«U-tube» эффект при бурении с двойным градиентом и верхних интервалов глубоководных скважин

Введение

Запасы нефти месторождений России, находящихся в разработке на суше, снижаются. Отечественные нефтегазовые компании все больше вкладываются в геологоразведочные работы на континентальных шельфах Карского, Черного, Охотского и других морей [2,4,9].

При этом стоимость строительства поисковых скважин на водных, тем более северных акваториях, в разы превышает стоимость строительства скважин на суше, что связано с высокой суточной стоимостью эксплуатации морских буровых платформ или судов, более длинными и тяжелыми колоннами, а также логистикой доставки оборудования и персонала [5,6,7].

Сложность строительства морских скважин еще более возрастает при глубоководном бурении. Одним из перспективных направлений совершенствования бурения на море является технология бурения с двойным градиентом, позволяющая регулировать дифференциальное давление (MPD – Managed Pressure Drilling) в системе «скважина-пласт» [13].

Если при традиционном бурении циркуляционная система функционирует как уравновешенная U-образная труба, то система «бурение с двойным градиентом» является неуравновешенной. Ситуация с неуравновешенной U-образной трубой существенно отражается на большей части операций по бурению и контролю над скважиной. Успех бурения с подводной системой подъема бурового раствора от морского дна зависит от эффективного управления U-образной трубой.

Также «неуравновешенную U-образную трубу» можно встретить при бурении пилотного ствола, т.к. система тоже представляет собой «бурение с двойным градиентом». Во время проверки притока приповерхностного газа над устьем скважины с помощью ROV (подводный аппарат с дистанционным управлением) «неуравновешенная U-образная труба» может затруднить идентификацию начала поступления приповерхностного газа, что может привести к неконтролируемому выбросу газа на поверхность и нарушить экологию акватории бурения.

Учитывая представленные факты, целью исследований является проведение теоретического анализа проблем, возникающих за счет эффекта сообщающих сосудов (или U-tube эффект) во время строительства морских скважин, а также оценка результатов изысканий лабораторных и полевых испытаний клапана FlowStop, позволяющая управлять неуравновешенной U-образной трубой во время бурения пилотного ствола, и бурении с двойным градиентом.

В качестве методов получения информации использован комплексный подход, который включает: анализ российского и зарубежного опыта; анализ литературных и электронных источников, проведение лабораторных и полевых исследований.

Основы U-tube эффекта в бурении

Прежде чем приступить к анализу собственных исследований необходимо вспомнить базовые принципы действия неуравновешенной U-образной трубы. Напоминая букву «U» концепция U-Tube (сообщающие сосуды) представляет собой две вертикальные трубки, соединённые горизонтально в их основании; жидкость с одинаковой плотностью добавляется в эти трубки, и оба столбца будут иметь одинаковые уровни. В U-образной трубе отношение уровней жидкостей обратно пропорционально отношению их плотностей. Все это делает U-образную трубу идеальным инструментом для воспроизведения условий в стволе скважины с помещенной в ней БК (бурильной колонной). В то время, как один столбец представляет внутреннюю часть БК, другой представляет КП (кольцевое пространство) между стенкой скважины и БК. Когда основание U открывается, это можно считать открытием обратных клапанов в компоновке низа бурильной колонны (КНБК) (рис 1.А).

Основные положения U-Tube для системы СС-БК:

1. Если во внутренней части БК и КП есть две разные жидкости, то направление течения будет из области высокого давления в область низкого давления.

2. Если система не закрыта (скважина открыта), то легкая жидкость будет вытекать из системы до тех пор, пока давление в системе не стабилизируется.

Если система закрыта (скважина закрыта), то давление в нижней точке (на забое), где соединены обе стороны U-образной трубы, должно быть одинаковым. Следовательно, давление в БК и давление в КП будут зависеть от вида жидкости на каждой стороне и пластового давления на забое скважины [15].

U-tube эффект при бурении пилотного ствола

Выбор точек для бурения поисковых и разведочных скважин по данным инженерной геологии не исключает полного отсутствия газовых скоплений в придонной части на новых объектах. Подходы компаний, осуществляющих бурение скважин на шельфе, по минимизации рисков вскрытия залежей придонного газа в интервалах бурения без ППВО (подводное противовыбросовое оборудование) в мировой практике неоднозначны. Кто-то вынужден бурить пилотные стволы в соответствии с требованиями законодательства, страховых организаций или стандартов буровых компаний. Даже при наличии информации после всех видов проведенных геофизических работ, включая высокоразрешающие сейсмические исследования, единственным полноценным источником получения информации об отсутствии рисков встречи со скоплениями придонного газа является бурение пилотных стволов (скважин).

В мировой истории газо- и нефтедобычи существуют примеры, когда несвоевременное обнаружение приповерхностного газа приводило к нарушению экологии и приостановке буровых работ. В 1993 году на шельфе Социалистической Республики Вьетнам на ППБУ «Actinia» произошел выброс придонного газа. Аналогичный случай был на ППБУ «SEDCO 700» в 2009 году у побережья Нигерии [11].

Вышеуказанные выбросы привели к значительному отрицательному воздействию на экологическую обстановку в районах работ, остановкам бурения, огромным финансовым затратам по проектам в целом (простой ПБУ, судов обеспечения, береговой базы и т.д.), а также к необходимости пересмотра проектной документации и бизнес-планов компаний-операторов. Возникновение соответствующих проблем у российских нефтегазовых компаний так же возможно. Например, наличие скоплений придонного газа обнаружено при бурении морских скважин в Охотском море [8].

Поэтому даже при наличии информации о незначительном риске обнаружения приповерхностного газа всегда должно планироваться бурение пилотных стволов, т.к. только комплексный подход к минимизации геологических рисков позволит безаварийно бурить скважины на морском шельфе. В мировой практике строительства скважин на море пилотный ствол бурится с выбросом бурового раствора на дно моря, с проверками притока над устьем скважины с помощью ROV (рис.1В).

«Неуравновешенная U-образная трубка» может затруднить идентификацию начала поступления приповерхностного газа (рис 2а), что может привести к неконтролируемому выбросу газа. При уравновешивании U-образной трубки, т.е. при отсутствии течения бурового раствора из области высокого давления (давление внутри БК на дне моря) в область низкого давления (давление в КП на дне моря), приток придонного газа на устье скважины считывается отчетливо о (рис. 2б).

U-tube эффект при бурении c двойным градиентом

Промышленный проект, направленный на создание технологии бурения при наличии двух градиентов давления, стартовал в начале 1996 г. Технология предназначалась для применения в сверхглубоководных условиях при высоком пластовом давлении и низком градиенте давления разрыва пласта (такие пластовые условия встречаются в Мексиканском заливе и в различных частях шельфа Западной Африке). Без данной технологии буровой подрядчик не смог бы осваивать запасы, выявленные в подобных условиях. Были получены положительные результаты по сравнению с традиционной технологией бурения, такие как: лучшие показатели контроля скважины в осложненных условиях, меньшее количество обсадных колонн, расширение возможностей заканчивания (можно использовать больший диаметр НКТ) скважин и уменьшение стоимости бурения [1,3,10,12].

В самом начале разработки технологии бурения с двойным градиентом было выяснено, что при подъеме поступающего из КП скважины бурового раствора от морского дна до буровой установки — в БК развивается чрезвычайно высокое давление (вплоть до 35 МПа). Оно обусловлено U-образной конфигурацией трубы и зависит от разницы плотностей бурового раствора в БК и в райзере на участке от устья скважины до буровой платформы и глубины морского дна.

Такой напор бурового раствора обеспечивается гидравлической мощностью буровых насосов, позволяющей продавить раствор через БК, КНБК и долото. Именно этим объясняются низкие давления, развиваемые буровыми насосами на поверхности.

Тем не менее, когда циркуляция прекращается, например, при наращивании инструмента или проверке проявления в скважине, дисбаланс в U-образной трубе выравнивается со скоростью вплоть до 2,4 м3 /мин в течение 15 — 20 мин (рис. 3).

Данное выравнивание давления в системе «ствол скважины — БК» недопустимо, так как оно неминуемо приведет к снижению забойного давления и опасности газопроявления.

Забойный клапан

Для уравновешивания давления в U-образной трубе во время бурения с двойным градиентом, ведущими международными сервисными компаниями были спроектированы забойные клапаны, позволяющие останавливать переток из КП в БК. Однако окончательно проблема перетока бурового раствора с БК в КП при бурении была решена только в 2001 году с помощью забойного клапана FlowStop [14]. При остановке буровых насосов и циркуляции бурового раствора в системе БК-КП FlowStop останавливает переток бурового раствора не только из КП в БК, но главное из БК в КП. Данный забойный клапан располагается над долотом и заранее регулируется на определенное расчетное давление открытия с помощью изменений характеристик пружины. Пример расчета давления открытия FlowStop представлен в Таблице 1. Согласно данному расчету на давление открытия данного клапана влияют два фактора – глубина моря и плотность бурового раствора.

Принцип работы клапана FlowStop представлен на рисунке 4. Клапан имеет две ступени открытия. Первая ступень — открытие штуцера (рис.4Б). Вторая ступень – закрытие штуцера и открытие клапана (рис.4В). При увеличении расхода бурового насоса и создании давления открытия пружина сжимается, и цилиндр перемещается вниз до опорного заплечика. При этом происходит открытие клапана, и поток бурового раствора устремляется вниз. Если необходимо проверить на приток из скважины, то бурильщик уменьшает расход насосов и, следовательно, снижается давление внутри БК и давление открытия, что в свою очередь приводит к закрытию клапана и штуцера (рис.4А). Путь для движения бурового раствора через штуцер или клапан-цилиндр закрывается, что помогает исключить дисбаланс в U- образной трубе в системе «КП-БК». Для того, чтобы заново открыть клапан и начать бурение, необходимо увеличить расход буровых насосов и создать давление открытия во FlowStop.

На рисунке 5 представлены результаты лабораторных испытаний одноступенчатого забойного клапана FlowStop, проведенные совместно с компанией Halliburton. Для испытаний использовались стандартная компоновка низа бурильной колонны (КНБК) с забойным клапаном FlowStop и морская вода. Во время первого теста (12:15-12:20) при увеличении расхода до 3785 л/мин давление активации составило 10.3 МПа (синяя область на рис.5). Видно, что давление внутри БК стабилизируется в течение 1 минуты после включения насосов. Клапан тестировался одноступенчатый, поэтому не наблюдалось вторичного скачка давления после открытия клапана. Далее насосы были выключены (12:21 до 12:24) и давление в БК удерживалось в пределах 5 Мпа (красная область на рис.5). Во время второго теста (12:24-12:29) расход был увеличен до 2839 л/мин. Давление активации также составила около 10.3 МПа. Насосы были выключены (12:38 до 12:40) и давление в БК удерживалось также в пределах 5 Мпа, что свидетельствует о стабилизации потока в U-образной трубе в системе «КП-БК». Предполагается, что забойный клапан будет также активироваться и при 5000 л/мин. Клапан остается открытым при расходе насосов не ниже 1700 л/мин.

История промышленных испытаний забойного клапана FlowStop приведена в таблице 2. При испытаниях основные цели Оператора, а именно стабилизация «U-tube» эффекта в системе БК-КП, экономия времени, выявление придонного газа — были достигнуты. Кроме того, буровой подрядчик по инклинометрии во время испытаний на буровом судне Santa Ana подтвердил высокоскоростную телеметрическую связь со скважиной при использовании забойного клапана FlowStop.

Финансовый анализ применения клапана FlowStop

В таблице 3 представлен экономический эффект использования забойного клапана при «бурении с выбросом» (P&D) интервала под диаметр 660.4 мм при глубине воды 2035 м. Основные потери бурового раствора при «бурении с выбросом» происходят во время наращивания инструмента, подготовки и замера инклинометрии, а также во время проверки на перелив.

Следовательно, при использовании забойного клапана FlowStop при бурении интервала скважины 98-1249 м (от дна моря) и глубине воды 2035 м Буровая компания (Оператор проекта) смогла бы сохранить объем раствора 1000 м3 и сэкономить 384 248 долларов.

Заключение

1. Согласно теоретическому анализу проблема “U-tube” эффекта в системе БК-КП встречается при бурении пилотного ствола или при бурении с двойным градиентом. Дисбаланс системы при бурении пилотного ствола может привести к неточной идентификации наличия придонного газа и последующему неконтролируемому выбросу, а при бурении с двойным градиентом — значительным потерям бурового раствора.

2. В мировой практике бурения изобретены забойные клапаны (напр. FlowStop), которые помогают контролировать “U-tube” эффект. При этом контроль “U-tube” эффекта позволяет избежать значительных потерь бурового раствора и сэкономить деньги Оператора при строительстве глубоководных скважин.

3. Лабораторные функциональные испытания одноступенчатого забойного клапана FlowStop позволили определить режимы подачи бурового раствора, при которых забойный клапан открывается и закрывается. Клапан активируется при давлении 10.3 МПа при расходе бурового промывочного раствора не ниже 1700 л/мин. Забойный клапан переключается из открытого режима в закрытый и наоборот без каких-либо технико-технологических проблем. 

4. Проведенные полевые испытания забойного клапана в разных морских условиях и в разное время подтвердили функциональность обратного клапана в заданном режиме.

5. Полученные результаты промысловых испытаний забойного клапана, а именно: стабилизация «U-tube» эффекта в системе БК-КП; экономия времени на бурение; достаточно четкое выявление придонного газа — позволяют рекомендовать забойный клапан для промышленного применения.

Литература

1. Бакиров Ш.Х. Двухградиентный метод бурения без райзера с применением двухмодульной системы на глубоководных частях каспийского моря // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2010. №4 (120). С.61-62

2. Богоявленский В.И. Перспективы и проблемы освоения месторождений нефти и газа шельфа Арктики // Бурение и нефть. 2012. Т.68. С.4-9

3. Бурение с двойным градиентом — как способ снижения затрат на строительство глубоководных скважин»/ Р.И. Ганиев, Люк Дебоер, А.Х. Аглиуллин, Р.А. Исмаков // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. 2019. №4 (55). С.2-7.

4. Волков В.В. Почему буксует бажен? / В.В. Волков, Г.И. Шмаль, С.И. Стражгородский // Бурение и нефть. 2019. Вып.7. С.3-8.

5. Ганиев Р.И. Анализ систем бурения с двойным градиентом при строительстве глубоководных скважин / Р.И. Ганиев, Люк Дебоер// ROGTEC Российские нефтегазовые технологии. 2020. Вып.61. С.24-37

6. Малиновский М.И., Сулейманов И.Т., Мартынова Ю.Б. Опыт и перспективы развития морского бурения/ М.И. Малиновский, И.Т. Сулейманов, Ю.Б. Мартынова // Опыт, актуальные проблемы и перспективы развития нефтегазового комплекса. 2015. С. 64 – 67

7. Новосельцев Д.И. Особенности техники и технологии современного морского бурения // Проблемы геологии и освоения недр. 2013. С.230-232

8. Петренко В.Е. Проектные решения для строительства скважин на морском шельфе в условиях наличия приповерхностного газа» / В.Е. Петренко, Г.С. Оганов, Т.А. Свиридова // Проектирование и разработка нефтегазовых месторождений. 2017. №1 (65). С.42-47. 

9. Правительство Российской Федерации. Региональные и тематические геологические исследования // Стратегия развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации до 2035 года. 2018. №2914-р. С.12

10. Рубаник Н.К. Глубоководное бурение в океанах: история и перспективы. К 40-летию международной программы глубоководного бурения// Стратиграфия. Геологическая корреляция. 2008. №6. С.104-109.

11. Строительство скважин на шельфе в условиях геологических осложнений, связанных с верхней придонной частью осадочного чехла/ В.Н. Хоштария, Н.В. Вовк, И.И. Наташкин, С.М. Маммадов // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. 2016. №4 (60). С.7-12. 

12. Фазуллин И.Ш. Обоснование преимущества технологии безрайзерного бурения при строительстве глубоководной скважины / И.Ш. Фазуллин, В.М. Подгорнов // Проблемы геологии и освоения недр. 2017. С.541-543.

13. Чернухив В.И. Разработка технологии бурения скважин с регулируемым давлением на забой: Автореф.дис…канд.техн.наук / Северо-Кавказский государственный технический университет. Ставрополь, 2005. 3 с.

14. Патент № 8534369B2 США. Клапан управления потоком в бурильной колонне и способы его использования / Люк Дебоер. Опубл. 01.12.2010.

15. Понятие и важность U-tube эффекта в бурении // URL: http://www.drillingformulas.com/understand-u-tube-concept-and-importance-of-u-tube/ (дата обращения: 30.05.2020).

нажмите здесь, чтобы ознакомиться с другими материалами автора

Радмир Ганиев, инженер-исследователь Научного Центра Международного Уровня

Люк Дебоер, Генеральный директор DGS

Аглиуллин Ахтям Халимович, Генеральный директор, ООО «Центр инженерных технологий»

Исмаков Рустэм Адипович, Заведующий кафедрой «Бурение нефтяных и газовых скважин» Уфимского государственного нефтяного технического университета