Что такое mpd в бурении
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.
Бурение с управляемым давлением
C 2019 года компания «АКРОС» в партнерстве с компанией «Beyond Energy Services & Technology» предоставляет оборудование для бурения с управляемым давлением (MPD), а также оказывает сервисные услуги и техническую поддержку.
ПРЕИМУЩЕСТВА СИСТЕМЫ MPD
УМЕНЬШЕНИЕ ОБЪЕМА ПЕРЕВОЗОК
Для перевозки полного комплекта MPD требуется всего 3 грузовых места, по сравнению с 5-6 грузовыми местами для комплектов, предоставляемых другими компаниями.
Комплект оборудования требует меньше трубной обвязки и исключает применение крана для монтажных/демонтажных операций благодаря своей самоустанавливающейся системе.
Благодаря отсутствию дополнительных соединительных трубопроводов между дроссельным манифольдом и сепаратором, требуется всего 2 рамы для размещения манифольда, измерительной системы, сепаратора, факельной вышки и стеллажа с трубной обвязкой.
Стандартная бригада для поддержки круглосуточной эксплуатации системы включает всего 3 специалиста, которые осуществляют эксплуатацию, техническое обслуживание, управление роторным устьевым герметизатором (RCD) и непрерывный контроль давления.
Система управления противодавлением с помощью закачки азота осуществляет автоматическое управление противодавлением на поверхности во время статических условий в случае отказа насоса или дросселя.
Автоматическая система контроля противодавления разработана опытными специалистами, обладающими глубокими знаниями в области технологии MPD. Она обеспечивает точный контроль давления и гибкость управления в различных условиях.
Оказание помощи в разработке конструкции скважины, круглосуточная поддержка полевых операций, включая контроль и комплексное техническое обеспечение всех буровых работ.
Супервайзеры и руководители имеют более чем 15-летний стаж работы в области бурения с контролем давления и бурения на депрессии по всему миру.
Бурение с управляемым давлением
Продукты и услуги
Справочник бурового оборудования [pdf, 3 Mb]
Буровой и ловильный яс [pdf, 339 Kb]
Гидравлические забойные двигатели [pdf, 274 Kb]
Контакты
Если вас интересуют наши продукты и услуги, свяжитесь с нами
Уровень 1 – Оптимизированное решение – Low OPEX – FrontFlow TM
Бурение с управляемым давлением
С каждым годом добыча углеводородов становится все труднее, что требует бурения более сложных и глубоких скважин. Когда в приоритете — экономичность и повышение эффективости бурения, точно подобранные и масштабируемые технологии бурения с управляемым давлением решают множество задач, возникающих в процессе бурения.
ГК «НьюТек Сервисез» постоянно развивает технологические решения в сфере бурения с управляемым давлением, основываясь на инновационном подходе к проектированию систем. Технологии для непрерывного контроля профиля давления в скважине в процессе бурения позволяют с высокой точностью поддерживать давление в затрубном пространстве в ходе реализации наземных и морских проектов любой сложности, что не только предотвращает возможные проблемы, но и повышает безопасность и эффективность процесса бурения.
Наш практический опыт, инновационный подход и технологии обеспечивают динамический контроль давления в скважине, повышая безопасность операций, сокращая непроизводительное время, и уменьшая затраты. Мы создаем условия, при которых становится возможным бурение скважин в самых сложных геологических условиях, ранее «небуримых» и нерентабельных.
Оборудование для бурения с управляемым давлением
ГК «НьюТек Сервисез» предлагает полный спектр современных решений для бурения с управляемым давлением. Каждый компонент оборудования разработан для оптимальной интеграции системы на буровой. Мы предлагаем системы контроля давления и буровые дроссели, вращающиеся устьевые герметизаторы и другое оборудование для эффективного контроля скважины. Все наше оборудование для бурения с управляемым давлением разрабатывается и производится в соответствии с самыми высокими отраслевыми требованиями и стандартами. Мы продаем и предоставляем в аренду оборудование собственного производства, а также обеспечиваем техническое обслуживание нашего оборудования.
Технологические решения
ГК «НьюТек Сервисез» предлагает уникальные компактные решения с полным набором технологических возможностей традиционной системы бурения с управляемым давлением. Наши технологические решения бурения с управляемым давлением позволяют оптимизировать устойчивость ствола скважины, предотвратить, обнаружить и уменьшить последствия возможных осложнений, связанных с контролем скважины.
ГК «НьюТек Сервисез» предоставляет экономичные, надежные, масштабируемые технологии бурения с управляемым давлением.
Разработка и инженерное сопровождение
ГК «НьюТек Сервисез» предоставляет услуги по управлению проектами полного цикла строительства скважин, обеспечению контроля профиля давления в скважине, оптимизации ресурсов и внедрения новейших методов для более быстрого, безопасного и экономически эффективного бурения.
Анализ применения технологии бурения с управляемым давлением на забое при проводке ствола скважины в карбонатных отложениях
Рубрика: Технические науки
Дата публикации: 29.05.2019 2019-05-29
Статья просмотрена: 549 раз
Библиографическое описание:
Рябчук, В. А. Анализ применения технологии бурения с управляемым давлением на забое при проводке ствола скважины в карбонатных отложениях / В. А. Рябчук, Ю. П. Сердобинцев, В. А. Шмелев, Н. Н. Кривошеева. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2019. — № 22 (260). — С. 138-139. — URL: https://moluch.ru/archive/260/59772/ (дата обращения: 27.12.2021).
В сложных горно-геологических условиях Нижне-Волжского региона была применена технология бурения с управляемым давлением на забое скважин для снижения рисков возникающих осложнений.
Ключевые слова: бурение с управляемым давлением, технология, бурение скважин, горно-геологические условия, риски осложнения.
Строительство нефтяных скважин в Нижневолжском регионе зачастую представляет собой проведение работ в очень сложных горно-геологических условиях с возможностью осложнений, связанных с зонами полного поглощения бурового раствора.
Вследствие длительной разработки и большого объема отбора нефти, эксплуатируемые горизонты представляют собой зону аномально низкого пластового давления (АНПД) с чрезвычайно сложными условиями для бурения. Бурение этих зон традиционными методами представляет существенные риски, применение «технологии с управляемым давлением» позволяет их минимизировать.
Целью данной работы является проведение анализа применения на практике технологии проводки ствола скважины «на равновесии» в условиях несовместимых зон бурения, связанных с зоной полного поглощения бурового раствора.
Для выполнения поставленной цели были определены и решены следующие задачи:
− подбор комплекса технологического оборудования;
− разработка технологических режимов бурения с учетом использования технологии MPD;
− адаптация применяемой технологии к существующей скважине;
− разработка строительного генерального плана размещения оборудования, с учетом соблюдения требований нормативных документов, регламентирующих безопасность производства буровых работ;
− анализ опыта применения технологии, рассмотрение возможности дальнейшего применения для бурения скважин в сложных горно-геологических условиях Нижневолжского региона.
Технология бурения с контролем давления (Managed Pressure Drilling — MPD) является перспективной технологией, позволяющей осуществлять точный контроль давления в затрубном пространстве по всей длине скважины и возможности регулировки эквивалентной циркуляционной плотности.
Циркуляционная система при бурении с контролем давления представляет собой закрытую систему, с возможностью повышать давление в затрубье за счет дросселирования потока промывочной жидкости на выходе из скважины или понижать давление за счет аэрации промывочной жидкости. При этом система позволяет оперативно реагировать на изменение скважинных условий (поглощение, проявление) и изменять давление в затрубном пространстве.
При разработке схемы расположения оборудования была поставлена задача — расположить оборудование для бурения с управляемым давлением без дополнительного земельного отвода. В результате детальной проработки схемы и оптимизации расположения технологического оборудования буровой установки LEWCO 1000 Kips AC, было разработано техническое обоснование расположения специального оборудования в пределах буровой площадки.
Поисково-оценочная скважина № 1 Ардатовская расположена в Жирновском районе Волгоградской области. Вследствие длительной разработки и большого объема отбора нефти, горизонт на данный момент представляет собой зону АНПД с чрезвычайно сложными условиями для бурения. Осложнения характеризуются зоной полного поглощения бурового раствора.
Такой интервал представляет серьезную проблему с точки зрения бурения, даже с условием разобщения евлано-ливенских и семилукско-саргаевских отложений обсадной колонной.
Бурение под третью промежуточную колонну диаметром 244,5 мм вертикальной скважины № 1 Ардатовской площади в интервале 2680–3486 м предполагало вскрытие отложений евлано-ливенского, семилукского и саргаевского горизонта, характеризующихся высокой проницаемостью, трещиновато-кавернозным типом коллектора, а также аномально низкими пластовыми давлениями, вызванными естественными и техногенными причинами.
При бурении на репрессии эти осложнения минимизируются за счет регулирования параметров бурового раствора и режимов промывки с учетом значений эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП). [1]
Технология обеспечивает создание равновесия, как в статике, так и в динамике, при дополнительной динамической составляющей. Суммарное воздействие на забой оценивается расчетным путем через параметр ЭЦП. Дросселирование потока затрубной циркуляции регулирует в динамике текущее давление на забое с задачей обеспечить дальнейшую проводку ствола «на равновесии». «Равновесие» позволит уменьшить интенсивность поглощения, позволит бурить на балансе приток/поглощение, суммарный объем поглощений уменьшится. [2]
На стадии проектирования строительства поисково-оценочной скважины № 1 Ардатовской площади, предложено проводить бурение зон с АНПД с использованием в качестве промывочной жидкости — товарную азотированную нефть с применением технологии MPD.
Бурение скважины № 1 Ардатовской площади производилось согласно проектной документации, разработанной Филиалом ООО «ЛУКОИЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде.
В результате полученных осложнений скважина находилась в состоянии нефтепоглощения и водопроявления, несовместимости бурения.
Дальнейшее углубление осуществлялось на азотированной технической воде. Бурение интервала сопровождалось отсутствием циркуляции промывочной жидкости, поглощениями интенсивностью от 61 до 93,6 м 3 /час, посадками бурильного инструмента величиной от 3 до 10 т, затяжками бурильного инструмента величиной от 7 до 10 т. В интервалах 3070–3089 м и 3143–3255 м зафиксировано полное поглощение промывочной жидкости.
При бурении скважины № 1 Ардатовской площади, с применением технологии «на равновесии» (MPD), минимизировать объем и интенсивность поглощений промывочной жидкости не удалось. Это объясняется сложным характером гидродинамических процессов в стволе скважины, при переходах в бурении от циркуляции к проявлению при частичном и полном поглощении. [1]
При этом зоны поглощения, которые в традиционной технологии бурения последовательно кольматировались в призабойную зону пласта, в скважине № 1, благодаря применению MPD, сохранены и суммарно обеспечили рост интенсивности поглощения при углублении ствола. [1]
Выводы. С учетом соблюдения требований нормативных документов, регламентирующих безопасность производства буровых работ разработан строительный генеральный план размещения бурового и специального оборудования для реализации технологии бурения с управляемым давлением. При проводке ствола скважины № 1 Ардатовской площади технология бурения «с управляемым давлением» обеспечила возможность «тонкого» контроля за максимально допустимым снижением удельного веса промывочной жидкости, но, в части сокращения объемов поглощения бурового раствора и сроков строительства, продемонстрировала свою неэффективность. Это объясняется сложным характером гидродинамических процессов в стволе скважины, при переходах в бурении от циркуляции к проявлению при частичном и полном поглощении, что требует дальнейшего, более глубокого изучения и реализации в ОПР в осложненных горно-геологических условиях Нижневолжского региона. Накопленный опыт позволяет расширить возможности применения технологии для других скважин с аналогичными горно-геологическими условиями.
Роснефть: Применение систем контроля давления для скважин с трещиноватым коллектором в условиях аномально низкого пластового давления
В данной статье представлены задачи и результаты первой опытно промышленной работы (ОПР) применения систем бурения с контролем давления на Юрубчено-Тохомском нефтегазоконденсатном месторождении. На основании проведенной ОПР можно будет сделать выводы о целесообразности применения данной технологии для повышения эффективности бурения, разработки и эксплуатации месторождений с коллекторами кавернозно-трещинного типа.
Введение
Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение — одно из крупнейших месторождений в Восточной Сибири – расположено на территории Эвенкийского района Красноярского края. Основным объектом разработки месторождения является Юрубченская залежь массивного типа [1]. Залежь представлена карбонатным коллектором кавернозно-трещинного типа и характеризуется наличием газовой шапки (80 % площади) и отдельных субвертикальных макротрещин, обеспечивающих основной приток нефти [2]. С целью вскрытия наибольшего числа таких трещин залежь разбуривается наклонно направленными скважинами с горизонтальным окончанием. Проектная длина горизонтального ствола (ГС) составляет 1000 м. Наличие аномально низкого пластового давления (АНПД) и кавернозно-трещиноватых зон не позволяет бурить ГС с репрессией без поглощений промывочной жидкости.
До настоящего времени бурение ГС в условиях поглощения эмульсионного раствора на углеводородной основе велось с применением кольматирующих добавок. Данный способ может ухудшать фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта в зависимости от объема поглощенного бурового раствора и кольматанта. Во многих случаях использование кольматирующих добавок различных типа и фракционного состава не позволило добиться восстановления циркуляции промывочной жидкости для дальнейшего углубления скважины и достижения проектной длины ГС.
Для создания необходимого баланса плотности промывочной жидкости (бурового раствора) и гидродинамического давления по всей длине ГС с целью одновременного предупреждения поглощения и газонефтеводопроявления (ГНВП) в августе-сентябре 2016 г. проведены опытно-промышленные работы (ОПР) по внедрению системы контроля давления при бурении.
Технологические особенности системы контроля давления
При традиционном бурении плотность бурового раствора подбирается так, чтобы его статический градиент был выше давления вскрытого пласта. Система открыта и раствор возвращается в резервуары с атмосферным давлением. Во время циркуляции давление, приложенное к пласту, повышается вследствие потерь на трение.
В отличие от традиционных технологий бурения, которые опираются на плотность раствора для управления давлением, в технологии бурения с контролем давления для уравновешивания давления вскрытого пласта регулируется сочетание нескольких факторов: давления на устье, трения и плотности раствора. В рассматриваемом случае плотность раствора регулировалась за счет применения многофазной промывочной жидкости с закачкой инертного газа (азота).
Многофазная промывочная жидкость может использоваться для достижения давления циркуляции на забое скважины, необходимого для поддержания почти сбалансированного состояния, при котором гидростатическое давление бурового раствора снижается до уровня, минимально превышающего пластовое давление. Основной особенностью системы бурения с регулируемым давлением (БРД) [3] является ее полная герметичность на участке буровой насос – газосепаратор, что позволяет управлять всеми процессами на забое скважины во время бурения и существенно минимизировать риск ГНВП. Основные элементы системы БРД представлены на рис. 2 [3]. Рассмотрим назначение этих элементов:
1) роторный устьевой герметизатор обеспечивает герметизацию ствола скважины при нахождении в ней бурового инструмента, позволяет безопасно отводить поступающие из скважины газ, буровой раствор, пластовый флюид и выбуренную породу к оборудованию контроля забойного давления и сепарации;
2) азотная установка используется для производства и подачи азота в объеме до 35 м 3 /мин с рабочим давлением до 24,5 Мпа;
3) дроссельный блок обеспечивает создание требуемого противодавления в скважине как в динамических, так и в статических условиях;
4) газосепаратор эффективно отделяет газовую фазу от жидкой при прохождении газифицированного бурового раствора;
5) факельная установка применяется для сжигания газа, поступающего из газосепараторной установки.
Результаты опытно-промышленных работ по внедрению системы БРД
При разработке диапазона забойного давления [3], показанного на рис. 3, предполагалось, что эквивалент порового давления составляет 0,93. В соответствии с этим были подобраны следующие рабочие параметры: подача буровых насосов 13–14 л/с, производительность азотных установок до 30 м 3 /мин, что позволило бы создать требуемое противодавление на пласт и избежать осложнений, связанных с поглощением раствора и ГНВП.
Одна из основных задач применения систем БРД заключается в сокращении объемов поглощаемого бурового раствора (ЭРУО) при бурении в трещиноватом коллекторе. Объем поглощения бурового раствора в среднем по месторождению составляет 4082 м 3 /1000 м, в то время как в первой скважине, пробуренной с применением БРД, данный показатель существенно ниже – 637 м 3 /1000 м.
Заключение
В рифейском пласте Юрубчено-Тохомского месторождения была успешно пробурена горизонтальная секция длиной 897 м и выполнены основные задачи: минимизация загрязнения продуктивного пласта поглощенным буровым раствором и кольматантом, увеличение механической скорости бурения [4].
Для передачи сигнала от системы телеметрии SlimPulse [4] на поверхность использовался гидравлический канал связи.
Важную роль в определении и регулировании ЭЦП в процессе бурения сыграл газовый расходомер. С его помощью в режиме реального времени определялась интенсивность проявления пластового газа, после чего полученные данные использовались для моделирования гидродинамических условий в скважине и определялась необходимая ЭЦП.
Список литературы:
1. Концептуальная модель строения рифейского природного резервуара Юрубчено-Тохомского месторождения / Н.М. Кутукова, Е.М. Бирун, Р.А. Малахов (и др.) / Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 4–7.
2. Дополнение к технологической схеме разработки Юрубченской залежи Юрубчено-Тохомского нефтегазоконденсатного месторождения. – Красноярск: ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть», 2016 – 702 с.
Эта статья была опубликована в журнале «Научно-технический Вестник ОАО «НК «Роснефть» (№ 4, 2016 года, стр. 45-47; ISSN 2074-2339). Печатается с разрешения редакционной коллегии.
К.А. Чернокалов (АО «Востсибнефтегаз»)
А.Г. Пушкарский (АО «Востсибнефтегаз»)
А.М. Поляруш (Schlumberger, MI Swaco)
М.И. Кощер (Schlumberger, Drilling & Measurements)