Не только для бурения: обзор применения управляемых технологий

Любая деятельность внутри скважины изменяет давление, оказываемое на открытую скважину, и каждый метод снижения давления пытается поддерживать желаемое давление в приемлемых пределах. Если давление становится слишком низким, основными последствиями являются выбросы, прорывы скважины и ее обрушение (рис. 1). Слишком высокое давление может повредить резервуар, вызвать потери жидкости и замедлить работу. Когда происходят такие неудачные события, обычно необходимы корректирующие действия, которые увеличивают угрозу безопасности, непроизводительное время и общие затраты на проект.

Чтобы смягчить эти опасения, операторы использовали методы бурения с регулируемым давлением (MPD) для поддержания затрубного давления и создания герметичного барьера от опасностей при бурении, а также управления притоком из пласта во время бурения. В то время как обычное бурение использует гидростатическое давление бурового раствора для управления давлением в стволе скважины, MPD использует комбинацию поверхностного давления, гидростатического давления и кольцевого трения для балансировки обнаженного пласта. На протяжении десятилетий MPD ассоциировался с технологией, которая используется только на проблемных скважинах и только в крайнем случае. Однако недавние события показали, что управление давлением касается не только буровых работ или только самых сложных скважин.

При интеграции в начале эксплуатации в рамках комплексного плана скважины управление давлением становится решением, повышающим производительность для любого типа классификации скважин, включая эксплуатационные, наклонно-направленные, многозабойные и горизонтальные. Стабильность ствола скважины сохраняется на протяжении всей операции, а давление в затрубном пространстве динамически изменяется, что позволяет ускорить любую операцию с меньшими проблемами, одновременно обеспечивая более продуктивную скважину и снижая общие затраты и подверженность опасным рискам. Подход с управляемым давлением даже использовался для полной оптимизации программы разработки месторождения/коллектора.

Пример того, как методы MPD могут быть включены в общий план скважины, произошел на сверхглубоководной разведочной скважине, пробуренной компанией TotalEnergies в мексиканских водах Мексиканского залива (SPE 200503). Оператор и поставщики услуг хотели управлять давлением на протяжении всей программы скважины, включая бурение, спуско-подъемные операции, спуск обсадной колонны и цементирование, чтобы решить проблему неопределенности порового давления, увеличения скачка давления и узкого градиента порового давления/разрыва (PP/FG). ) окно.

Морское дно находилось под водой на глубине 10 748 футов (3 276 м), а учитывая разведочный характер скважины, традиционное решение включало чрезмерное количество обсадных колонн и перевес бурового раствора (МВт). Интеграция методов MPD позволила оператору мгновенно регулировать забойное давление, в результате чего было признано, что традиционное цементирование колонны диаметром 13⅜ дюйма. обсадной колонны для изоляции критического пласта и безопасного продолжения бурения дальнейших стадий скважины было нецелесообразно. Ситуация еще более усложнялась тем, что инженеры не знали точно размера дыры.

В результате сотрудничества инженерных групп оператора, поставщика услуг по цементированию и специалистов MPD был разработан план. Хвостовая суспензия с плотностью 15,86 фунтов на галлон (1,90 удельной плотности) следовала за газоплотной свинцовой суспензией с плотностью 12,52 фунтов на галлон (1,50 удельной плотности). На общей глубине 13 622 футов (4 152 м) комбинация сохраняла эквивалентную плотность циркуляции (ECD) на уровне 9,18 фунтов на галлон (1,10 удельного давления), не превышая 9,51 фунтов на галлон (1,14 удельного давления). На башмаке обсадной колонны, расположенном на высоте 12 801 футов (3902 м), план предусматривал 9,01 фунтов на галлон (1,08 удельного веса), не превышая 9,35 фунтов на галлон (1,12 удельного веса), как показано на рис. 2.

Полевой персонал выполнил операцию безупречно, полная отдача наблюдалась на протяжении всего процесса цементирования, притоков не обнаружено, что подтверждает окно MW. Применение методов MPD для операций цементирования сэкономило 5 дней, что эквивалентно 3,5 миллионам долларов США, и устранило необходимость запуска промежуточной 16-дюймовой скважины на случай непредвиденных обстоятельств. вкладыш обсадной колонны.

Методы MPD полезны не только при операциях цементирования или бурения, но и на этапе ликвидации. Tullow Oil, оператору в Северном море, пришлось вновь войти в ранее заброшенную газовую скважину и покинуть ее (SPE 195718). Транспортные средства с дистанционным управлением выявили утечку через 9⅝-дюймовый трубопровод. обсадной колонны, а лабораторные испытания подтвердили, что пузырьки были пластовым газом. Оператор пришел к выводу, что установленные цементные пробки недостаточно изолируют резервуар от окружающей среды, и, если не принять меры, существует высокий потенциал пополнения резервуара.