Бурение с регулируемым давлением

Бурение нефтяных и газовых скважин связано с риском, который считается управляемым. По мере того, как процесс бурения распространяется на отдаленные районы с неблагоприятными условиями, а скважины и водные глубины становятся все глубже, риск возможной аварии возрастает. Чтобы справиться с этим, необходимо снизить вероятность отказа. Нежелательный поток в ствол скважины или из ствола скважины — это событие, которое может привести к катастрофе, если с ним не бороться должным образом. В статье представлено описание некоторых способов бурения на управляемом давлении.

Ключевые слова: репрессия,депрессия, давление, превентор, выброс, поглощение.

При бурении с избыточным давлением (Managed pressure drilling (MPD)) термин «избыточное давление» можно описать, взглянув на значения давления в скважине (рис.1).

Репрессия просто означает, что гидростатический напор бурового раствора больше, чем поровое давление пласта. Таким образом, если циркуляция прекращается, давление, оказываемое буровым раствором по всей скважине, превышает любое давление в пласте.

В скважине на депрессии гидростатическое давление бурового раствора ниже порового. Если, кроме того, пласт проницаемый, а поровая жидкость имеет достаточно низкую вязкость, возможен приток в скважину [8]. В терминологии бурения возникновение приток называется выбросом.

Если давление в скважине ниже давления гидроразрыва, буровой раствор начнет поступать в пласт, что называется потерей. Потеря может фактически вызвать выброс, поскольку давление в скважине снижается.

Рис 1. Поровое давление, давление гидроразрыва и давление в скважине

На рис. 1 серая прямая линия представляет давление в скважине из-за гидростатического напора и трения. В кольцевом пространстве падение давления на трение добавляется к гидростатическому напору. В изображенном случае увеличение падения давления на трение за счет увеличения скорости потока вызовет потери, которые, в свою очередь, могут вызвать выброс.

Годхавн [3] считает, что буровая установка, оснащенная MPD, должна быть в состоянии поддерживать давление в скважине в пределах ± 2,5 бар от эталонного давления.

Упрощенный чертеж гидравлической системы буровой установки MPD с герметизированным кольцевым пространством показан на рисунке 2. На нем выделяются компоненты, которые обеспечивают циркуляцию бурового раствора по системе и создают давление в скважине. Циркулирующий буровой раствор хранится в так называемых ямах для бурового раствора, которые представляют собой ряд соединенных резервуаров, где буровой раствор обрабатывается и смешивается перед закачкой в скважину.

Рис. 2. Пример сборки противовыбросовых превенторов

Главный насос транспортирует буровой раствор по шлангу к верхнему приводу, который соединен с бурильной колонной. Затем буровой раствор проходит через внутреннюю часть бурильной колонны, через долото и обратно к буровой установке через кольцевое пространство. На буровой вращающееся управляющее устройство герметизирует кольцевое пространство, обхватывая бурильную колонну. Через штуцерный коллектор поток направляется в грязевые ямы. Давление в скважине можно быстро контролировать, манипулируя открытием штуцера. Поскольку дроссель сам по себе может не создавать достаточного давления при низких расходах, доступен дополнительный противодавленческий насос. Увеличение расхода от этого насоса помогает поддерживать желаемое давление в скважине.

Другой формой MPD является бурение с двойным градиентом (DGD). Этот метод основан на использовании двух жидкостей с разной плотностью в кольцевом пространстве и их пространственном разделении, что дает прямолинейный профиль гидростатического давления.

Существует ряд различных методов DGD, но только система с низким возвратом стояка (LRRS) описана в [1, 2]. LRRS использует стояк, как показано на рис.3 и, как правило, более тяжелый раствор, чем при обычном бурении.

Буровой раствор прокачивается через бурильную колонну, как при обычном бурении, но его не нужно возвращать на буровую установку через стояк. Вместо этого линия в нижней части райзера соединяется с подводным буровым насосом, который поднимает буровой раствор обратно на буровую установку. Уровень в стояке обычно регулируется с помощью автоматического управления подводным насосом и ручного управления главным насосом. Это эффективно контролирует давление в скважине. Более жесткий контроль давления в скважине снижает вероятность выброса или потерь. А в случае выброса бурильщик может решить, основываясь на величине выброса, закрыть скважину или позволить углеводородам пройти мимо превентора.

Два ранее описанных метода MPD делают упор на контроле давления в определенной точке скважины. Обычно это долото, но это также может быть так называемый башмак, который находится в начале открытого ствола, или любое другое ожидаемое слабое место в стволе скважины. Давление в точке в кольцевом пространстве скважины представляет собой сумму гидростатического давления и падения давления на трение, оказываемого сверху. Поддержание желаемого давления в скважине требует правильного перемешивания бурового раствора для получения желаемой плотности, а также знания о падении давления на трение.

Выражение эквивалентная плотность циркуляции (ECD) часто используется при упоминании трения в скважине. Из-за сложного поведения буровых растворов в сочетании с переменным диаметром скважины, вращением бурильной колонны и криволинейной геометрией скважины, среди прочего, прогнозирование трения в скважине может быть затруднено.

Поддержание давления в стволе скважины в пределах, диктуемых пластом, является ключом к успешному управлению скважиной. Однако несчастные случаи все же случаются. В [9] перечисляет наиболее распространенные предупреждающие признаки нежелательного поступления в ствол скважины.

Выброс на самом деле очень вероятен, когда бурение не происходит, например, при спуске хвостовика или обсадной колонны, а также во время соединений. В случае события такого как выброс газа, основной барьер безопасности теряется, и необходимо восстановить контроль над скважиной. Для этого существуют процедуры, которые можно кратко охарактеризовать как закрытие превентора, второй защитный барьер и закачивание более тяжелого бурового раствора в скважину для уравновешивания пластового давления при циркуляции газа из скважины.

События управления скважиной могут возникать при отключении, т. е. слишком быстрое перемещение бурильной колонны в ствол или из ствола скважины в зависимости от эффекта поршня в стволе скважины. Этот эффект среди бурильщиков называют помпажем и свабирование, где помпаж — это повышение давления, а свабирование — это понижение давления. Аналогичная проблема возникает на плавучих буровых установках, когда необходимо добавлять или снимать стойку с бурильной колонны. Во время этой операции бурильная колонна подвешивается с помощью, так называемых клиньев через буровую площадку. Вертикальное движение буровой установки из-за волн, также называемое качки, теперь передается на забой скважины через бурильную колонну. Компоновка низа бурильной колонны (КНБК), имеющая больший диаметр, чем диаметр бурильной колонны. Долото действует как поршень в стволе скважины, вызывая нежелательные колебания давления в открытом стволе. Были предприняты усилия в [6, 7], среди прочего, чтобы смягчить этот эффект для буровых установок MPD. Они используют управление на основе модели и манипулируют открытием штуцера и расходом от насоса противодавления, чтобы поддерживать постоянное забойное давление во время соединения.

В отчете о расследовании аварии на Deepwater Horizon [4] четко указывается на необходимость автоматизации процесса бурения.

В будущем необходимо усовершенствовать приборы и дисплеи, используемые для мониторинга скважин. Нет очевидной причины, почему в систему отображения невозможно встроить более сложные автоматические сигналы и алгоритмы, чтобы предупреждать бурильщика и бурового работника при возникновении аномалий.

В свете возможных последствий больше не приемлемо полагаться на систему, которая требует, чтобы правильный человек просматривал нужные данные в нужное время, а затем понимал их значение, несмотря на одновременные действия и другие обязанности по мониторингу.

Литература:

1. Falk К., В. Fossli, С. Lagerherg, A. Flandal, and S. Sangesland. Well control when drilling with a partly-evaonated marine drilling riser. In IADC/SPE Managed Pressure Drilling and Underbalaneed Operations Conference & Exhibition. Proceedings, Denver, Colorado, USA, April 5–6 2011. doi: 10.2118/ 143095-MS.
2. Fossli B. and S. Sangesland. Managed pressure drilling for suhsea applications: well control challenges in deep waters. In SPE/IADC Underbalanee Technology Conference and Exhibition, Proceedings, Houston, Texas, USA, October 11–12 2004. doi: 10.2118/91633-MS.
3. Godhavn J. M. Control requirements for high-end automatic MPD operations. In SPE/IADC Drilling Conference, Proceedings t pages 589–003. -Amsterdam. Netherlands, 17–19 March 2009. doi: 10.2118/119442- MS.
4. Graham В., W. К. Reilly, F. Beinecke, D. F. Boosoh, T. D. Garcia, C. A. Murray, and F. Ulmer. Doop water, the gulf oil disaster and the future of offshore drilling. Technical report, National Commision on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling, 2011.
5. Holand P. Offshore Blowouts: Causes and Control Giilf Professional Publishing. 1997.
6. Landet I., H. Mahdianfar, A. Pavlov, and O. Aamo. Modeling for MPD operations with experimental validation. In IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition, Proceedings. 2012.
7. Mahdianfar H., О. Aamo, and A. Pavlov. Suppression of heave-induced pressure fluctuations in mpd. In 2012 IFAC Workshop on Automatic. Control in Offshore. Oil and Gas Production, Proceedings. Trondheim. Norway. May 31 -June 1 2012. doi: 10.3182/ 20120531- 2- NO-4020.00013.
8. Nas S. Kick detection and well control in a closed wellbore. In IADC/SPE Managed Pressure Drilling and Underlnlaneed Operations Conference and Exhibition. Proceedings, Denver, Colorado, USA, April 5–6 2011. doi: 10.2118/143099-MS.
9. Schubert J. J., H. C. Juvkam-Wold, and J. Choe. Well control procedures for dual gradient drilling as compared to conventional riser drilling. SPE Drilling & Completion, 21(4):287–295. 2006. doi: 10.2118/99029-PA.