Цементирование скважин под управляемым давлением

Managed Pressure Cementing

TSIBUL,SKY M.A.1,
GOLOVKO A.E.1,
FOMENKOV A.V.1
1 Halliburton
Moscow, 127018,
Russian Federation

Нефтяная отрасль постоянно сталкивается с новыми задачами, необходимыми для успешного бурения скважин. По мере того как более старые скважины утрачивают требуемый уровень продуктивности, в эксплуатацию вводятся новые месторождения, которые активно разрабатываются и добавляются в общую добывающую сеть. Однако новые месторождения часто имеют слишком сложные для традиционного бурения геологические условия, что может создавать технологические проблемы, которые следует решать с использованием новых технологий или подходов к работе.

Технология цементирования под управляемым давлением позволяет решить ряд задач: цементирование в условиях поглощений и высоких пластовых давлений. Процесс цементирования становится более управляемым. При этом задействовано оборудование для бурения под управляемым давлением (штуцерный манифольд, расходомер Кориолиса, распределитель потока, ПВО). Для проведения моделирования и выполнения работы использовалось специализированное программное обеспечение.

The oil industry constantly faces new challenges, which have to be addressed for successful well drilling. As older wells are not able to provide the required productivity level, new fields are brought into operation, actively developed and added to the general producing network. However, new fields often feature geological conditions that are too complex for conventional drilling, which may cause process issues that should be solved using new technologies or approaches.
The managed pressure cementing technology enables to solve some issues: cementing in lost circulation zones and at high reservoir pressures. Moreover, the cementing process becomes more manageable. The operations involve managed pressure drilling equipment (choke manifold, Coriolis flowmeter, flow distributor, BOP). Modeling and operations require specialized software.

Достижение планового забоя при бурении скважин не означает, что весь объем работ выполнен и достигнуты все цели (рис. 1). После бурения целевого интервала необходимо еще подготовить ствол скважины к креплению, спустить и зацементировать обсадную колонну. На месторождениях с небольшим диапазоном между градиентом гидроразрыва и пластовым давлением эти операции могут вызвать осложнения, связанные с устойчивостью стенок скважины, эффектами поршневания/свабирования и качеством цементирования. Для предотвращения таких осложнений и успешного выполнения процесса цементирования должны быть соблюдены следующие критерии:
— отсутствие притока пластового флюида;
— недопущение гидроразрыва пласта в процессе выполнения работ;
— минимальные поглощения при цементировании;
— подъем цементных растворов до плановых глубин;
— качественное вытеснение бурового раствора в затрубном пространстве.
Технология бурения под управляемым давлением (MPD), которая широко используется в некоторых регионах России, может помочь решить эти проблемы. Эта технология позволяет значительно снизить риски возникновения нештатных ситуаций, аварий и непроизводительного времени (НПВ).
В процессе цементирования эквивалентная циркуляционная плотность (ЭЦП) должна поддерживаться на необходимом уровне между пластовым давлением и давлением гидроразрыва породы. При наличии данных геомеханики этот диапазон сужается при вводе новых переменных (например, давление обрушения горной породы и давление начала поглощения).
Кроме того, технология MPD может помочь сократить время строительства скважин на месторождениях со сложным геологическим строением. Она расширяет возможности бурения на зрелых месторождениях, где невозможно разрабатывать новые продуктивные горизонты из-за сложного геологического строения или бурение является неэффективным из-за отсутствия соответствующих технологий и оборудования.
Современные технологии, методы геофизических исследований (ГИС) скважин и интерпретация их результатов, геомеханическое моделирование и другие направления могут внести вклад в оптимизацию процесса бурения и выбор правильных технологий и решений в процессе бурения скважины. Однако они не могут устранить абсолютно все проблемы, с которыми могут столкнуться операторы в процессе бурения. Довольно часто плановые параметры (например, пластовое давление, давление обрушения горной породы, давление начала поглощения и давление гидроразрыва) отличаются от фактических значений, что может привести к отклонениям от плана работ, незапланированным операциям, НПВ, дополнительным затратам и т. д. В конечном итоге специалисты по цементированию скважин постоянно принимают все новые вызовы для обеспечения надежной и долговечной изоляции пластов.
В процессе цементирования эквивалентная циркуляционная плотность (ЭЦП) должна поддерживаться на необходимом уровне между пластовым давлением и давлением гидроразрыва породы. При наличии данных геомеханики этот диапазон сужается при вводе новых переменных (например, давление обрушения горной породы и давление начала поглощения). ЭЦП регулируется следующими параметрами:
— плотность (гидростатическое давление);
— реологические параметры (давление трения);
— производительность насосов (регулировка скорости восходящего потока).
Эти параметры подбираются для обеспечения качественного замещения бурового раствора и формирования прочного цементного кольца. К сожалению, эти параметры не могут быть изменены без ущерба для качества в случае изменении скважинных условий непосредственно перед выполнением работ либо во время их выполнения. В процессе продавки цементного раствора операторы ограничены только возможностью изменять производительность насосов. При возникновении полных или частичных поглощений операторы могут только сократить расход закачки для снижения ЭЦП и обеспечения подъема цементного раствора в затрубном пространстве до необходимой высоты (ВПЦ). При снижении производительности насосов не всегда сохраняется требуемая скорость восходящего потока, что негативно сказывается на эффективности замещения бурового раствора. В таких ситуациях риски, связанные с образованием каналов и увеличением зон смешения, значительно возрастают, что в конечном итоге приводит к заколонным перетокам, межколонным давлениям и другим проблемам, с которыми необходимо будет бороться и устранять в будущем.
Технология MPD может помочь сократить время строительства скважин на месторождениях со сложным геологическим строением.Она расширяет возможности бурения на зрелых месторождениях, где невозможно разрабатывать новые продуктивные горизонты из-за сложного геологического строения или бурение является неэффективным из-за отсутствия соответствующих технологий и оборудования.
Однако технология цементирования под управляемым давлением (MPC) позволяет использовать дополнительную переменную — устьевое противодавление (рис. 2).
Технология цементирования под управляемым давлением (MPC) позволяет использовать дополнительную переменную — устьевое противодавление. Используя технику МРС, операторы могут регулировать устьевое противодавление и контролировать ЭЦП без изменения производительности насосов и других параметров.
Используя технику МРС, операторы могут регулировать устьевое противодавление и контролировать ЭЦП без изменения производительности насосов и других параметров. Таким образом, поддерживаются заданные параметры эффективности замещения бурового раствора, и процесс цементирования становится более управляемым, что расширяет рабочий диапазон для выполнения операций различной сложности.
Технология МРС помогает выполнять работы по цементированию в сложных геологических условиях. Во-первых, с противодавлением на устье можно цементировать скважины с аномально высокими пластовыми давлениями, сохраняя при этом устойчивость стенок ствола скважины в течение всей операции, что обеспечивает большее количество вариантов для создания рецептур цементных растворов и буферных жидкостей. Технология МРС также позволяет решить проблему низких градиентов давления гидроразрыва и давления начала поглощения и поэтому значительно снижает риск получения недоподъемов цементных растворов до проектных глубин и низкого качества цементирования. В целом этот метод цементирования обеспечивает точное регулирование ЭЦП при небольшом диапазоне между пластовым давлением и давлением гидроразрыва. Оборудование, применяемое в процессе выполнения этих операций, контролирует противодавление в узком диапазоне (вплоть до диапазона в 5 атм.), при этом процесс выполняется автоматически.
МРС используется в сочетании с технологией MPD, и работы по MPC требуют применения следующего оборудования MPD (рис. 3):
— противовыбросовое оборудование (стандартные или вращающиеся, в соответствии с областью применения);
— штуцерный манифольд;
— расходомер Кориолиса;
— распределитель потока.
Использование технологии MPC позволяет выполнять работы различных типов и уровней сложности. Если для бурения определенного интервала используется технология MPD, то мобилизация дополнительного оборудования не требуется.

Разработка гидравлической модели является наиболее важным элементом подготовки работ. Очень важно смоделировать процедуру цементирования с учетом всех данных и переменных. Автоматическая регулировка противодавления обеспечивает оперативную реакцию на изменения скорости потока и поддерживает скважину в состоянии равновесия. Расходомер Кориолиса помогает определить разницу скоростей потока — закачка жидкостей в скважину и их возврат на поверхность. Если эти два значения различаются, то величина противодавления корректируется. В процессе сброса и посадки пробок в конце продавки применяется дополнительное противодавление для обеспечения устойчивости скважины, пока закачанные жидкости в скважине находятся в статическом состоянии.
Использование технологии MPC позволяет выполнять работы различных типов и уровней сложности. Если для бурения определенного интервала используется технология MPD, то мобилизация дополнительного оборудования не требуется. В таких случаях для применения MPC требуется только обученный и опытный персонал и специализированное программное обеспечение, которое моделирует весь процесс цементирования с учетом всего задействованного оборудования и переменных, а также способное считывать данные с датчиков в режиме реального времени и реагировать на любые изменения в процессе работы.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Цибульский М.А.

    Цибульский М.А.

    главный инженер отдела цементирования скважин

    Филиал компании «Халлибуртон Интернэшнл ГмбХ»

    Головко Е.А.

    Головко Е.А.

    технический инструктор отдела цементирования скважин

    Филиал компании «Халлибуртон Интернэшнл ГмбХ»

    Фоменков А.В.

    Фоменков А.В.

    старший инженер отдела цементирования скважин

    Филиал компании «Халлибуртон Интернэшнл ГмбХ»

    Просмотров статьи: 854

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru