УДК:
DOI:

Технология бурения с двойным градиентом для доступа к глубоким и сверхглубоким нефтегазовым месторождениям

Dual gradient drilling technology for access to deep and ultra deep oil and gas fields

R.A. ISMAKOV1,
A.H. AGLIULLIN1,
F.N. YANGIROV1,
R.I. GANIEV2,
LUKE DEBOER2
1Ufa State Technological
Petroleum University
Ufa, 450064, Russian Federation
2USTPU world-class
science center
Ufa, 450064, Russian Federation

Научный центр мирового уровня при УГНТУ разработал технологию бурения с двойным градиентом для доступа к глубоким и сферхглубоким нефтегазовым месторождениям, а также к геотермальным источникам.

The world-class science center at USPTU has developed a dual gradient drilling technology for accessing deep and ultra deep oil and gas fields, as well as geothermal sources.

Введение
Современная концепция образования скоплений углеводородов, подкрепленная экспериментальными работами и геологическими данными, допускает существование гигантских залежей нефти и газа на глубинах, превышающих 10000–12000м. Анализ текущих тенденций в области поиска и разведки глубинных углеводородных ресурсов показывает, что одно из направлений развития нефтегазовой отрасли связано с бурением сверхглубоких скважин. При этом разработка новых инновационных технологий бурения является ключевым вопросом [1].
Технология бурения с двойным градиентом (ТБДГ), которая традиционно ограничивалась строительством глубоководных и сверхглубоководных скважин, в последнее время распространилась для бурения на мелководном шельфе и на суше [2]. Используя метод ТБДГ на основе разбавления можно устранить технические («узкое окно бурения») и экономические ограничения при поиске сверхглубоких углеводородных и геотермальных месторождений (для реализации концепции «Geothermal Anywhere», которая нацелена на обеспечение любой точки мира чистой базовой геотермальной энергией).

История технологии бурения с двойным градиентом
Эффективность использования профиля с двойным градиентом заключалась в уменьшении количества обсадных колонн и ускорении строительства скважины, соответственно, значительном снижении стоимости строительства скважины. Это привело к активной инновационной деятельности в нефтегазовой индустрии и «кембрийскому взрыву» идей ТБДГ, которые можно разделить на безрайзерное бурение до спуска блока противовыбросовых превенторов (ПВО), а также методик после спуска блока ПВО, это откачка с морского дна подводными насосами, разбавление и контроль уровня бурового раствора [3, 4].
В настоящее время сохранились и применяются на практике только 3 системы бурения (рис. 1) с двойным градиентом: бурение с выбросом бурового раствора на дно моря (Pump & Dump), безрайзерное бурение (RMR) и контроль уровня бурового раствора (CML). Причины неактивности других ТБДГ сложны и разнообразны, начиная от технико-
экономических проблем, последствий взрыва нефтяной платформы Deepwater Horizon в 2010 г. на месторождении Макондо и различных спадов в морской нефтегазовой отрасли в последние годы, которые негативно повлияли на активность строительства глубоководных скважин.


Технология бурения с двойным градиентом (ТБДГ), которая традиционно ограничивалась строительством глубоководных и сверхглубоководных скважин, в последнее время распространилась для бурения на мелководном шельфе и на суше.

В настоящее время команда ученых НЦМУ пытается вдохнуть «новую жизнь» в ТБДГ, основанную на разбавлении бурового раствора, с гораздо более широким диапазоном применения, чем аналоговая система постоянного управления давлением в кольцевом пространстве (CAPM). Система CAPM была лицензирована, спроектирована и успешно протестирована компанией Transocean совместно с Люком Де Боером (один из ведущих ученых НЦМУ) до 2010 г., но, к сожалению, так и не была введена в эксплуатацию [5, 6]. Проектная группа НЦМУ развивает опыт CAPM для бурения наземных и мелководных скважин (т.е., не требующих использования длинных райзеров), геотермальных скважин и скважин с секвестрацией углерода.

Принцип и преимущества ТБДГ на основе разбавления бурового раствора
Принцип и некоторые преимущества ТБДГ на основе разбавления показаны на рис. 2, 3, 4. В процессе строительства скважин создается затрубное пространство, позволяющее закачивать в скважину нагнетаемый буровой раствор (отличного от основного плотностью), который смешивается (в «точке разбавления») с основным буровым раствором, образуя возвратный разбавленный буровой раствор. Наличие двух плотностей жидкости в затрубном пространстве, т.е., основного бурового раствора ниже «точки разбавления» и разбавленного бурового раствора выше «точки разбавления», обуславливает криволинейную форму градиента бурового раствора. Когда разбавленный буровой раствор достигает поверхности, запатентованная центрифуга ТБДГ разделяет его на основной и нагнетаемый буровые растворы, которые возобновляют свою циркуляцию через бурильную колонну и затрубное пространство соответственно. Данное разделение бурового раствора с помощью центрифуги ТБДГ можно рассматривать как «перемещение барита» в больших масштабах для создания двух жидкостей неравной плотности.

В настоящее время существуют два варианта ТБДГ, – когда нагнетаемый по затрубному пространству буровой раствор либо легче, либо тяжелее основного бурового раствора, что приводит к сценариям «легкий над тяжелым» (LOH-DGD) и «тяжелый над легким» (HOL-DGD).
ТБДГ по сценарию «легкий над тяжелым» приводит к характерному криволинейному профилю плотности бурового раствора, который соответствует профилю градиентов порового давления/давления гидроразрыва пласта (рис. 4, слева) гораздо лучше, чем традиционный профиль с одним градиентом бурового раствора, обеспечивая весьма ощутимые преимущества:
1. Исключаются несколько обсадных колонн (три колонны в примере на рис. 4), что значительно сокращает программу обсадки-цементирования скважины и ее сложность.
2. Экономия времени и затрат достигается за счет бурения более длинных участков без применения обсадных колонн и их цементирования, что в итоге сокращает срок строительства скважины на 50 %, а экономия материальных затрат составляет порядка 30-50 %.
3. Уменьшение количества обсадных колонн и потери диаметра ствола позволяет бурить глубокие и сверхглубокие скважины при сохранении больших диаметров ствола, что обеспечивает более универсальные варианты заканчивания скважин, рис. 3. Это особенно важно для геотермальных скважин, которые требуют большего размера эксплуатационных колонн, чем нефтяные и газовые скважины. Более того, при бурении глубоких геотермальных скважин (глубина > 5 км) используются бурильные трубы большего диаметра, УБТ и т.д., чтобы обеспечить значительную нагрузку и крутящий момент на долото, необходимые для бурения твердых пород. При этом контролируются сильные вибрации бурильной колонны, ограничивающие скорость проходки и долговечность долота.

ТБДГ по сценарию «легкий над тяжелым» приводит к характерному криволинейному профилю плотности бурового раствора, который соответствует профилю градиентов порового давления/давления гидроразрыва пласта гораздо лучше, чем традиционный профиль с одним градиентом бурового раствора, обеспечивая весьма ощутимые преимущества.


4. Бурение с двойным градиентом улучшает целостность скважины за счет создания больших затрубных пространств, которые легче цементируются, снижаются риски миграции пластовых жидкостей и газов на поверхность через поврежденные цементные барьеры. На рис. 3, помимо меньшего количества обсадных колонн, можно заметить гораздо большие цементируемые кольцевые пространства с использованием ТБДГ и значительно больший размер эксплуатационного ствола (12,25 дюйма по сравнению с 6,5 дюйма).
ТБДГ по сценарию «легкий над тяжелым» имеет интересную дополнительную особенность: она позволяет бурить потенциально слабые зоны (поглощения), расположенные над зонами с более высоким давлением. Благодаря нелинейному поведению давления бурового раствора (рис. 4, сверху справа), можно снижать давление на малых глубинах скважины, одновременно повышая давление на больших глубинах, в зависимости от выбора плотности основного утяжеленного бурового раствора, закачиваемого по бурильной колонне и нагнетаемого по затрубному пространству легкого раствора, расположения точки и скорости их разбавления. Этот эффект аналогичен контролю зон притока мелких вод (SWF) при глубоководном бурении без райзера, где высокая плотность бурового раствора необходима для предотвращения фонтанирования приповерхностного флюида под большим давлением, при этом необходимо следить за тем, чтобы не произошло разрушения вышележащих слабых пластов.
ТБДГ по сценарию «тяжелый над легким» подходит для бурения горизонтальных скважин и скважин с большим отходом забоя от вертикали (ERD) с использованием легких жидкостей, с низким содержанием твердых частиц с уменьшенной эквивалентной циркуляционной плотностью (ЭЦП), улучшенной скоростью проходки и снижением вероятности разрушения пластов в проницаемых зонах и т.д. Она также может быть пригодна для работы в условиях градиентов порового давления/давления гидроразрыва пластов с естественным или искусственно вызванным снижением давления, как это происходит при истощении пластов на зрелых месторождениях. Профиль давления при ТБДГ по сценарию «тяжелый над легким» похож на профиль бурения с управляемым противодавлением (SBP-MPD), но с некоторыми отличиями (скважина не находится под давлением на поверхности).
Для обоих сценариев ТБДГ «тяжелый над легким» и «легкий над тяжелым» проектная команда НЦМУ разработала подробные процедуры контроля скважин для безопасной эксплуатации технологии, а также провела стендовые испытания центрифуги ТБДГ [6]. В некоторых случаях рекомендуется сочетать технологию бурения с двойным градиентом на основе разбавления с технологией бурения с управляемым давлением MPD, чтобы обеспечить максимальную гибкость в манипулировании затрубным давлением.
С точки зрения дорожной карты развития и внедрения технологии ТБДГ, в настоящее время представляется, что подход ТБДГ по сценарию «тяжелый над легким» предлагает самые низкие преграды для начала полевых испытаний и дальнейшего развития технологии на большом количестве горизонтальных скважин и скважин с большим отходом забоя от вертикали ERD, которые еще предстоит пробурить. Проектная команда НЦМУ надеется, что за этим последует проверка ТБДГ по сценарию «легкий над тяжелым» на нефтяных и газовых наземных скважинах, а также на геотермальных скважинах. Ожидается, что приобретение опыта и уверенности в ТБДГ по сценарию «легкий над тяжелым», в конечном итоге, позволит снизить риски технологии для использования ее по первоначальному назначению, т.е., на глубоководных морских скважинах.

Для обоих сценариев ТБДГ «тяжелый над легким» и «легкий над тяжелым» проектная команда НЦМУ разработала подробные процедуры контроля скважин для безопасной эксплуатации технологии, а также провела стендовые испытания центрифуги ТБД. В некоторых случаях рекомендуется сочетать технологию бурения с двойным градиентом на основе разбавления с технологией бурения с управляемым давлением MPD, чтобы обеспечить максимальную гибкость в манипулировании затрубным давлением.


Литература

1. Вызовы и риски глубокого и сверхглубокого бурения. [Электронный ресурс], режим доступа: https://burneft.ru/archive/issues/2020-03/12.
2. Ганиев Р.И. 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.
3. Форрест Н., Белли Т., Ханнаген Д. Подводное оборудование для глубоководного бурения с двойным градиентом: SPE/IADC 67707, – 2001.
4. 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.
5. Дебоер Л. Методика и оборудования для изменения плотности буровых растворов при глубоководном бурении нефтяных скважин: патент США 6536540, – 2003.
6. R.I. Ganiev. Dual Gradient Drilling: A Pilot test of Decanter Centrifuge for CAPM Technology / R.I. Ganiev, Luc Deboer, A.Kh. Agliullin, R.A. Ismakov // SOCAR Proceedings Special Issue No. 2. 2021. – C. 70–79.

References

1. Challenges and risks of deep and ultra-deep drilling. [Electronic resource], Access mode: https://burneft.ru/archive/issues/2020-03/12.
2. Ganiev R.I., Luc DeBoer, Agliullin A.K., Ismakov R.A. Dual gradient drilling as a way to reduce costs of construction of deepwater wells. Association of Drilling Contractors Journal. – 2019. – N 4 (55), – p. 27.
3. Forrest N., Bailey T., Hannegan D. Sub Sea Equipment for Deep Water drilling Using Dual Gradient Mud System: SPE/IADC 67707, – 2001.
4. Ganiev R.I., Luc De Boer. Analysis of dual gradient drilling systems in construction of deepwater wells // ROGTEC Russian oil and gas technologies. – 2020. – Issue 61. – S. 24–37.
5. Luc De Boer. Method and apparatus for varying the density in drilling fluids in deep water oil drilling applications, United States Patent 6,536,540, – 2003.
6. Ganiev R.I., Dual Gradient Drilling: A Pilot test of Decanter Centrifuge for CAPM Technology / R.I. Ganiev, Luc Deboer, A.Kh. Agliullin, R.A. Ismakov // SOCAR Proceedings Special Issue. – No. 2. – 2021. – C. 70–79.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Исмаков Р.А.

    Исмаков Р.А.

    д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Бурение нефтяных и газовых скважин»

    Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ)

    Аглиуллин А.Х.

    Аглиуллин А.Х.

    д.т.н., профессор кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин»

    Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ)

    Янгиров Ф.Н.

    Янгиров Ф.Н.

    к.т.н., доцент, декан горно-нефтяного факультета

    Уфимский государственный нефтяной технический университет

    Ганиев Р.И.

    Ганиев Р.И.

    инженер-исследователь

    НЦМУ при УГНТУ

    Дебоир Люк.

    Дебоир Люк.

    инженер-исследователь

    НЦМУ при УГНТУ

    Просмотров статьи: 1364

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru