close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

718.Альтернативные методы контроля над скважиной в процессе глубоководного бурения при двух градиентах давления

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ
НАД СКВАЖИНОЙ В ПРОЦЕССЕ
ГЛУБОКОВОДНОГО БУРЕНИЯ
ПРИ ДВУХ ГРАДИЕНТАХ ДАВЛЕНИЯ
М. Станиславе , омпания ENSCO Offshore Co., Дж. Смит, ниверситет шт. Л изиана
Лучшему распределению давления в открытом
стволе способствует двухградиентный метод бурения
и газлифтный способ подъема бурового раствора от
морского дна на поверхность
Ожидают, что в будущем добычу нефти и газа в
мире должны в основном обеспечивать глубоководные
ресурсы. Освоение этих ресурсов в Мексиканском
заливе особенно важно для преодоления снижения до%
бычи в США. Тем не менее, во многих бассейнах с ано%
мально высокими пластовыми давлениями, включая и
Мексиканский залив, существует узкий допуск меж%
ду поровым давлением в пласте и давлением разрыва.
Ограниченный допуск часто становится все более уз%
ким с увеличением глубины вод, из%за пониженного
горного давления и аномально высокого давления на
малых глубинах ниже морского дна. В глубоководных
скважинах достижение намеченного объекта бурения
при сохранении приемлемого для эксплуатации диа%
метра ствола часто затруднено.
Разработка глубоководных ресурсов нередко сдер%
живается высокими капитальными затратами. Для со%
хранения на конечной глубине приемлемого диамет%
ра ствола предложены методы бурения при двух гра%
диентах давления [1–10]. Они позволяют упростить и
сделать более безопасными и экономичными конст%
рукции скважин, что делает возможным добычу газа в
более глубоководных районах. Авторы статьи проана%
лизировали концепцию двухградиентного бурения с
использованием райзерного газлифта [7, 8, 9] для реа%
лизации двухградиентной системы.
Новая система обеспечивает более простое и более
экономичное решение путем использования газиро%
ванного азотом бурового раствора, плотность которо%
го равна плотности морской воды, в кольцевом про%
странстве между бурильными трубами и райзером и
бурового раствора обычной плотности в стволе сква%
жины. Согласно принятой концепции, в системе мо%
жет применяться довольно обычное оборудование, в
отличие от других промышленных проектов [1–7, 10],
в которых используются насосы на морском дне. Дос%
тоинства таких систем определяются меньшим числом
обсадных колонн, более высокой допустимой плотно%
стью бурового раствора и большим диаметром эксп%
луатационной колонны, обеспечивающим возмож%
ность поддержания повышенных дебитов. Смит [14],
Лопес [9], Маус [15] и Хэрменн [7] обсудили некото%
рые аспекты контроля над скважиной в условиях при%
менения райзерной газлифтной системы. Кроме того,
некоторое число исследований по контролю над сква%
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
жиной проведено для двухградиентной системы, в ос%
нове которой лежит использование донного насоса для
лифтирования бурового раствора к поверхности; к ним
можно отнести работы Шу [11, 12] и Шуберта [12, 13].
Прежде не проводили никаких испытаний, модели%
рований или всесторонних исследований по контро%
лю над скважиной, применительно к райзерной газ%
лифтной системе. Ниже обсуждаемые случаи модели%
рования – это первое исследование по контролю над
скважиной, применительно к райзерной газлифтной
системе.
ПРОБЛЕМА
Обсуждаемый важный вопрос касался возможнос%
ти эффективного контроля над скважиной примени%
тельно к системе с разнообразными флюидами различ%
ной плотности, непрерывным многофазным течением
и сравнительно сложной траекторией потока. Преж%
де всего, следовало определить, можно ли добиться ус%
ловий операций при двух градиентах давления с помо%
щью газлифтной системы. Для того чтобы это было воз%
можно, давление у нижнего конца райзера должно
быть равно гидростатическому давлению столба мор%
ской воды при расходах и плотностях бурового раство%
ра, реализуемых в процессе бурения. Поскольку пос%
ле газопроявления циркулирующий буровой раствор
может выходить через штуцерную линию, во время
вымыва порции газа из скважины давление в нижней
части этой линии также должно быть равно гидроста%
тическому давлению столба морской воды. Важно рас%
смотреть экстремальный случай, когда поисходит сбой
в закачке бурового раствора и азота, что потенциаль%
но может вызвать смятие райзера.
В исследовании рассматриваются три критические
фазы контроля над скважиной: детектирование газо%
проявления, блокирование притока и циркуляция для
вымыва порции газа. Каждая из этих фаз была иссле%
дована с использованием численной модели переход%
ного многофазного течения. Планировали проанали%
зировать альтернативные подходы к установлению
контроля над скважиной при газо% и водопроявлении,
чтобы определить наилучший метод решения пробле%
мы: обычная циркуляция через штуцер на поверхнос%
ти, динамический подход с использованием в скважи%
не утяжеленных флюидов для восстановления перепа%
да давления, расположение штуцера на морском дне
или некая комбинация методов.
К числу использованных критериев можно отнес%
ти следующие: поддержание забойного давления выше
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
порового давления, определенный диапазон измене%
ний забойного давления, риск разрыва пород, быстро%
та реагирования на регулирование штуцера, трудность
операций по управлению работой штуцера и затруд%
нения в осуществлении процесса. Необходимо также
рассмотреть вопрос о восстановлении повышенного
забойного давления (относительно пластового) после
ликвидации газопроявления. В каждом случае следует
проводить сравнительный анализ операций по конт%
ролю над скважиной для двухградиентной системы с
газлифтом и для обычной системы, в которой приме%
няется жидкость одной плотности.
В этом исследовании рассмотрены варианты для глу%
боководной (6000 фут) скважины с обычной для Мекси%
канского залива конструкцией (см. табл.). Принимается,
что скважина имеет сравнительно высокую продуктив%
ность; это определяется двумя обстоятельствами: 1) пла%
сты должны быть высокопродуктивными по экономичес%
ким соображениям и 2) в условиях высокой продуктив%
ности пласта труднее установить контроль над скважи%
ной в случае проявления и требуется проводить строгие
проверки альтернативных методов контроля над ней.
Конструкция скважины и условия в ней в какой%то мере
были пересмотрены в ходе исследований, чтобы сделать
их более сложными и лучше отвечающими реальности.
При моделировании предполагалось использова%
ние в бурильной колонне клапана (drill string valve –
DSV) для устранения эффекта сообщающихся U%об%
разных труб, который проявляется, когда плотность
флюида в бурильной колонне выше средней плотнос%
ти флюида в райзере [12]. Клапан DSV располагается
в бурильной колонне близ долота, чтобы поддерживать
избыточное гидростатическое давление всего столба
бурового раствора в бурильной колонне при останов%
ке буровых насосов.
Выбор моделирования для исследования процесса
контроля над скважиной обусловлен разным расположе%
нием оборудования; стратегии обслуживания могут оце%
ниваться и сравниваться с обычными операциями без
проведения полномасштабных экспериментов. Оценка
была выполнена на основании результатов моделирова%
ния проведенного Лопесом [9] полномасштабного иссле%
дования скважины в переходном режиме. В результате
появилась уверенность в том, что численная модель не%
стационарного многофазного течения обеспечит соот%
ветствующее прогнозирование сценариев контроля над
скважиной в переходных условиях.
Входные данные для моделирования онтроля над с важиной
ВОЗМОЖНОСТЬ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ГАЗЛИФТА
Для того чтобы система двухградиентного бурения
с газлифтом бурового раствора от морского дна была
эффективной, давление у нижнего конца райзера дол%
жно быть равно гидростатическому давлению столба
морской воды на морском дне. Кроме того, такое же
давление должно быть у нижнего конца штуцерной
линии во время операций по контролю над скважиной
с райзерным газлифтом. Возможность достижения
двухградиентных условий была подтверждена модели%
рованием райзера внутренним диаметром 19,25" дли%
ной 5000 фут с бурильными трубами наружным диа%
метром 5". При моделировании использовали различ%
ные темпы закачки бурового раствора плотностью
16 фунт/галл и азота (рис. 1).
Давление в кольцевом пространстве у нижнего кон%
ца райзера близ морского дна можно снизить до жела%
емого гидростатического давления столба морской
воды и даже еще ниже. Райзерная циркуляционная
система с закачкой газа действует в режиме с ограни%
ченным гидростатическим давлением; больший внут%
ренний диаметр райзера ограничивает потери давле%
ния на трение. Это обеспечивает прямой контроль ус%
тьевого давления, так как давление постоянно снижа%
ется с увеличением расхода газа. Двухградиентные
условия могут достигаться при скоростях циркуляции
вплоть до 1500 галл/мин.
Двухградиентные условия должны поддерживаться
во время операций по контролю над скважиной, а так%
же в ходе буровых операций. Поскольку в процессе
48
Данные
Конечная л бинас важины,ф т
Б рениепридв х Обычноеб рение,
радиентах
жид остьодной
давления
плотности
23400
23400
Гл бинаморя,ф т
6000
6000
Вн треннийдиаметррайзера,дюйм
19,25
19,25
4,5
4,5
5(4,276)
5(4,276)
Нар жныйдиаметрУБТдлиной300ф т,
дюйм
6,75
6,75
Вн треннийдиаметрУБТ,дюйм
2,88
2,88
Вн тр.диаметршт цернойлинии,дюйм
Диаметрб рильныхтр б,вн тр.(нар жный),
дюйм
Нар жныйдиаметробсадныхтр б,дюйм
11,75
11,75
Вн треннийдиаметробсадныхтр б,дюйм
10,772
10,772
Гл бина станов ибашма аобсадной
олонны,ф т
13780
15610
Доп с межд пластовымдавлениеми
давлениемразрывапороды башма а
обсадной олонны,ф нт/дюйм2
800
200
Доп с нап льсациюдавленияпри
сп с о-подъемныхоперациях башма а
обсадной олонны,ф нт/дюйм2
200
200
Тринасад и
16/32"
Тринасад и
16/32"
Плотностьб рово ораствораприб рении,
ф нт/ алл.
16,0
14,0
Расходб рово ораствораприб рении,
алл/мин
550
550
Устьевоедавлениеприб рении,ф нт/дюйм2
2674
2674
Забойноедавлениеприб рении,
ф нт/дюйм2
17120
17120
Давлениеразрывана онечной л бине,
ф нт/дюйм2
17320
17320
Коэффициентпрод тивности,
(брл/с т)/(ф нт/дюйм2)
25
25
Давление верхне о онцарайзера,
ф нт/дюйм2
200
-
Промыв а105/8"долотана л бине
20500ф т
Темпза ач иN2приб рении,млн,ф т3/с т
Времясначала азопроявления,мин
№ 5 • май 2007
11,51
-
774
774
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Давление, ф нт/дюйм2
Гидростатичес ое
давление морс ой
воды =
2236 ф нт/дюйм2
1500 алл/мин
150 алл/мин
250 алл/мин
500 алл/мин
1000 алл/мин
Давление, ф нт/дюйм2
DEEPWATER TECHNOLOGY
Гидростатичес ое давление
морс ой воды =
2236 ф нт/дюйм2
500 алл/мин
150 алл/мин
250 алл/мин
1000 алл/мин
Расход аза, млн ф т 3/с т
Расход аза, млн ф т 3/с т
Рис. 1. Давление нижне о онца райзера при различных
расходах б рово о раствора и азота. В системе дв х радиентно о б рения с азлифтом б рово о раствора от морс о о
дна давление нижне о онца райзера должно быть равно
идростатичес ом давлению столба морс ой воды в районе
морс о о дна и в нижней части шт церной линии во время
операций по становлению онтроля над с важиной
операций по контролю над скважиной выходящий из
скважины поток обычно должен направляться в шту%
церную линию, были проведены исследования с подво%
дом азота к нижней части штуцерной линии. Смодели%
ровано несколько сценариев. Моделирование выполне%
но для штуцерной линии внутренним диаметром 5" дли%
ной 5000 фут. Принято несколько темпов закачки буро%
вого раствора плотностью 16 фунт/галл и азота (рис. 2).
При высоких темпах закачки газа преобладающим яв%
ляется режим с потерями давления на трение, в кото%
ром давление на входе в штуцерную линию возрастает
с увеличением расхода газа. Малый диаметр штуцерной
линии вызывает потери давления на трение, что имеет
большое значение. Для достижения высоких темпов те%
чения бурового раствора невозможно повышать давле%
ние до желательного уровня, поскольку доминируют по%
тери давления на трение. Тем не менее, работа штуцер%
ной линии в режиме доминирования сил трения может
быть полезной во время вымыва порции газа из сква%
жины, так что небольшое изменение темпа закачки газа
или газ, вымываемый из скважины, не будут оказывать
большого влияния на забойное давление.
ДЕТЕКТИРОВАНИЕ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ
Раннее детектирование газопроявления минимизи%
рует объем поступившего в скважину газа и облегчает
безопасный его вымыв. В глубоководных операциях и
бурении при двух градиентах давления детектирова%
ние газопроявления усложняется перемещением бу%
ровой установки и многофазным течением в райзере.
Моделирование помогло идентифицировать наибо%
лее надежные индикаторы газопроявления. Условия в
скважине отражены в таблице. В процессе моделиро%
вания контролировали следующие индикаторы: расход
жидкости, выходящей из скважины, уровень жидко%
сти в резервуаре, давление в буровом стояке (stand pipe
pressure – SPP), устьевое давление и забойное давле%
ние. При моделировании двухградиентного бурения на
774%й минуте произошло газопроявление при давлении
17 320 фунт/дюйм2 и коэффициенте продуктивности
25 (брл/сут)/(фунт/дюйм2). Первым указанием о поступ%
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
Рис. 2. Давление нижне о онца шт церной линии при различных расходах б рово о раствора и азота. За ач а азота в
шт церн ю линию приводит том , что преобладающим является режим с потерями давления на трение при высо их
темпах за ач и аза
лении газа из пласта в ствол скважины стало увеличение
расхода выходящего из скважины потока (рис. 3).
Другой потенциальный индикатор газопроявления
– увеличение объема жидкости в резервуаре – со
временем усиливается (рис. 4). Полезность этого ин%
дикатора со временем возрастает, так как прирост
объема увеличивается, и детектирование становится
более убедительным.
Третий индикатор – давление в буровом стояке –
растет с темпом примерно 50 (фунт/дюйм2)/мин, за%
тем SPP снижается, из%за падения гидростатического
давления в кольцевом пространстве в связи с увеличе%
нием объема газа.
Пиковое значение начального давления вызвано
поступлением газа в кольцевое пространство скважи%
ны и «проталкиванием» бурового раствора перед пор%
цией газа, что вызывает дополнительные потери дав%
ления на трение в кольцевом пространстве. Со време%
нем начинают доминировать гидростатические эффек%
ты, и забойное давление заметно снижается (рис. 5).
Такие изменения давления становятся доказательны%
ми только при значительном снижении давления, и
этот индикатор, видимо, проявляется медленнее, чем
другие индикаторы – увеличение расхода выходяще%
го потока и прирост объема жидкости в резервуаре.
В обычных операциях часто используется процеду%
ра «проверки расхода», чтобы подтвердить факт газо%
проявления, прежде чем предпринимать попытку оста%
новить течение. Перемещение по райзеру азота, исполь%
зуемого в райзерной газлифтной системе, исключает
возможность простой проверки расхода. Следователь%
но, реакция на позитивные указания о газопроявлении
состоит в том, чтобы остановить приток из пласта.
ОСТАНОВКА ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА
Рассмотрены две альтернативы прекращения прито%
ка из пласта. Во%первых, уменьшение расхода азота,
используемого для райзерного газлифта, чтобы увели%
чить гидростатическое давление в кольцевом простран%
стве. Во%вторых, закрытие подводного противовыбро%
сового превентора для остановки течения в скважине.
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
2
Прирост объема жид ости
в резерв аре
Время, мин
Время, мин
Рис. 4. Вторым инди атором азопроявления является
величение объема жид ости в резерв аре, темп прироста объема рез о возрастает, о да происходит азопроявление
Рис. 3. Первым азанием о пост пление аза из пласта в ствол с важины является величение расхода
выходяще о из с важины пото а
1 – Забойное давление
2 – Доля жид ости в пото е
на забое
Время, мин
Рис. 5. Третьим инди атором азопроявления является
давление в стоя е, оторое сначала величивается, а
затем снижается; без принятия орре тир ющих мер
забойное давление снижается
Моделирование первой альтернативы со снижением
расхода азота продемонстрировало ее несостоятельность
в контролировании газопроявления, даже при возмож%
ности прекратить закачку азота всего через 4 мин. Этим
методом невозможно эффективно контролировать даже
умеренно сильное газопроявление (см. табл.).
Вторая альтернатива прекращения притока из пла%
ста была традиционной – закрытие подводного про%
тивовыбросового превентора. При моделировании
этой ситуации буровые насосы останавливают, а закач%
ку азота на морском дне прекращают через 4 мин пос%
ле начала газопроявления (778%я минута моделирова%
ния), а через 5 мин (779%я минута) закрывают противо%
выбросовый превентор (рис. 6). После закрытия пре%
вентора забойное давление увеличивается, и приток
из пласта снижается. Приток по существу полностью
прекращается на 790%й минуте, через 16 мин после на%
чала газопроявления; общий объем порции газа в сква%
жине составит 18,5 брл.
Уместная проблема связана с риском превышения
давления разрыва породы у башмака обсадной колон%
ны, т.е. превышение допуска на газопроявление. Пре%
имущество двухградиентных операций состоит в под%
держании более широкого допуска на газопроявление.
В приведенном примере обеспечивается допуск на га%
зопроявление в 800 фунт/дюйм2 у башмака обсадной
колонны для двухградиентных операций, вместо 200
фунт/дюйм2 для обычного бурения. Давление у башма%
50
Давление, ф нт/дюйм2
2
1
Доля жид ости в пото е
Давление, ф нт/дюйм2
1
2
3
Доля жид ости в пото е
1
Прирост объема жид ости в резерв аре, брл
1 – Давление в стоя е
2 – Расход на поверхности
Расход на поверхности, брл/мин
Давление, ф нт/дюйм2
DEEPWATER TECHNOLOGY
1 – Забойное
давление
2 – Доля жид ости
в пото е на забое
3 – Давление
основания
башма а обсадной
олонны
Время, мин
Рис. 6. За рытие подводно о противовыбросово о превентора – обычный подход пре ращению прито а пластово о аза
ка обсадной колонны повышается на 335 фунт/дюйм2,
что ниже допуска на газопроявление в 800 фунт/дюйм2.
Следовательно, пачка газа объемом 18,5 брл может быть
безопасно вымыта.
То же самое газопроявление смоделировано для
обычных буровых операций с использованием буро%
вого раствора одной плотности. Буровые насосы оста%
навливают через 4 мин после начала газопроявления,
а противовыбросовый превентор закрывают через
5 мин, как и прежде. Общий объем порции газа в сква%
жине составит 16,2 брл. Давление у башмака обсадной
колонны повышается на 259 фунт/дюйм2, превысив
допуск на газопроявление в 200 фунт/дюйм2. Недостат%
ки двухградиентной системы – несколько возросшая
трудность в обнаружении газопроявления и немного
больший объем порции газа в скважине – компенси%
руются поддержанием более широких допусков на га%
зопроявление.
ВЫМЫВ ПОРЦИИ ГАЗА
Исследованы три альтернативных подхода к вымы%
ву порции газа после успешного закрытия скважины:
• циркуляция по газлифтной штуцерной линии до
штуцера на поверхности;
• циркуляция через штуцер на морском дне и
подъем по газлифтной штуцерной линии;
• циркуляция через штуцер на морском дне и
подъем по газлифтному райзеру.
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
Давление башма а
обсадной олонны
Доля жид ости в пото е
башма а обсадной
олонны
Доля жид ости в пото е
В каждом случае в исследовании использовано мо%
делирование, которое отслеживает приток из пласта с
полным его прекращением после скопления в скважи%
не порции газа в объеме 18,5 брл. Когда приток из пла%
ста прекращается и забойное давление становится рав%
ным давлению разрыва пород, можно начинать цир%
куляцию. Особая сложность состоит в том, что невоз%
можно по росту давления в бурильных трубах опреде%
лять статическое давление в бурильных трубах (shut%
in dvill pipe pressure – SIDPP), из%за использования
DSV. Поэтому для определения эквивалентного SIDPP
после повторного пуска насоса был принят дифферен%
циальный метод.
Циркуляция через газлифтную штуцерную линию
и поверхностный штуцер. Первая рассматриваемая
альтернатива циркуляции аналогична процедуре, ре%
гулярно используемой на плавучих буровых установ%
ках. Единственное различие состоит в том, что азот за%
качивается в нижнюю часть штуцерной линии с рас%
ходом 7,76 млн фут3/сут, чтобы снизить гидростатичес%
кое давление в штуцерной линии и избежать поглоще%
ния. Скорость закачки поддерживается постоянной, и
только настройка штуцера используется для поддер%
жания постоянными давлений в бурильных трубах и
на забое скважины. Темп закачки азота в штуцерную
линию также поддерживается неизменным, чтобы уп%
ростить эту процедуру. Сравнительно высокий (800
фунт/дюйм2) допуск на газопроявление, чтобы осуще%
ствить вымыв пачки газа без какого%либо гидроразры%
ва пласта. При поддержании забойного давления выше
давления гидроразрыва пласта во время циркуляции
газа какой%либо дополнительный приток газа из плас%
та отсутствует, и порция газа успешно вымывается из
скважины (рис. 7).
Циркуляция через газлифтную штуцерную линию
при расположении штуцера на морском дне. Вторая
альтернатива предполагает использование управляе%
мой с поверхности подводной штуцерной системы,
чтобы минимизировать осложнения, вызываемые мно%
гофазным течением в подводной штуцерной линии. В
связи с большой длиной этой линии во время цирку%
ляции может развиваться неприемлемо высокое гид%
ростатическое и/или фрикционное противодавление
на кольцевое пространство. Закачка азота в нижнюю
часть штуцерной линии помогает преодолеть эти эф%
фекты, но это означает также, что регулирование по%
верхностного штуцера всегда влияет на условия мно%
гофазного течения в штуцерной линии. Потенциаль%
ное преимущество использования подводного штуце%
ра состоит в помещении штуцера до многофазного те%
чения в штуцерной линии, так что регулирование дав%
ления в штуцере напрямую влияет на забойное давле%
ние. Это должно упростить работу со штуцером.
Преимущество использования подводного штуце%
ра, вместо поверхностного, определяется более быст%
рым и более точным изменением давления в ответ на
регулирование штуцера. Вымыв порции газа проходит
успешно, и риск поглощения даже ниже, чем в преды%
дущем случае.
Циркуляция через газлифтный райзер со штуце
ром на морском дне. В третьей альтернативе поток из
скважины проходит через подводный штуцер и затем
через райзер с газлифтной системой. В этой альтерна%
Давление, ф нт/дюйм2
DEEPWATER TECHNOLOGY
Время, мин
Рис. 7. При цир ляции через азлифтн ю шт церн ю линию
и поверхностный шт цер ос ществляется за ач а азота для
снижения идростатичес о о давления и поддержания доп с а на азопроявление 800 ф нт/дюйм2
тиве сочетаются достоинства подводного штуцера с
возможностью избежать потерь давления на трение в
штуцерной линии, которые могут привести к поглоще%
ниям. Тем не менее, для этой альтернативы свойствен%
ны риски смятия райзера и развития повышенного
давления в контрольно%измерительной аппаратуре на
верху райзера при вымыве большой порции газа че%
рез газлифтный райзер.
ЦИРКУЛЯЦИЯ УТЯЖЕЛЕННОГО БУРОВОГО
РАСТВОРА ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ
После удаления из скважины порции газа необхо%
димо прокачать утяжеленный буровой раствор для глу%
шения скважины (kill weight mud – KWM), чтобы вос%
становить в ней гидростатический контроль. При этом
необходимо поддерживать забойное давление выше
давления разрыва пород и в пределах допустимого за%
паса надежности.
Циркуляция через подводный штуцер и газлифт%
ную штуцерную линию позволяет наиболее точно кон%
тролировать забойное давление. Выполняется анализ
для закачки KWM. Скважина готова для закачки KWM
после полного вымыва порции газа. Плотность утяже%
ленного бурового раствора для глушения скважины
16,3 фунт/галл. рассчитана описываемым ниже мето%
дом. Начальное давление циркуляции (initial circulating
pressure – ICP) составляет 520 фунт/дюйм2, а конеч%
ное давление циркуляции (final circulating pressure –
FCP) равно 276 фунт/дюйм2. При низкой скорости те%
чения давление циркуляции для глушения (kill circu%
lating pressure –KCP) составляет 320 фунт/дюйм2.
Плотность утяжеленного бурового раствора для глу%
шения скважины рассчитывается по уравнению
KWM = OMW+[ΔSPPstartup/(0,052(D–Dw))],
где OMW – исходная плотность утяжеленного буро%
вого раствора, фунт/галл; Dw – глубина воды, фут.
Давление на стояке определяется из выражения
ΔSPPstartup = ICP–KCP
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
ΔPKWMlosses = (KWM/OMW) х [KCP+0,052(OMW–
SW)(Dw+RKB)],
где ΔPKWMlosses – потери давления на трение в буриль%
ных трубах при циркуляции утяжеленного бурового
раствора для глушения скважины, которые на морс%
ком дне соответствуют разнице между гидростатичес%
ким давлением столба морской воды и давлением в
бурильных трубах; SW – плотность морской воды,
фунт/галл и RKB – расстояние от ротора до поверх%
ности моря, фут.
Затем можно определить конечное давление цир%
куляции с помощью выражения.
Давление, ф нт/дюйм2
Изменения давления, связанные с поглощением
утяжеленного бурового раствора для глушения сква%
жины, можно рассчитать по следующему уравнению:
Давление в стоя е
Начало цир ляции KWM
KWM заполняет
шт церн ю линию
KWM выходит из долота
Время, мин
Рис. 8. Давление в б рильных тр бах снижается, о да б ровой раствор для л шения с важины дости ает долота и
поддерживается постоянным во время заполнения шт церной линии
FCP = ΔPKWMlosses–0,052 х (KWM–SW) х (Dw+RKB),
подставляя выражение для ΔPKWMlosses получим
FCP = (KWM/OMW) х [KCP+0,052(OMW–
SW) х (Dw+RKB)]–0,052(KWM–SW) х (Dw+RKB).
Циркуляция начинается в момент времени модели%
рования 1200 мин, когда KWM закачивается в буриль%
ную колонну с темпом 460 галл/мин и осуществляется
в соответствии с программой поддержания давления в
бурильной колонне, показанной на рис. 8. Возврат осу%
ществляется через газлифтную штуцерную линию с
подводным штуцером. Темп закачки азота в штуцер%
ную линию равен 13,45 млн фут3/сут, тем самым обес%
печивается давление на уровне морского дна, равное
гидростатическому давлению морской воды. Забойное
давление в безопасном диапазоне поддерживается пу%
тем регулирования подводного штуцера. Максималь%
ное забойное давление при времени моделирования
1400 мин вызвано поступлением KWM в штуцерную
линию. Правильная реакция состоит в открытии шту%
цера, чтобы компенсировать дополнительные потери
давления на трение, и гидростатическое давление уве%
личивается в результате заполнения KWM штуцерной
линии. В обычных операциях по контролю над сква%
жиной это резкое увеличение давления компенсиру%
ется надлежащим манипулированием со штуцером, и
давление поддерживается близким постоянному зна%
чению. Тем не менее, используемое в этом исследова%
нии численное моделирование переходного многофаз%
ного течения не интерактивное, и, следовательно, не%
возможно своевременно реагировать в момент регу%
лирования штуцера, чтобы исключить резкое увели%
чение давления.
Давление в бурильных трубах снижается от ICP =
520 фунт/дюйм2 до FCP = 276 фунт/дюйм2, когда
KWM достигнет долота. Затем давление в бурильных
трубах поддерживается на сравнительно постоянном
уровне, пока KWM заполняет штуцерную линию. Ос%
новное осложнение в этом случае происходит, когда
KWM заполняет газлифтную штуцерную линию, и дав%
ление у морского дна оказывается выше, чем плани%
ровалось. Для поддержания этого давления постоян%
52
ным в течение всей операции по глушению темп за%
качки газа в штуцерную линию увеличивается с 13,45
до 15,52 фунт/дюйм2. Когда KWM достигнет башмака
обсадной колонны, давление в этом месте стабилизи%
руется на уровне 9280 фунт/дюйм2.
Моделирование циркуляции KWM в обычной сис%
теме одной плотности проведено для сравнения двух
систем. Циркуляция начинается в момент времени
моделирования 1400 мин, когда KWM закачивается в
бурильную колонну с темпом 50 галл/мин. Эта ско%
рость закачки использована для минимизации потерь
давления в штуцерной линии и степени поглощения.
График изменения давления в бурильных трубах, на%
чинающийся с ICP = 480 фунт/дюйм2, поддерживает%
ся до момента подхода KWM к долоту. В дальнейшем
давление в стояке поддерживается при относительно
постоянном значении FCP = 284 фунт/дюйм2 путем
регулирования штуцера. Когда KWM начинает запол%
нять штуцерную линию, давление в бурильных трубах
и забойное давление повышаются. Это вызвано более
высокими потерями давления на трение и повышен%
ным гидростатическим давлением столба бурового ра%
створа для глушения скважины, несмотря на устране%
ние противодавления с помощью штуцера на поверх%
ности.
В процессе закачки KWM забойное давление под%
держивается выше пластового давления. Тем не менее,
при этом остается обеспокоенность относительно раз%
рыва пород у башмака обсадной колонны, поскольку
давление у башмака превышает ожидаемое давление
разрыва пород в этом месте. Такая ситуация неизбеж%
на для моделируемых условий, в которых исходный
допуск на газопроявление в 200 фунт/дюйм2 равен уве%
личению гидростатического давления, необходимого
для контроля зоны проявления.
ВЫВОДЫ
Моделирование продемонстрировало преимуще%
ства более высокого допуска на газопроявление, воз%
можного при использовании системы с двумя плотно%
стями, и практического контроля над скважиной с рай%
зерной газлифтной системой бурения. По точности
модель переходного многофазного течения пригодна
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
для неустановившихся и стационарных условий в пол%
номасштабных испытаниях скважины методом отка%
чек.
Детектирование газопроявления при использова%
нии двухградиентной системы бурения с райзерным
газлифтом бурового раствора от морского дна по су%
ществу является обычным, основанным на регистра%
ции изменений расхода для потока из скважины и уве%
личения объема бурового раствора в приемном резер%
вуаре. Тем не менее, проверка течения, чтобы убедить%
ся в том, что газопроявление прогрессирует, невозмож%
на. Приток газа в скважину должен быть устранен зак%
рытием подводного противовыбросового превентора,
поскольку прекращение закачки азота в райзер без
закрытия превентора происходит слишком медленно
и ненадежно для остановки притока газа из пласта.
Применение клапана в бурильной колонне обязатель%
но для минимизации риска поглощения при закрытии
скважины.
Вымыв порции газа может осуществляться с подъе%
мом бурового раствора от морского дна по газлифтной
штуцерной линии, даже при сравнительно высоком
расходе бурового раствора. Использование дистанци%
онно управляемого подводного штуцера обеспечива%
ет более быструю реакцию с меньшими изменениями
давления и требует меньшего регулирования штуце%
ра. Забойное давление поддерживается достаточно
постоянным, не требующим никаких изменений в тем%
пе закачки азота, что должно упрощать промысловое
применение метода. Возможен также вымыв порции
газа с подъемом бурового раствора от морского дна по
газлифтному райзеру. Тем не менее, существует риск
смятия райзера, который зависит от объем порции газа
в скважине.
Закачка утяжеленного бурового раствора для глу%
шения скважины может быть проведена безопасно с
подъемом от морского дна по газлифтной штуцерной
линии с подводным штуцером. Забойное давление
поддерживается в безопасном диапазоне. Проблемы,
связанные с колебаниями давления в связи с поступ%
лением KWM в штуцерную линию, решаются путем
увеличения темпа закачки в нее азота, чтобы поддер%
живать давление у морского дна относительно посто%
янным.
Контроль над скважиной с двухградиентным мето%
дом бурения и газлифтным способом подъема бурово%
го раствора от морского дна на поверхность имеет пре%
имущества по сравнению с обычным методом бурения
с использованием системы одной плотности благода%
ря более благоприятному распределению давления в
открытом стволе. Поэтому, допустим больший объем
газа, поступающего в скважину, с меньшим риском
разрыва породы и поглощения.
В конце концов, представленные данные и получен%
ные результаты свидетельствуют о возможности при%
менения процедур по контролю над скважиной при
двухградиентном бурении. Тем не менее, для оценки
применения этого метода в промысловых условиях
требуются дополнительные всеобъемлющие исследо%
вания и полномасштабные испытания.
Перевел В. Иванов
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Durham Louise S., «Technology focuses on top%hole
implementation», Drilling, December 2002, p. 24.
2. Eggemeyer J.C., M.E. Akins, P.E. Brainard, R.A. Judge, С.Р.
Peterman, L.J. Scavone, K.S. Thethi, «Subsea mudlift drilling: design
and implementation of a dual gradient drilling system», SPE 71359
presented at the 2001 SPE Annual Technical Conference and Exhibi%
tion, New Orleans, LA, Sept. 30%Oct. 3, 2001.
3. Gaddy E. Dean, «Industry Group Studies Dual Gradient drilling»,
Oil & Gas Journal, Aug. 16, 1999, p. 32.
4. Gault A., «Riserless drilling: circumventing the size/cost cycle in
deep water», Offshore, May 1996, p. 49.
5. Schumacher J.P, J.D. Dowell, L.R. Ribbeck, J.С Eggemeyer, «Subsea
mudlift drilling (SMD):planning and preparation for the first subsea
field test of a full scale dual gradient dtilling system at Green Canyon
136, Gulf of Mexico», SPE 71358 presented at the 2001 SPE Annual
Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, Sept.
30%Oct. 3, 2001.
6. Fontana P., G. Sjoberg, «Reeled pipe technology (DeepVision) for
deepwater drilling utilizing a dual gradient mud system», IADC/SPE
59160 presented at the 2000 IADC/SPE Drilling Conference, New
Orleans, Feb. 23–25, 2000.
7. Herrmann R.P, J.M. Shaughnessy, «Two methods for achieving a
dual gradient in deepwater», SPE/IADC 67745 presented at the SPE/
IADC Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands, Feb. 27%
March 1, 2001.
8. Lopes С.А., А.Т. Bourgoyne, «The dual density riser solution», SPE/
IADC 37628 presented at the 1997 SPE/IADC Drilling Conference,
Amsterdam, The Netherlands, March 4–6, 1997.
9. Lopes Clovis, «Feasibility study on the reduction of hydrostatic
pressure in a deep water riser using a gas%lift method», Ph.D.
Dissertation, LSU, April 1997.
10. Maurer Technology, «JIP to develop hollow%sphere dual gradient
drilling system», http://www.maurertechnology.com/JIP/ DGD/
DGDProposal.pdf, September 2001.
11. Choe J., H.С. Jukvam%Wold, «Well control aspects of riserless
drilling», SPE 49058 presented at the 1998 SPE Annual Technical
Conference and Exhibition, New Orleans, Sept. 27–30, 1998.
12. Schubert J.J., H.С. Juvkam%Wold, J. Choe., «Well control
procedures for dual%gradient drilling as compared to conventional riser
drilling», SPE/IADC 79880 presented at the SPE/IADC Drilling
Conference, Amsterdam, The Netherlands, Feb. 19–21, 2003%a.
13. Schubert J.J., H.С. Juvkam%Wold, С.E. Weddle III, C.H. Alexander,
«HAZOP of well control procedures provides assurance of the safety
of the subsea mudlift drilling system», IADC/SPE 74482 presented at
the 2002 IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, Feb. 26–28, 2002%b.
14. Smith J.R., «Comparison of well control concepts for dual density
deepwater drilling», LSU, May 26, 2002
15. Maus L.D., «Method for installing a well casing into a subsea well
being drilled with a dual density drilling system», United States Patent
6,328,107, Dec. 11, 2001.
16. Stanislawek M., «Analysis of alternative well control methods for
dual density deepwater drilling», Thesis, LSU, May 2005. Table 1 –
Input data for well control simulations.
М. Станиславек, защитил степень бакалавра в Краковском уни%
верситете металлургии и полезных ископаемых, а также степень
магистра в Государственном университете Луизианы. Он зани%
мается вопросами бурового оборудования, глубоководного буре%
ния и контроля над скважиной.
Дж. Смит, защитил степень бакалавра в области электрических
технологий в Университете г. Остин (Техас). Он также работает
в области контроля над скважиной, глубоководного бурения и др.
Дж. Смит работает в отрасли более 20 лет.
53
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
5
Размер файла
381 Кб
Теги
альтернативный, над, метод, контроля, градиент, скважиной, процесс, 718, бурения, глубоководного, давления, двух
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа