, r_и, r_из, r_ц радиусы, соответственно, протаивания пород за направлением, внутренний, наружный радиусы трубы направления, теплоизоляции на ней, наружный радиус цементного кольца за направлением (контакт цемент порода) ниже глубины залегания ступеньки, м;
Ц отношение радиусов, безразмерная величина;
t_б суммарное время теплового воздействия на породы за направлением при бурении, промывке под кондуктор, с;
t_2c средняя температура восходящего бурового раствора при бурении, промывке под кондуктор внутри направления, ниже ступеньки, ^oC;
m_s количество льда в породе ниже ступеньки, который протаивает при определенной температуре фазового перехода, принимаемой равной 0^oC, кг/м³;
i удельное тепло фазового перехода лед вода, равное 333,7 кДж/кг;
K_н, U_н коэффициенты теплопередачи, термического сопротивления направления, соответственно, Вт/м^oC, м^oC/Вт;
_тр, _из, _ц, _т коэффициенты теплопроводности, соответственно, трубы направления, теплоизоляции за направлением, цементного кольца, талых пород, Вт/м ^oC. Кроме того, для решения поставленной задачи центрирование спускаемого в скважину направления и размещение в зазорах КТТ осуществляется с помощью теплоизолирующих-центрирующих элементов (ТЦЭ), расположенных на них, а направления также с помощью КТТ, цементирование однотрубного направления, спускаемого в ступенчатый ствол, производится в одну ступень, после частичного или полного освобождения ствола от бурового раствора, а цементирование двухтрубного направления -в две или три ступени с опорожнением ствола от бурового раствора и шлама после закачки первой порции цемента и его схватывания, цементирование однотрубного направления производится в одну ступень, но с использованием двух порций цемента с закачкой в расширенную часть цемента с повышенной теплоизолирующей способностью, а в нижнюю часть ствола с небольшим перекрытием ступеньки напрягающего цемента, в межтрубном пространстве двухтрубного направления над ступенькой, но не ближе, чем 0,5-0,6 м от нее, устанавливается герметизирующий -цементирующий элемент (ГЦЭ), цементирование направления производится в одну ступень с подъемом цемента за наружной трубой направления до устья, а излишний цемент, проникший выше ГЦЭ, размывается и выносится из межтрубного пространства с помощью специальной коммуникации, спущенной до уровня или несколько выше ГЦЭ, герметичность затрубного пространства за направлением поступления жидкости, раствора в затрубье, размыв пород, цемента за направлением контролируются по повышению температур в КТТ, а по снижению температур в КТТ, а по снижению температур в КТТ до 0^oC и ниже отмечаются моменты обратного промерзания пород вокруг скважины и промерзание зоны конструкции скважины, при наличии провалов при оттаивании мерзлых пород за цементным кольцом направления КТТ, расположенные вблизи проваливающихся, обваливающихся пород в расширенной части ствола в зимний период переводятся в сезонно-действующие охлаждающие устройства (СОУ) для восстановления отрицательных температур в породах, а за расширенной частью направления в местах оседания, провалов пород за направлением бурятся скважины малого диаметра без растепления ММП, в которых располагаются дополнительные КТТ-СОУ. Сущность изобретения заключается в том, что ступенька, забой расширенной части ствола располагают в устойчивых породах, в так называемых мерзлых. Чтобы эти породы не подвергались воздействию изменяющихся сезонных температур, забой расширенной части ствола направления должен находится ниже ГКТ. Формирование устойчивого ступенчатого ствола производят за счет использования при бурении бурового раствора, обладающего пониженной теплоотдачей (растворы с полимерными добавками, пены, воздух) в окружающие породы и поддержания его пониженной температуры не выше (3,0-5,0)^oC. Устойчивые мерзлые породы характеризуются невысокой льдистостью, как правило, не превышающей 150-250 кш/м³ в зависимости от типа породы. Бурение ствола под направление ведут с одновременным или последовательным расширением, что определяется выбранной технологией бурения, используемыми типами бурового раствора и породоразрушающего инструмента. Наилучшие результаты по формированию устойчивого ступенчатого ствола дает применение технологии бурения всухую без промывки с использованием, например, шнеков, специальных буров. Бурение ствола в расширенной части производят породоразрушающим инструментом большего диаметра, чем диаметр, на который оттаивают мерзлую породу, прилегающие снизу к ступеньке в процессе бурения под кондуктор. Выбранный диаметр расширенной части должен соответствовать тепловременному режиму бурения под контуктор, определенному согласно выражению /1/. Способ позволяет успешно использовать как однотрубные, так и двухтрубные направления в зависимости от мерзлотных условий, а также условий строительства и эксплуатации скважин. Использование способа упрощает создание и оборудование скважины направлением, обладающим повышенной теплоизолирующей и гидроизолирующей способностью. Размещение на трубе направления теплоизоляции ниже ступеньки и на КТТ теплоизолирующих-центрирующих элементов (ТЦЭ) позволяет произвести центрирование направления в стволе, разместить в стволе КТТ, повысить качество их цементирования, крепления. Спуск КТТ в скважину осуществляется в зависимости от применяемой технологии в процессе спуска трубы направления или в процессе его цементирования. На нижних концах труб направления устанавливаются башмаки, позволяющие центрировать трубу направления на забое и предотвратить задевание ступеньки, повреждение теплоизоляции внутренней трубы, направления при спуске. Для повышения качества цементирования направления затрубное пространство до закачки цемента или после закачки первой порции цемента частично или полностью освобождается от бурового раствора. Причем, цементирование однотрубного направления производится в одну ступень, но с последовательной закачкой двух порций цемента с прокачкой сначала цемента с повышенной теплоизолирующей способностью в расширенную часть ствола, например, с использованием портландцемента с добавкой вермикулита, перлита или торфа, полимербентонитовой смеси и др. а в качестве второй порции закачивается портланд- или напрягающий цемент, которыми цементируется направление от забоя до ступеньки, что позволяет повысить герметизацию затрубного пространства в нижней части направления. Цементирование двухтрудного направления производится в одну сторону или две ступени в зависимости от выбранной технологии. По замерам температур в КТТ контролируют качество цементирования направления и других колонн с обработкой результатов замера температур на основе термометрического метода (ТМ), своевременно выявляют размыв пространства за направлением в процессе бурения, цементирования кондуктора по скачкам температуры, контролируют промерзание затрубного пространства по снижению температуры до 0^oC и ниже при простоях. Замеры температур в КТТ позволяют также оценить теплоизолирующую способность направления, конструкции скважины на основе контроля теплопередачи в зоне конструкции скважины. Оценка теплоизолирующей способности направления производится следующим образом. При расположении КТТ на разных радиусах вокруг скважины в зоне ее конструкции, при установившемся квазистационарном тепловом режиме, т.е. равенстве тепловых потоков q₁ q₂, используется соотношение

где t₁, t₂, t₃ температуры, соответственно, замеренные одновременно в КТТ₁, КТТ₂ и КТТ₃ на исследуемой глубине, ^oC;
t₁, t₂ перепады температур, соответственно, в первой и второй исследуемых зонах, ^oC;
K₁, K₂ линейные коэффициенты теплопередачи в первой и второй исследуемых зонах, соответственно, Вт/м^oC;
U₁, U₂ термические сопротивления первой и второй исследуемых зон, м^oC/Вт. При расположении трех КТТ (КТТ₁, КТТ₂, КТТ₃) соответственно за кондуктором, за теплоизолирующей трубой направления и в расширенной чисти вблизи пород используют для определения K₁ и K₂

где r₁, r₂, r₃, r_и3 радиусы, на которых за колоннами располагаются, соответственно, КТТ₁, КТТ₂ и КТТ₃ и наружный радиус теплоизоляции на трубе направления, м;
U_и12, K_и12 суммарное термическое сопротивление и линейный коэффициент теплопередачи двух зон, соответственно, м^oC/Вт и Вт/м;
_цк, _экв коэффициенты теплопроводности, соответственно, цементного кольца за кондуктором и эквивалентной (средней) второй исследуемой зоны, Вт/м^oC. Остальные обозначения в выражениях (3-5) те же, что и в (1,2). Суммарная теплоизолирующая способность направления исследуемой зоны конструкции скважины оценивается исходя из полученных величин U_н12 и K_н12. В случае интенсивного оттаивания мерзлых пород за направлением и их провала предусматривается перевод КТТ в сезонодействующие охлаждающие устройства (СОУ), а вблизи расширенной части могут быть пробурены скважины малого диаметра без растепления ММП на глубину, превышающую ГКТ, в которых располагаются дополнительные КТТ-СОУ. На фиг. 1 и 2 показаны варианты оборудования скважины направлением при осуществлении данного способа. На фиг. 1 представлен способ оборудования скважины однотрубным направлением; на фиг.2 то же, двухтрубным направлением, спускаемым в ступенчатый ствол. Для осуществления способа бурят ступенчатый ствол с расположением ступеньки 1 ниже границы ГКТ (позиция 2, фиг.1 и 2). Спускают в ствол трубу 3 направления, которая покрыта теплоизоляцией 4. Низ теплоизолирующей оболочки 4 на трубе 3 располагают ниже ступеньки 1. При спуске в скважину трубы 3 направления она центрируется в стволе с помощью установленного на нижнем конце ее, опирающемся на забой, башмака 5, а также с помощью теплоизоляции 4 и КТТ (позиции 6 и 7, фиг.1 и 2), расположенных на них ТЦЭ (позиции 8 и 9). Наружный радиус ТЦЭ (позиция 9) на КТТ может превышать толщину зазора между теплоизоляцией 4 и стекой пород. Коммуникация 6 в этом случае спускается до спуска трубы 3 направления или одновременно с ним. Однотрубное направление цементируется в одну ступень, а двухтрубное с наружной трубой 10, в одну или две ступени в зависимости от принятой технологии с использованием или без использования межтрудного герметизирующего центрирующего элемента (ГЦЭ). Первая порция цемента 12 поднимается с некоторым перекрытием ступеньки, а вторая порция цемента 13 за наружной трубой направления поднимается до устья. Для улучшения качества цементирования ствол скважины предварительно освобождается от бурового раствора. КТТ в расширенной части ствола (позиции 14 и 15) с ТЦЭ (позиция 8) спускаются в ствол до или после закачки цемента 12 и 13. Для контроля за температурой ММП за направлением, предотвращения интенсивного протаивания и просадок мерзлых пород в процессе эксплуатации скважины за направлением бурятся скважины малого диаметра, в которых располагают КТТ-СОУ (позиция 16). При использовании двухтрубного направления (фиг.2) в свободном от цемента межтрубном пространстве 17 осуществляется вынужденная циркуляция хладагента (специальной жидкости 18, воздуха 19) с использованием патрубков 20 и коммуникации 21, которых может быть несколько. Циркуляция воздуха осуществляется за счет естественной конвекции. Вместо прокачки хладагента (активная теплоизоляция) межтрубное пространство может заполняться парожидкостной смесью, льдом, другой пассивной теплоизоляцией, а также оборудоваться для работы в режиме СОУ. Наружная труба 10 направления может частично или полностью опираться на ступеньку 1. Первая порция цемента 12 захватывает нижнюю часть наружной трубы 10 направления, и, таким образом, снизу двухтрубное направление объединяется в единую конструкцию. Для закачки второй порции цемента 13 в пространство за трубой 10 спускается труба малого диаметра с открытым снизу концом. После закачки второй порции цемента 13 трубка, через которую закачивался цемент, извлекается. Если за наружной трубой 10 перед закачкой цемента жидкости нет, то заливка цемента второй порции в затрубное пространство может вестись через рукав на устье. При цементировании направления в две и более ступени для цементирования используются быстросхватывающиеся тампонажные растворы, позволяющие осуществлять закачку следующей порции цемента не позднее, чем через 4,0-8,0 ч после закачки предыдущей порции. Сверху межтрубное пространство герметизируется крышкой 22, которая объединяет двухтрубное направление в единое целое сверху. Преимущества предложенного способа по сравнению с известными заключаются в следующем. Увеличивается надежность крепления устья скважины направлением в зонах ММП за счет повышения сопротивления размыву затрубного пространства за направлением при бурении под кондуктор, повышения качества цементирования направления, возможности осуществлять контроль за качеством крепления устьевой зоны направлением термометрическими методами в результате замера температур в КТТ. Упрощается оборудование устья скважин специальными направлениями разных конструкций (однотрубным, двухтрубным, теплоизолированными) в зависимости от изменяющихся мерзлотных условий и условий эксплуатации скважин, в том числе значительно упрощается сборка и использование на скважинах двухтрубных направлений. Появляется возможность контроля за тепловым взаимодействием скважины с ММП в процессе ее строительства, эксплуатации, простоев в результате замера температур в КТТ как за направлением, так и за кондуктором. Особенно это важно для оценки качества их цементирования, предотвращения смятия труб, разрушения конструкции скважины при обратном промерзании при простоях, для выбора эффективных тепловых режимов эксплуатации скважин в интервалах мерзлых и низкотемпературных пород. По сравнению с прототипом упрощается сборка двухтрубного направления, его центрирование, так как наружная труба направления может устанавливаться непосредственно на ступеньку, а центрирование труб производится за счет башмака-раструба и теплоизолирующих элементов, расположенных на внутренней трубе направления и КТТ. При этом повышается качество цементирования направления и его гидроизолирующая, герметизирующая способность, в том числе от пластовых флюидов.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ оборудования скважин направлением при их строительстве в многолетнемерзлых породах (ММП), включающий бурение ствола под направление с заглублением его в устойчивые породы, теплоизоляцию направления, цементирование направления тампонажными материалами для мерзлых пород, отличающийся тем, что определяют глубину залегания мерзлых пород со стабильной отрицательной температурой, на которой не сказываются годовые колебания температуры (ГКТ) воздуха на поверхности, годовые колебания температуры ММП на этой глубине не должны превышать 0,1 0,2^oС, определяют глубины залегания ниже ГКТ пропластков устойчивых пород, производят расширение ствола под направление породоразрушающим инструментом диаметром больше номинального на глубину, превышающую ГКТ с заглублением в устойчивые породы, но на глубину меньшую, чем глубина расположения забоя направления, формируют устойчивый ступенчатый ствол под направление, производят спуск направления и за направлением коммуникаций термометрических трубок (КТТ) до забоя и на уровень ступеньки, а за кондуктором КТТ спускают на глубину, превышающую глубину спуска направления, центрируют в стволе направление с размещением в зазорах ККТ, цементируют направление с обеспечением полного заполнения им затрубного пространства и с вытеснением из затрубья бурового раствора и шлама, спускают в заглушенные снизу КТТ термометрические устройства, замеряют температуры в КТТ и контролируют по их изменениям качество цементирования, крепления скважины, герметичность затрубного пространства за направлением в процессе бурения под кондуктор, теплоизолирующую способность конструкции скважины, тепловое взаимодействие скважины с ММП в процессе ее строительства, эксплуатации, простоев. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что ствол в расширяемой верхней части до ступеньки бурится породоразрушающим инструментом большего диаметра, чем диаметр оттаивающих мерзлых пород за направлением ниже ступеньки в процессе бурения под кондуктор из-под направления, при этом произведение времени бурения, промывки под кондуктор на среднюю температуру бурового раствора не должно превышать значения, определяемого из выражения

где d_p диаметр породоразрушающего инструмента для расширения ствола, м;
,r_вн,r_н,r_из,r_ц - радиусы соответственно протаивания пород за направлением, внутренний, наружный радиусы трубы направления, теплоизоляции на ней, наружный радиус цементного кольца за направлением (контакт цемент порода) ниже глубины залегания ступеньки, м;
_б - суммарное время теплового воздействия на породы за направлением при бурении, промывке под кондуктор, с;
t_ж средняя температура в восходящем потоке бурового раствора внутри направления ниже ступеньки, ^oС;
m_s количество льда в породе ниже ступеньки, который протаивает при определенной температуре фазового перехода, принимаемой равной 0^oС/кг м³;
i удельное тепло фазового перехода лед вода, равное 333,7 кДж/кг;
K_н, U_н коэффициенты теплопередачи, термического сопротивления направления соответственно, Вт/м^oС, м ч ^oС/Вт;
_тр, _из, _ц, _т - коэффициенты теплопроводности соответственно трубы направления, теплоизоляции за направлением, цементного кольца, талых пород, Вт/м ^oС. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что центрирование спускаемого в скважину направления и размещение в зазорах КТТ осуществляется с помощью теплоизолирующих центрирующих элементов (ТЦЭ) расположенных на них, а направления также с помощью КТТ. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что цементирование однотрубного направления, спускаемого в ступенчатый ствол, производится в одну ступень после частичного или полного освобождения ствола от бурового раствора, а цементирование двухтрубного направления в две или три ступени с опорожнением ствола от бурового раствора и шлама после закачки первой порции цемента и его схватывания. 5. Способ по пп.1 и 4, отличающийся тем, что цементирование однотрубного направления производится в одну ступень, но с использованием двух порций цемента с закачкой в расширенную часть цемента с повышенной теплоизолирующей способностью, а в нижнюю часть ствола с небольшим перекрытием ступеньки напрягающего цемента. 6. Способ по пп.1 и 4, отличающийся тем, что в межтрубном пространстве двухтрубного направления над ступенькой, но не ближе, чем 0,5 0,6 м от нее, устанавливается герметизирующий центрирующий элемент (ГЦЭ), цементирование направления производится в одну ступень с подъемом цемента за наружной трубой направления до устья, а излишний цемент, проникший выше ГЦЭ, размывается и выносится из межтрубного пространства с помощью специальной коммуникации, спущенной до уровня или несколько выше ГЦЭ. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что герметичность затрубного пространства за направлением, поступление жидкости, раствора в затрубье, размыв пород, цемента за направлением контролируются по повышению температур в КТТ, а по снижению температур в КТТ до 0^oC и ниже отмечаются моменты обратного промерзания пород вокруг скважины и промерзания зоны конструкции скважины. 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что при наличии провалов при оттаивании мерзлых пород за цементным кольцом направления КТТ, расположенные вблизи проваливающихся, обваливающихся пород в расширенной части ствола в зимний период, переводятся в сезоннодействующие охлаждающие устройства (СОУ) для восстановления отрицательных температур в породах, а за расширенной частью направления в местах оседания, провалов пород за направлением бурятся скважины малого диаметра без растепления ММП, в которых располагаются дополнительные К

www.freepatent.ru

Разработка рецептуры РУО UNIDRIL для бурения скважин с АВПД в Ямало-Ненецком автономном округе - Бурение и Нефть

M. GRIGORIEV, D. SIDOROV, E. VLASOV, «NOVATEK SEC» LLC A. KOROLEV, P. RIABTSEV, «AKROS» LLC

Летом 2016 г. в ЯНАО применена новая разработка компании ООО «АКРОС» – система раствора UNIDRIL с улучшенными реологическими параметрами. При ее разработке был осуществлен интегрированный подход по определению оптимальных параметров и рецептуры совместно с ООО «НОВАТЭК НТЦ». Применение системы позволило избежать возникновения осложнений при бурении разведочной скважины и достичь запланированных результатов бурения.

In the summer of 2016 in the Yamal-Nenets Autonomous district has been applied a new development of the company «AKROS» LLC – system solution UNIDRIL with improved rheological parameters. During the development, has been applied an integrated approach to determine the optimal parameters and formulations jointly with «NOVATEK SEC» LLC. The application of the system allowed to avoid the occurrence of complications during the drilling of an exploration well and to achieve the planned results of the drilling.

Применение разработанной рецептуры летом 2016 г. полностью подтвердило полученные в лаборатории результаты и позволило получить улучшенные значения по реологическим параметрам и оптимизированные зависимости реологического профиля от температуры.

При бурении разведочных скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД) возникают характерные риски при использовании промывочных жидкостей высокой плотности. Как правило, в интервалах АВПД существует минимальный безопасный диапазон плотности между коэффициентами аномальности и коэффициентами гидроразрыва. При планировании скважин в таких условиях важно на этапе проектирования провести весь комплекс необходимых гидравлических расчетов для определения максимальных давлений и эквивалентной циркуляционной плотности, возникающих при циркуляции бурового раствора. Помимо проведения гидравлических расчетов, определения оптимальной конструкции скважины и планируемых к применению КНБК необходимо разработать рецептуры буровых растворов, применение которых обеспечивало бы выполнение гидравлической программы с учетом возможного загрязнения выбуренной породой, планируемых плотностей промывочной жидкости и концентраций твердой фазы.
Специфика разработки рецептур бурового раствора и гидравлической программы при бурении скважин с АВПД дополнительно усложняется при использовании буровых растворов на углеводородной основе (РУО), имеющих ряд специфических особенностей. В первую очередь это значительная зависимость реологических параметров от температуры. В условиях низких температур в интервалах ММП при строительстве скважин в ЯНАО данная особенность может приводить к увеличению вязкости в верхних интервалах при длительных остановках циркуляции, например, перед спуском обсадной колонны. Рост реологических параметров в свою очередь влечет за собой повышение ЭЦП при восстановлении циркуляции и увеличение вероятности возникновения поглощений. Однако, несмотря на технические особенности бурения на РУО, применение таких систем при проводке разведочных скважин обосновано по причине получения более высокой продуктивности скважин, в особенности газовых и газоконденсатных [1, 2].

В конце 2015 г. компанией ООО «АКРОС» совместно с ООО «НОВАТЭК НТЦ» были проведены проектные работы по разработке рецептуры бурового раствора UNIDRIL на углеводородной основе с плотностями 1,75 и 2,05 г/см³ для бурения разведочной скважины с АВПД в ЯНАО.

На первом этапе специалистами ООО «НОВАТЭК НТЦ» по результатам гидравлического анализа конструкции скважины и планируемых КНБК были сформулированы требования к реологическим параметрам бурового раствора при разных температурах для плотностей 1,75 и 2,05 г/см³. Исходные данные для проектирования представлены в табл. 1.

На основании заданных параметров и целевых значений в лаборатории ООО «АКРОС» были протестированы несколько рецептур системы UNIDRIL, основным отличием которых было применение различных видов эмульгаторов. По результатам проделанных лабораторных работ были определены две рецептуры, приведенные в табл. 2, показавшие наиболее близкие к целевым значения реологических параметров. Важным условием проведения тестирования были загрязнение лабораторных образцов выбуренной породой и замер реологических параметров при нескольких значениях температуры, так же для всех исследованных рецептур определялась сидементационная устойчивость. По результатам лабораторных исследований две рецептуры системы UNIDRIL были согласованы для применения в полевых условиях.
Применение разработанной рецептуры летом 2016 г. полностью подтвердило полученные в лаборатории результаты и позволило получить улучшенные значения по реологическим параметрам и оптимизированные зависимости реологического профиля от температуры. На рис. приведены фактические замеры параметров РУО при бурении в интервале АВПД.
Поэтапный подход к разработке рецептуры РУО UNIDRIL для бурения разведочной скважины в условиях АВПД в ЯНАО позволил:

Специфика разработки рецептур бурового раствора и гидравлической программы при бурении скважин с АВПД дополнительно усложняется при использовании буровых растворов на углеводородной основе (РУО), имеющих ряд специфических особенностей. В первую очередь это значительная зависимость реологических параметров от температуры.

– реализовать полный комплекс инженерных решений в области промывки скважины от разработки гидравлической программы и лабораторного тестирования до применения рецептуры в полевых условиях;

– строгое выполнение разработанных инженерных рекомендаций позволило избежать возникновения поглощений дорогостоящей промывочной жидкости РУО при бурении и спуске колонн в интервалах АВПД;
– с учетом полученных результатов можно рекомендовать подход по поэтапному моделированию систем буровых растворов при разработке программ промывки и проектов на строительство разведочных скважин, в особенности в случаях, где планируется применение РУО.

Помимо проведения гидравлических расчетов, определения оптимальной конструкции скважины и планируемых к применению КНБК необходимо разработать рецептуры буровых растворов, применение которых обеспечивало бы выполнение гидравлической программы с учетом возможного загрязнения выбуренной породой, планируемых плотностей промывочной жидкости и концентраций твердой фазы.

1.Кудрин А.А., Арсланбеков А.Р., Соловьёв С.Г., Мосин В.А., Королев А.В., Колобов Д.В. О роли типа бурового раствора в первичном вскрытии пластов группы БУ8-9 на Юрхаровском месторождении // Бурение и нефть. 2009. № 7.
2. Арсланбеков А.Р., Лутфуллин А.А., Меденцев А.В., Мосин В.А., Королев А.В. Вскрытие гидрофобных коллекторов с использованием буровых растворов на углеводородной основе // Бурение и нефть. 2014. № 9.

1.Kudrin A.A., Arslanbekov A.R., Solov’ev S.G., Mosin V.A., Korolev A.V., Kolobov D.V. On the role of the mud type in the initial opening formations of the group Bu8-9 at Jurkharovskoye field // Drilling and oil. 2009. No. 7.
2. Arslanbekov A.R., Lutfullin A.A., Medentsev A.V., Mosin V.A., Korolev A.V. Autopsy of hydrophobic reservoirs using drilling fluids oil-based // Drilling and oil. 2014. No. 9.

Комментарии посетителей сайта

burneft.ru

Бурение. Широкий спектр бурового оборудования «Шлюмберже» и услуг по бурению.

Технологии контроля давления и инженерный опыт

Компания M-I SWACO предлагает добывающим компаниям самые современные технологии и инженерный опыт, которые позволяют обеспечить устойчивость ствола скважины и контроль давления при бурении на депрессии и репрессии в сложных скважинных условиях. Наш подход к бурению с контролем давления включает инновационные продукты, позволяющие решать самые сложные задачи контроля давления во время бурения. Наши технологии и практический опыт обеспечивают динамический контроль давления в кольцевом пространстве, сокращая непроизводительное время, повышая безопасность операций и уменьшая затраты.

Передовые решения для контроля давления

Контроль давления при бурении необходим в случае узкого безопасного диапазона градиентов давлений, неустойчивости скважин и колебания давления, что может повысить риски в области безопасности и увеличить непроизводительное время и затраты. Компания M-I SWACO использует инженерно-технический подход под названием @balance для оценки предполагаемых буровых условий и поиска решений в рамках нашей передовой технологии контроля давления.

Инновационные продукты и услуги

Наша технология @balance позволяет предотвратить, обнаружить и уменьшить последствия возможных происшествий, связанных с контролем скважины, а также оптимизировать устойчивость ствола путем применения инновационных инженерно-технических решений и технологий для контроля давления во время бурения, обнаружения выбросов, сепарации жидкостей и в случае применения азота. Технические решения включают современные дроссели, дроссельные манифольды, системы измерения потока газа, сепараторы, а также системы управления давлением и растворами.

Технология @ balance

Инженерно-технические решения для предотвращения, обнаружения и уменьшения последствий возможных происшествий, связанных с контролем скважины, а также для оптимизации устойчивости ствола скважины при бурении на депрессии и репрессии.

Решения для бурения с контролем давления

Решения для безопасного и эффективного бурения и мониторинга в условиях присутствия высокосернистого газа и высокого давления.

Библиотека знаний

www.slb.ru

Сервис и оборудование | Нефтесервисная компания «Акрос»

C 2019 года компания «АКРОС» в партнерстве с компанией «Beyond Energy Services & Technology» предоставляет оборудование для бурения с управляемым давлением (MPD), а также оказывает сервисные услуги и техническую поддержку.

ПРЕИМУЩЕСТВА СИСТЕМЫ MPD

УМЕНЬШЕНИЕ ОБЪЕМА ПЕРЕВОЗОК

Для перевозки полного комплекта MPD требуется всего 3 грузовых места, по сравнению с 5-6 грузовыми местами для комплектов, предоставляемых другими компаниями.

БЫСТРЫЙ И ЭКОНОМИЧНЫЙ МОНТАЖ И ДЕМОНТАЖ

Комплект оборудования требует меньше трубной обвязки и исключает применение крана для монтажных/демонтажных операций благодаря своей самоустанавливающейся системе.

УНИКАЛЬНАЯ ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ СИСТЕМА ДЛЯ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ КОМПЛЕКТА MPD

Уникальная гидравлическая система позволяет ускорить монтажные/демонтажные работы в условиях кустового бурения за счет исключения необходимости изменения существующей системы при перемещении на другую скважину.

МЕНЬШАЯ ЗАНИМАЕМАЯ ПЛОЩАДЬ

Благодаря отсутствию дополнительных соединительных трубопроводов между дроссельным манифольдом и сепаратором, требуется всего 2 рамы для размещения манифольда, измерительной системы, сепаратора, факельной вышки и стеллажа с трубной обвязкой.

МИНИМАЛЬНОЕ КОЛИЧЕСТВО ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА НА ПЛОЩАДКЕ

Стандартная бригада для поддержки круглосуточной эксплуатации системы включает всего 3 специалиста, которые осуществляют эксплуатацию, техническое обслуживание, управление роторным устьевым герметизатором (RCD) и непрерывный контроль давления.

ТЕХНОЛОГИЯ КОНТРОЛЯ ПРОТИВОДАВЛЕНИЯ

Система управления противодавлением с помощью закачки азота осуществляет автоматическое управление противодавлением на поверхности во время статических условий в случае отказа насоса или дросселя.

СОВРЕМЕННАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ПРОТИВОДАВЛЕНИЯ

Автоматическая система контроля противодавления разработана опытными специалистами, обладающими глубокими знаниями в области технологии MPD. Она обеспечивает точный контроль давления и гибкость управления в различных условиях.

ТЕХНИЧЕСКАЯ ПОДДЕРЖКА В РЕЖИМЕ 24/7

Оказание помощи в разработке конструкции скважины, круглосуточная поддержка полевых операций, включая контроль и комплексное техническое обеспечение всех буровых работ.

ОПЫТНАЯ КОМАНДА ОПЕРАТОРОВ И СУПЕРВАЙЗЕРОВ

Супервайзеры и руководители имеют более чем 15-летний стаж работы в области бурения с контролем давления и бурения на депрессии по всему миру.

www.akros-llc.com