Инжекторая

голоека для гибкой

колонны НКТ

Танденная герметизирующая головка на 5000 фунт/дюйм*

4 1/16-Дюймовый блок

Линия глушения скважины

Штурцерный

ыанифольд в

системе DAPC на

5000 Фунт/дюйм1

Насос а системе DAPC

штуцерный

манифольл на

50С0 фунт/дюйм:

В слома гател ьныи поршневой клапан на 5000 фунт/дюйм

Приемная емкость

для бурового

раствора

Рис. 7.4. DAPC содержит действующий в автоматическом режиме элек­трический насос высокого давления, автоматический штуцерный манифольд и систему компьютерного управления

103

Для регулирования устьевого давления в ходе буровых операций параллельно обычному штуцерному манифольду, предназначенному для глушения скважины, смонтирован автоматический штуцер. Создана автоматизированная система управления с логическим управляющим устройством, которая автоматически регулирует давление на штуцере в зависимости от свойств бурового раствора, темпа закачки и глубины скважины. Для поддержания оптимального расхода через штуцер при­меняется дополнительный специальный насос, который увеличивает расход через штуцер, когда объемная скорость течения на поверхности падает ниже 42 галл /мин (1 галл = 3,78 дм³).

В системе использована программа EzClean для моделирования гидравлических характеристик. С ее помощью определяется давление в системе в процессе циркуляции и регулирование на поверхности в со­ответствии с потерями давления в системе. Для этого осуществляется контроль устьевого давления, давления циркуляции, уставок штуцера, длины гибкой колонны НКТ в скважине и на барабане, параметров бу­рового раствора, расходов бурового раствора, закачиваемого в скважи­ну и выходящего из нее, а также забойного давления в реальном време­ни во время бурения.

Когда в скважине поддерживается циркуляция с помощью буро­вых насосов, система регулирует потери давления на трение изменени­ем степени открытия штуцера. В случае остановки буровых насосов система обнаруживает снижение расхода, и автоматически включается дополнительный насос. В результате этого повышается расход бурового раствора через штуцерный манифольд, и обеспечивается оптимальный режим работы штуцера, который точно поддерживает необходимое устьевое давление.

На рисунке 7.5 демонстрируется эффективность использования DAPC для поддержания минимального забойного давления во время бурения. Для обеспечения адекватного контроля над скважиной гид­ростатическое давление столба бурового раствора на забое на 200 фунт/дюйм² превышает пластовое давление. Во время бурения в глинистых сланцах в целях обеспечения достаточной устойчивости ствола в статических условиях на пласт развивается противодавление 950 фунт/дюйм". При этом эквивалентное забойное давление соответ­ствует 570 фунт/тыс, фут. Чтобы во время циркуляции забойное дав­ление оставалось неизменным, устьевое давление снижается на вели­чину, соответствующую динамическим потерям давления на трение в кольцевом пространстве. Когда циркуляция прекращается или умень­шается, происходит реверсирование, и давление на поверхности уве­личивается, чтобы компенсировать потери давления на трение в коль- ! цевом пространстве.

104

Время

Рис. 7.5

Выбор рецептуры бурового раствора. Поскольку для обеспече­ния устойчивости глинистых сланцев и предотвращения поглощения бурового раствора требовались низкая плотность, слабое проявление реологических свойств и низкое содержание твердой фазы, водные сис­темы были неприемлемы. В связи с ограниченностью устройств для об­работки бурового раствора, занятая в проекте группа считала, что ис­пользование водного бурового раствора сопровождалось бы чрезмер­ными затратами времени и средств на поддержание необходимых свойств, повышенными потерями давления на трение и неадекватной совместимостью, если только не применять экзотической (дорогостоя­щей) системы. Несмотря на более высокий экологический риск, усилия проектировщиков были сосредоточены на буровом растворе на нефтя­ной основе, который способен обеспечить:

• адекватное противодавление на пласт для контроля над скважиной;

• адекватную устойчивость ствола;

• не загрязняющую пласт жидкость;

- превосходные фильтрационные характеристики, необходимые для предотвращения дифференциального прихвата.

Изоляция зон. При наличии фрезерованного окна в обсадной ко­лонне планируемая траектория бокового ствола не может пройти ближе к водяному столбу, чем хотелось бы. В связи с проявлением эффектов образования конусов воды и продолжающегося повышения водонефтя-ного контакта в пределах месторождения требовалось проводить опера­ции по изоляции отдельных зон. Занимающаяся проектом группа изу­чила возможность применения цементных пробок или разбухающих эластомерных пакеров.

После первичного анализа цементные пробки устанавливать не рекомендовали. Разбухающие эластомеры недавно были успешно ис-

105

пользованы в методе роторного бурения через колонну НКТ (TTRD) для компании Shell ЕРЕ, однако они образуют пассивную систему, для расширения которой до требуемого размера требуется примерно 35 сут. В конце концов, были применены расширяющиеся эластомеры в связи с простотой операций и минимизацией риска.

Борьба с выносом песка. На месторождении Ганнет требовалось вести борьбу с выносом песка в скважины. Техническими условиями предусматривался механизм удержания частиц песка диаметром 250 мкм, или 0,01 дюйма. Основная проблема состояла в том, чтобы ус­тановить в открытом стволе хвостовик необходимого диаметра. Были рассмотрены следующие варианты.

Предварительно уплотненный фильтр - для данной цели не при­емлем, так как в условиях высокой степени искривления ствола проис­ходило бы растрескивание смолы, делающее фильтр неэффективным.

Фильтр из перфорированной трубы с проволочной обмоткой - до­рогостоящая конструкция и нет уверенности, что проволока будет хо­рошо работать в условиях высокой степени искривления ствола.

Хвостовик с щелевидными отверстиями — существует высокая ве­роятность закупорки 0,01-дюймовых щелевидных отверстий прямого профиля; тем не менее, исследования показали, что можно создать тра­пецеидальные отверстия такого размера.

Добыча. Максимально ожидаемая добыча нефти из этих скважин составляла 5000 брл./сут. Было проведено моделирование, чтобы прове­рить дросселирующие эффекты 27₈ и 2⁷/₈-дюймовых колонн НКТ. При таких расходах существует очень малое различие в производительности скважин, обустроенных лифтовыми колоннами этих двух размеров. Был смоделирован также эрозионный износ, но скорость его низкая, в резуль­тате чего обеспечивается 25-летний срок службы скважин. Для миними­зации трудностей при спуске была выбрана 2³/s-дюймовая колонна.

Катушки с гибкими трубами были доставлены на платформу, как только было подготовлено пространство для них. Для подъема этих ка­тушек на платформу требовались идеальные погодные условия. По­ставки остального оборудования пришлось дожидаться в соответствии с намеченной датой мобилизации. На монтажные работы повлияли по­годные условия, так что они заняли 15 вместо ожидавшихся 10 сут.

После изоляции перфорационных отверстий у «забоя» горизон­тального ствола и перед фрезерованием окна скважину заполнили буро­вым раствором эквивалентной плотности 435 фунт/тыс, фут и провели испытания на герметичность породы у башмака обсадной колонны, чтобы убедиться в том, что пласт способен выдержать гидростатиче­ское давление столба бурового раствора эквивалентной плотностью 570 фунт/тыс, фут.

106

Окно и часть ствола уменьшенного диаметра были отфрезерованы без использования DAPC, чтобы максимально упростить работы, поскольку в месте фрезерования окна в обсадной колонне глинистые сланцы в породе отсутствовали. На этом этапе работ на платформу доставили буровой рас­твор эквивалентной плотностью 570 фунт/тыс, фут. Операции были приос­тановлены на 6 сут для очистки скважины от бурового раствора.

Как только окно расфрезеровали, осуществили проверку системы DAPC. Давление увеличили, чтобы обеспечить эквивалентную плот­ность бурового раствора 570 фунт/тыс, фут (рис. 7.6). Вторая дорожка на графиках демонстрирует динамику теоретических значений забойно­го давления вместе с измеренными во время бурения значениями дав­ления в переводнике, включенном во фрезеровочную компоновку -можно видеть хорошую коррелируемость этих давлений:

Рис. 7.6. Динамика теоретических значений забойного давления вместе с измеренными во время бурения значениями давления в переводнике: 1 - про­тиводавление pv (давление, фунт/дюйм²), 2 - противодавление sp (заданное давление, фунт/дюйм), 3 - измеренная ECD на долоте, фунт/тыс, фут, 4 - рас­четная ECD на заданной глубине, фунт/тыс, фут, 5 - темп закачки бурового раствора, галл/мин, 6 -давление закачки в гибкую колонну НКТ, фунт/дюйм"

После достижения желаемой эквивалентной плотности бурового раствора и проверки системы на герметичность были проведены необ­ходимые испытания, которые включали: остановку и повторный пуск буровых насосов, а также закачку с разными расходами. Как видно из

S07

правой части графика, забойное давление значительно изменяется с из­менением расхода. Занимающаяся проектом группа все еще доскональ­но не ознакомилась с системой и изменила темп закачки слишком бы­стро, чтобы система DAPC смогла адекватно отреагировать.

Бурение. Интервал набора кривизны в продуктивном пласте с от­метки 10 927 до отметки 10 982 фута был пробурен с максимальным темпом набора кривизны 437100 фут, конечное значение угла отклоне­ния от вертикали составило 93°. В это время система DAPC обеспечила возможность применения бурового раствора эквивалентной плотностью 570 фунт/тыс, фут. На рисунке 7.7 демонстрируется пример данных, полученных во время бурения.

События, отраженные на графике: циркуляция во время спуска инструмента в скважину для отбивки забоя, начало бурения, включаю­щее спуск скребка и потеря оборотов, изменение темпа закачки для оп­тимизации скорости проходки и спуск расширителя для очистки ствола. Вертикальные линии на графике измеренного забойного давления яв­ляются аномалиями данных измерения давления во время бурения, а не измеренных значений: / - противодавление pv (давление, фунт/дюйм²), 2 - противодавление sp (заданное давление, фунт/дюйм²), 3 - измерен­ная ECD на долоте, фунт/тыс, фут, 4 - расчетная ECD на заданной глу­бине, фунт/тыс, фут, 5 - темп закачки бурового раствора, галл/мин, 6 -давление закачки в гибкую колонну НКТ, фунт/дюйм".

108

Хотя темп закачки бурового раствора непрерывно изменялся (причем, в широком диапазоне) в зависимости от выполняемой опера­ции, рассчитанные и измеренные значения забойного давления остают­ся всегда неизменными.

Забойная компоновка была изменена, и интервал набора кривизны пробурили с отметки 10 982 до отметки 11 055 фут. При подъеме этой компоновки с забоя произошел ее прихват. Через несколько дней была предпринята попытка освободить ее, активизировали электрический отсоединитель, и трубы длиной 45 фут остались в скважине.

До этой глубины бурение велось с низкой скоростью проходки. На всем протяжении бурения сталкивались с проблемой передачи на­грузки на долото. Передача нагрузки на долото была возможной при перемещении труб с большей скоростью, чем скорость проходки. Од­нако это было возможно, пока скорость подачи не превышала 30 фут/ч, после чего происходил прихват гибкой колонны. Как можно заключить по нагрузке на переводник в забойной компоновке или по увеличению перепада давления на двигателе, нагрузка на долото мо­жет не передаваться.

Проблема передачи нагрузки на долото и последующее переме­щение труб в открытом стволе привело к разрушению фильтрационной корки в интервале набора кривизны. Специалисты, занятые в проекте, решили прорезать боковой ствол в некоторой точке, предусмотренной непредвиденной ситуацией, а не пытаться выполнить ловильные опера­ции и продолжить бурение существующего ствола.

Второй уипсток был установлен на отметке 10 870 фут и после фрезерования окна интервал набора кривизны был пробурен до 10 984 фут при максимальном темпе набора кривизны 437100 фут. За­тем бурили криволинейный участок ствола с углом отклонения от вер­тикали 98°, пока на отметке 11 109 фут не произошел прихват инстру­мента. После этого осуществили заканчивание скважины.

Скважину заполнили буровым раствором эквивалентной плотно­стью 570 фунт/тыс, фут для заканчивания и спустили 27₈-дюймовый хвостовик со щелевидными отверстиями. Хотя спуск этого хвостовика был одной из самых рискованных операций, он прошел успешно, без каких-либо происшествий. Скважину заполнили пластовой нефтью, за­менили раствор и после демонтажа оборудования для бурения на гиб­кой колонне НКТ скважину закрыли на 35 сут в ожидании разбухания пакеров.

Осложнения. На рисунке 7.8 демонстрируются два случая потери оборотов двигателя. Система DAPC быстро отреагировала на снижение расхода, и максимальное снижение давления выразилось уменьшением эквивалентной плотности бурового раствора в скважине на 20 фунт/тыс, фут.

109

Рис. 7.8. 1 - противодавление pv (давление, фунт/дюйм"), 2 - противо­давление sp (заданное давление, фунт/дюйм"), 3 - измеренная ECD на долоте, фунт/тыс, фут, 4 - расчетная ECD на заданной глубине, фунт/тыс, фут, 5 -темп закачки бурового раствора, галл/мин, 6 - давление закачки в гибкую ко­лонну НКТ, фунт/дюйм

Через некоторое время потеря оборотов двигателя привела к оста­новке основного бурового насоса. В этом случае насос для перекачки бу­рового раствора должен начать автоматически подавать жидкость, чтобы восстановить расход через штуцер. К сож&тению, сработал плавкий пре­дохранитель на линии электропитания двигателя. В связи с отсутствием течения штуцерный манифольд не смог сразу же полностью закрыться, чтобы компенсировать падение устьевого давления, поэтому «удержать» давление не удалось. В результате падения забойного давления эквива­лентная плотность бурового раствора снизилась до 435 фут/тыс, фут. Не­смотря на то, что открытым стволом был вскрыт интервал глинистых сланцев, снижение давления не отразилось на качестве этого ствола.

Кроме того, на пульте управления гибкой колонной НКТ отказала система продувки воздухом. В системе DAPC была потеряна значи­тельная часть переданных данных. Поскольку буровые насосы продол­жали поддерживать ту же подачу, система обеспечила сохранение ус­тойчивого забойного давления, пока не устранили трудности с продув­кой воздухом.

по

DAPC. В системе DAPC возникло шесть отдельных ситуаций, которые привели к снижению забойного давления. Это не сопровож­далось катастрофическим повреждением ствола скважины, но могло способствовать его осложнению. Первая попытка зарезки бокового ствола была быстро прекращена после того, как произошел прихват. Это происшествие, как оказалось, было связано с обломками пород в стволе скважины.

Второе окно в обсадной колонне было расфрезеровано выше по стволу скважины; оно попало в интервал глинистых сланцев. Кон­троль забойного давления был чрезвычайно важен для фрезерования окна. Во время проводки второго бокового ствола никаких отказов в системе DAPC не было. Надежность системы высокая. Тем не менее, неисправности в скважине такого типа могут вызвать катастрофиче­ское повреждение ствола. Надежность системы может быть дополни­тельно повышена.

Длительность простоев в системе к моменту завершения операции, непроизводительные операции представлены следующими данными:

10,25

88,6 98,8

простои,ч

время производительных работ, ч

надежность системы, %

Преимущества. Система DAPC показала, что она может быть ус­пешно использована в операциях по бурению ствола малого диаметра на море. Система способствовала поддержанию небольшого превыше­ния забойного давления над пластовым в процессе бурения бокового ствола, эта операция оказалась устойчиво стабильной. Система устра­нила высокий потенциал дифференциального прихвата во время буре­ния при перепаде давления 2000 фунт/дюйм².

Автоматизированная система обеспечила устойчивое забойное давление и устранила сложности в ручном управлении штуцером. С не­ожиданными и планировавшимися ситуациями справились в автомати­ческом режиме без неблагоприятного влияния на забойное давление.

Снижение плотности базового бурового раствора позволило зна­чительно упростить приготовление и использование бурового раствора. Это обеспечило двойное преимущество: гораздо более дешевую систе­му и меньшие усилия на поддержание свойств бурового раствора.

Проект внедрения бурения на гибкой колонне НКТ и динамиче­ского регулирования давления в кольцевом пространстве оказался вполне успешным при его реализации на платформе Ганнет, на которой буровые операции не проводились почти целое десятилетие. Вся работа была выполнена в отсутствие каких-либо инцидентов с охраной здоро­вья, труда и охраны окружающей среды.

ill

Особенности бурения

Вращение породоразрушающего инструмента обеспечивается за­бойным двигателем, который установлен на гибкой трубе и имеет свои особенности, обусловленные малой жесткостью КГТ при работе на кручение, изгиб и сжатие. Кроме того, при использовании колонны гибких труб отсутствует возможность применения утяжеленных бу­рильных труб. Это накладывает ограничения и на выбор оборудования, и на режимы бурения из-за:

• малой нагрузки на породоразрушающий инструмент;

• незначительного крутящего момента, который должен развивать двигатель;

• высоких оборотов двигателя, так как в противном случае мощ­ ность, подводимая к породоразрушающему инструменту, будет низкой.

Сказанное выше указывает на недостатки при использовании ко­лонны гибких труб (КГТ) в бурении. К ним относятся более низкая ско­рость проводки, необходимость уменьшения диаметров скважин, не­значительные сроки службы и долот, и забойных двигателей малого диаметра. Однако эти отрицательные моменты при проведении допол­нительных работ можно либо полностью, либо в достаточной степени устранить.

Важно иметь в виду, что экономический эффект от использования КГТ в бурении весьма высок. Например, стоимость бурения одной го­ризонтальной скважины на Аляске при бурении обычными установками составляет 2200 тыс. дол., а при использовании в аналогичных условиях установки с КГТ — 500 тыс. дол.

Перечисленные ограничения обусловливают и выбор режимов работы, например, использование забойного двигателя большой мощности может привести к скручиванию колонны гибких труб, при этом ее угловые деформации могут достигать 6-7 полных оборотов нижнего сечения относительно верхнего на каждые 1000 м длины. При уменьшении нагрузки на долото, например, при подъеме труб, бывают случаи самопроизвольного раскручивания колонны в проти­воположную сторону, что вызывает самоотворот резьбового соеди­нения забойного двигателя.

В зависимости от применяемого диаметра КГТ и класса буровой установки забойное оборудование может быть достаточно простым и содержать соединительную муфту, стабилизатор, забойный двигатель и породоразрушающий инструмент. Подобный комплект инструментов используют при трубах диаметром 33-55 мм. При применении труб с диаметром 60,3 мм и выше в компоновку входят соединительная муфта, обеспечивающая переход от КГТ к забойной установке, направляющий инструмент (в виде одной трубы с увеличенной толщиной стенки), пре­дохранительный разъединитель, немагнитный переводник, измеритель­ный прибор с источником гамма-излучения, немагнитная утяжеленная

112

бурильная труба (УБТ), буровой забойный двигатель объемного типа с регулируемым отклонителем и долото.

При работе с КГТ обязательным элементом внутрискважинный компоновки является стабилизатор. Он воспринимает часть радиальных усилий, возникающих в процессе работы, позволяет уменьшать ампли­туду колебаний и в итоге снижает величины циклических напряжений, действующих на участке гибкой трубы, расположенной непосредствен­но над двигателем.

Для исключения аварийного усталостного разрушения трубы пе­риодически следует отрезать ее участок в нижней части, так как здесь материал устает в наибольшей степени.