CC BY
0УДК 622.24
Джумаев Б.Х.
Заместитель председателя ГК "Туркменнебит" Туркменистан, г. Ашхабад
ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ С ДВОЙНЫМ ГРАДИЕНТОМ ДЛЯ ДОСТУПА К ГЛУБОКИМ И СВЕРХГЛУБОКИМ НЕФТЕГАЗОВЫМ
МЕСТОРОЖДЕНИЯМ
Аннотация: Статья рассматривает технологию бурения с двойным градиентом как инновационный подход к обеспечению доступа к глубоким и сверхглубоким нефтегазовым месторождениям. Освещаются принципы работы технологии, её преимущества в сравнении с традиционными методами бурения, а также технические и экономические аспекты внедрения. Обсуждаются вызовы и перспективы использования технологии в условиях современной нефтегазовой промышленности, включая вопросы эффективности, безопасности и экологической устойчивости.
Ключевые слова: технология бурения, двойной градиент, нефтегазовые месторождения, глубокое бурение, сверхглубокие скважины, инновации в нефтегазовой промышленности, технические аспекты, экономические выгоды, вызовы и перспективы.
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.
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. 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.
В настоящее время сохранились и применяются на практике только 3 системы бурения 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.
В настоящее время команда ученых 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 (САРМ). Система САРМ была лицензирована, спроектирована и успешно протестирована компанией Тгашосеап совместно с Люком Де Боером (один из ведущих ученых НЦМУ) до 2010 г., но, к сожалению, так и не была введена в эксплуатацию. Проектная группа НЦМУ развивает опыт САРМ 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
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 гораздо лучше, чем традиционный профиль с одним градиентом бурового раствора, обеспечивая весьма ощутимые преимущества:
1. Исключаются несколько обсадных колонн, 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. 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.
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. 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, 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.
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. 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.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Абрамов, С. Н., и др. "Анализ систем бурения с двойным градиентом при строительстве глубоководных скважин." Нефтегазовое дело 2020, № 8, с. 54-61.
2. Иванов, И. И., и др. "Технология бурения с двойным градиентом для доступа к глубоким и сверхглубоким нефтегазовым месторождениям." Бурение и Нефть 2023, № 6, с. 24-29.
3. Петров, В. А., и др. "Современные техника и технологии бурения скважин." Труды Томского политехнического университета 2017, т. 62, № 11, с. 543-545.
Jumayev B.Kh.
Deputy Chairman of the State Corporation "Turkmennebit" Turkmenistan, Ashgabat
DOUBLE GRADIENT DRILLING TECHNOLOGY FOR ACCESS TO DEEP AND ULTRA-DEEP OIL AND GAS FIELDS
Abstract: The article examines double gradient drilling technology as an innovative approach to providing access to deep and ultra-deep oil and gas fields. The principles of operation of the technology, its advantages in comparison with traditional drilling methods, as well as technical and economic aspects of implementation are covered. The challenges and prospects for using technology in the modern oil and gas industry are discussed, including issues of efficiency, safety and environmental sustainability.
Key words: drilling technology, double gradient, oil and gas fields, deep drilling, ultra-deep wells, innovations in the oil and gas industry, technical aspects, economic benefits, challenges and prospects.
