Проектирование и инжиниринг буровых растворов для строительства скважин в условиях высоких температур и давлений

Нефть и газ: цены на аренду морских буровых установок растут

Нефть и газ – важные природные ресурсы, которые необходимы для жизнеобеспечения человека. Нефть необходима для изготовления автомобильного топлива, моторных масел, моющих средств. Газ является источником отопления помещений, топливом для транспорта, а также сырьем для изготовления органических веществ.

Для добычи этих полезных ископаемых, расположенных глубоко под землей, необходимы скважины.

Рост цен на аренду морских буровых установок

Аренда морских буровых установок резко подорожала из-за стремления заместить российскую нефть и удовлетворить спрос на рынке, выяснил Reuters. Особенно выросла цена бурения на шельфе золотого треугольника: Мексиканский залив — Западная Африка — Бразилия.

Цена аренды морских нефтегазовых буровых установок резко возросла из-за гонки за увеличением добычи нефти на фоне российской военной спецоперации на Украине и восстановления мирового спроса после пандемии COVID-19, сообщил Reuters.

Темпы роста ставок на аренду

Наибольшими темпами ставки на аренду глубоководных буровых установок растут на шельфе золотого треугольника: Мексиканский залив — Западная Африка — Бразилия, отмечает агентство. Ставки растут довольно быстро, особенно в Западной Африке. В прошлом году ставки были на уровне $200 000, в этом году они утвердились на уровне $300 000 и быстро приближаются к $400 000.

Прогнозы крупных компаний

Transocean сообщила в годовом отчете за 2021 год, что контрактные дневные ставки на ее установки сверхглубоководного бурения составляют $401 000 на 2023 год и $467 000 на 2024-й по сравнению с $345 000 в этом году. Valaris, крупнейшая в мире буровая компания по размеру флота, также сообщила о выигрыше контракта с международной нефтяной компанией с рекордными дневными ставками на работы на шельфе Западной Африки.

Рост спроса на бурение

Активность морского бурения растет почти во всех глубоководных регионах, причем золотой треугольник является ключевым фактором роста спроса. Также наблюдается увеличение спроса на бурение на мелководье, особенно на Ближнем Востоке. Прогнозируется, что спрос на буровые установки на норвежском континентальном шельфе будет расти до конца 2023 года.

Влияние геополитики

По словам аналитика Pareto Securities Кристофера Мо Деге, геополитическая напряженность сделала энергетическую безопасность приоритетом на политическом уровне, вызвав готовность инвестировать в оффшорные месторождения. Утверждается, что буровики больше не борются за контракты.

Утилизация старых установок

На росте ставок арендной платы на буровое оборудование сказался и тот факт, что спад спроса на нефть в пандемию подтолкнул буровиков к утилизации старых установок. В проспекте Seadrill отмечается, что количество плавучих буровых установок в мире сократилось, и этот фактор оказывает влияние на рынок аренды буровых установок.

* военная спецоперация – отсылка к вооруженному конфликту в Украине.

Source: Article in English

Российские СМИ и требования Роскомнадзора

Согласно требованиям Роскомнадзора, российские СМИ при подготовке материалов о специальных операциях на востоке Украины обязаны использовать информацию только из официальных источников Российской Федерации. Запрещено называть операции нападением, вторжением или объявлением войны, если это не прямая цитата (согласно статье 57 Федерального Закона о СМИ). Нарушение этого требования может повлечь за собой штраф в размере 5 млн рублей и даже блокировку издания.

Развитие технологий в области разведки и добычи газовых гидратов

С развитием технологий разведки и добычи нарастает потребность в энергии из-за усложнения условий бурения. Вместе с возрастающими трудностями добычи возрастает и потребность в энергии из-за активного развития мировой промышленности. Помимо поиска способов интенсификации добычи углеводородов, существуют и альтернативные варианты, такие как разведка, оценка запасов и добыча газовых гидратов (ГГ).

Структура газовых гидратов

Структура газовых гидратов основана на трех основных типах в зависимости от размера молекулы-гостя. Гидраты природного газа могут иметь кристаллическую структуру I или sI, кристаллическую структуру II или sII, а также кристаллическую структуру Н или sH.

Глубоководные и арктические гидраты

Глубоководные и арктические гидраты различаются по условиям стабильности, которые зависят от температуры и глубины.

Способы отбора керна

Существуют различные способы отбора керна при исследовании газовых гидратов.

Перспективные направления исследований

Извлечение метана из газовых гидратов является перспективным направлением исследований, так как они могут представлять не только осложнение при бурении, но и значительный промышленный интерес.

Таблица для представления информации о гидратах

Графические изображения

Важные направления в разработке технических устройств

В качестве перспективных направлений по разработке технических устройств, таких как специализированные колонковые снаряды и технологии бурения скважин с одновременным отбором изолированного керна из залежей газогидратов с сохранением термобарических условий для последующей оценки запасов, можно предложить следующие варианты:

Бурение скважин с использованием нефтегазовых установок

Установки нефтегазового бурения с керноотборным снарядом длиной рейса до 100 м, как, например, с использованием изолирующего керноотборного снаряда типа КИМ от НПП СибБурМаш.

Бурение установками геологоразведочного типа

Использование снарядов со съемным керноприемником (ССК).

Разработка керноотборного снаряда на грузонесущем кабеле

С использованием станции ГИС или разработка бурового снаряда, способного определять газосодержание (например, метана) в процессе бурения и передавать данные на поверхность для построения графика.

Разработка специализированных промывочных жидкостей

Одним из перспективных направлений разработки является создание специализированных буровых промывочных жидкостей, которые могли бы формировать ледовую корку на керне газогидратов, обеспечивая требуемую проницаемость по газу.

Параметры пористой структуры

Где d – средний размер пор в виде модели цилиндрических каналов, мм.

Упрощение модели ледяной корки

Пористая структура ледяной корки сложна, поэтому для упрощения ее представления можно использовать среднее сечение пор и гидравлическое сопротивление пор.

Актуальные проблемы и задачи

Важной задачей является разработка технических средств для отбора керна или анализа содержания газогидратов в реальном времени с целью подсчета запасов. Это необходимо для эффективной разработки газогидратных месторождений.

Оптимальная технология разработки

До сих пор не определена оптимальная технология разработки залежей газогидратов, что также затрудняет развитие этой отрасли.

Развитие месторождений газогидратов

В настоящее время разработка месторождений газогидратов является перспективным направлением, однако из-за наличия доступных запасов природного газа, инвестиции в это направление представляются менее выгодными.

Ссылка

1. Анфилатова, Э.А. (2008). Аналитический обзор современных зарубежных данных по проблеме распространения газогидратов в акваториях мира. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 3(4), 15.

Features of Mathematical Modeling of Natural Gas Production and Transport Systems in the Russias Arctic Zone

• Authors: Bondarev E.A., Rozhin I.I., Argunova K.K.
• Journal: Journal of Mining Institute
• Year: 2017
• Volume: 228
• Pages: 705–716

Прогнозные ресурсы метана газогидратных залежей

• Authors: Вареничев, А.А., Громова М.П., Потапов И.И.
• Journal: Проблемы окружающей среды и природных ресурсов
• Year: 2022
• Issue: 8
• Pages: 3–44
• DOI: 10.36535/0235-5019-2022-08-1

Роль процесса разложения арктических метангидратов в изменениях глобального климата

• Authors: Кершенгольц Б.М., Лифшиц С.Х., Спектор В.Б., Спектор В.В.
• Book: Арктика 2035: актуальные вопросы, проблемы, решения
• Year: 2021
• Issue: 1 (5)
• Pages: 33–43
• DOI: 10.51823/74670_2021_1_33

Mud Volcanoes of the Black Sea Region and Their Environmental Significance

• Authors: Shnyukov E., Yanko-Hombach V.
• Publisher: Springer International Publishing
• Year: 2020
• Pages: 491
• ISBN: 978-3-030-40316-4
• DOI: 10.1007/978-3-030-40316-4

Разложение метангидратов и деградация мерзлоты в Северо-Восточном регионе Арктики

• Authors: Лифшиц С.Х., Спектор В.Б., Спектор В.В., Кершенгольц Б.М.
• Book: Глобальные проблемы Арктики и Антарктики
• Conference: Всероссийская конференция с международным участием, Архангельск
• Year: 2020
• Pages: 127–131

Природные газовые гидраты – источник энергии нашего будущего

• Authors: Федорова Н.Ф., Кашкинбаева А.Б.
• Book: Современные проблемы географии
• Conference: Межвузовский сборник научных трудов, Астрахань
• Year: 2019
• Volume: Выпуск 4
• Pages: 40–43

The Role of Methane and Methane Hydrates in the Evolution of Global Climate

• Authors: Spektor V.B., Spektor V.V.
• Journal: American Journal of Climate Change
• Year: 2018
• Volume: 7, No. 2
• Pages: 236–252
• DOI: 10.4236/ajcc.2018.72016

Газогидратные залежи: формирование, разведка и освоение

• Authors: Гошовский С.В., Зурьян А.В.
• Journal: Геология и полезные ископаемые Мирового океана
• Year: 2017
• Issue: 4 (50)
• Pages: 65–78

Related References:

1. Bunz, S., and J. Mienert (2004), Acoustic imaging of gas hydrate and free gas at the Storegga slide, J. Geophys. Res., 109, B04102, doi:10.1029/2003JB002863.
2. Resources to Reserves 2013 — Oil, Gas and Coal Technologies for the Energy Markets of the Future / IEA, 2013.

13. Гриценко А.И., Истомин В.А. Сбор и промысловая переработка газов на северных месторождениях России / М.: «Недра», 1999.

14. Софийский И.Ю., Пухлий В.А., Мирошниченко С.Т. Газовые гидраты и энергосберегающие технологии // Сборник научных трудов СНУЯЭиП, Выпуск 1 (37), 2011. С. 169–177.

15. Thakur N.K., Sanjeev R. Exploration of Gas Hydrates: Geophysical Techniques / Springer, 2013.

16. Energy Resource Potential of Methane Hydrate / US DOE Report, 2011.

17. Макогон Ю.Ф. Природные газовые гидраты: распространение, модели образования, ресурсы // Российский химический журнал, т. XLVTI, № 3, 2003.

18. Прогноз развития энергетики мира и России на период до 2040 года / ИНЭИРАН — Аналитический центр при Правительстве РФ, 2013.

19. Unconventional Oil & Gas Production Technology Brief / IEA ETSAP, 2010.

20. Lefebvre B. Scientists Envision Fracking in Arctic and on Ocean Floor // Wall Street Journal, July 28, 2013.

Статья «Технологии отбора керна газовых гидратов при бурении скважин. Аналитический обзор» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№7, Июль 2023)

Горизонтальное бурение скважин на нефть

Метод бурения нефтяных или газовых скважин зависит от расположения горного пласта. Бурение может быть вертикальным, горизонтальным или наклонным.

Самым эффективным и менее затратным считается горизонтальный способ бурения скважин. Благодаря такому методу, становится возможной добыча нефти из труднодоступных мест и разработка сложных участков пород. Горизонтальная скважина располагается под определенным углом, что позволяет преодолевать препятствия, и выкачивать нефть быстрым и продуктивным образом.

Такой способ бурения способствует увеличению добычи нефти с уже функционирующих месторождений, а также позволяет разрабатывать новые месторождения, работа на которых при бурении обычной скважины считалась нерентабельной.

Главным преимуществом горизонтального бурения является то, что этот метод не наносит вред окружающей среде, и не происходит и отрицательного воздействия на условия жизни человека. Поэтому добычу нефти методом горизонтального бурения можно производить вблизи населенных пунктов.

Производитель и поставщик буровых установок

Буровые установки являются главным оборудованием при бурении скважин для добычи нефти и газа, поэтому приобретать такое дорогостоящее оснащение следует только у проверенного производителя, как мы – ООО «Пермская компания нефтяного машиностроения» (ООО «ПКНМ») создана в 1993 году..

Процесс бурения скважин на нефть и газ

Бурение скважин на нефть и газ происходит на суше или на водоемах при помощи буровых установок. Для того чтобы пробурить скважину на морских просторах, буровые установки монтируются на специальных эстакадах или платформах. Для бурения скважины на земле специальную технику устанавливают на обустроенных площадках.

Процесс бурения скважин состоит из нескольких этапов

В зависимости от глубины расположения полезных ископаемых, скважины могут быть глубиной свыше 6000 метров.

Буровые установки для бурения скважин на нефть

Буровая установка – это целый комплекс оборудования и бурового инструмента предназначенного для бурения нефтяных и газовых скважин.

Буровая установка включает

Классифицируются установки по глубине бурения, виду конструкции и месту монтажа.

По глубине бурения установки разделяются на четыре вида

По виду конструкции бывают мачтовые (имеют две опоры) и башенные установки (имеют четыре опоры).

По месту установки – наземные (монтируются на грунт) и морские (устанавливаются на дно водоема).

Буровые установки применяют как для бурения добывающих скважин, так и для разведывающих, контрольных и наблюдательных скважин.

Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

руководитель направления «Продуктивность скважин»

ООО «Технологическая Компания Шлюмберже» г. Тюмень, 625048, РФ

ведущий инженер технологической службы M-I SWACO Россия – Оффшор

руководитель отдела продаж департамента по строительству скважин

служба инженерного сервиса по буровым растворам, руководитель проекта

руководитель лаборатории тампонажных и буровых растворов

Шлюмберже Лоджелко, Инк.» Астраханская область, с. Солянка, 416130, РФ

руководитель инженерно-технологической службы

заместитель генерального директора по бурению

ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» г. Пермь, 614990, РФ

начальник отдела сопровождения бурения

ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» г. Астрахань, 414000, РФ

ведущий инженер по бурению отдела сопровождения бурения

разведочное бурение, высокие температуры и давления, сероводород, буровой раствор, седиментационная устойчивость, компьютерное моделирование, температурный профиль, гидродинамика, бурение с регулируемым давлением

Exploration drilling, HTHP, H2S, drilling fluid, sedimentation stability, computer modeling, temperature profile, hydrodynamics, managed pressure drilling

Бурение скважин для добычи нефти и газа

Скважина – это отверстие в земле цилиндрической формы с укрепленными стенками. Диаметр скважины намного меньше ее длины. Длина же варьируется от нескольких метров до нескольких километров, в зависимости от глубины на которой залегают полезные ископаемые.

Нефтяная или газовая скважина состоят из нескольких частей

Диаметр скважины уменьшается от устья к забою – начальный составляет около 900 мм, конечный около 165 мм.

Бурение скважины – это создание горной выработки в земле. Процесс разрушения горных пород высокотехнологичен и требует специального оборудования и высококлассных специалистов.

Разведочное бурение скважин на нефть и газ

Для обнаружения залежей полезных ископаемых проводятся поисково-разведочные работы. Они включают в себя исследование почвы, изучение горных пород, но самое важное заключается в разведочном бурении скважины.

Главное отличие разведочных скважин от скважин, из которых добываются нефть и газ (эксплуатационных), заключается в глубине и количестве проводимых исследовательских работах перед началом бурения.

Разведочные скважины позволяют узнать более точную информацию об уже открытых месторождениях, уточнить

Если при бурении разведочной скважины было обнаружено большое количество полезных ископаемых, то скважина разрабатывается для добычи нефти или газа в промышленных масштабах.

Проектирование и инжиниринг буровых растворов для строительства скважин в условиях высоких температур и давлений

Drilling fluid design and engineering for hthp well construction

IGNATYEV S.V.1, PRIDVOROV M.S.1, S.A.EVDOKIMOV1, M.V. KRAVTSOV1, E.A. KASHINA2, D.S. KRIVOLAPOV1, V.F. ZVYAGIN3, A.E. KIM4, R.I. NABIULLIN4, D.R. HAMIDULLIN4 1LLC Technological Company Schlumberger, Tyumen, 625048, Russian Federation 2Schlumberger Logelco, Inc., Astrakhan region, with. Solyanka, 416130, Russian Federation 3OOO LUKOIL-PERM, Perm, 614990, Russian Federation 4OOO LUKOIL-Nizhnevolzhskneft, Astrakhan, 414000, Russian Federation

In recent years exploration drilling has become focused on ever more deep formations. Drilling conditions in such wells are often extreme due to abnormally high formation pressure, geothermal gradient values, narrow operating window, and high concentration of acid gases (CO2 and H2S). These challenges are particularly true for deep and ultra-deep wells in the south of the Volga-Ural, Pre-Caspian and Pre-Caucasian oil and gas provinces. The drilling fluid design for drilling high-temperature, high-pressure (HTHP) wells is a challenging task in terms of thermal stability of the mud system components, selection of optimum rheological profile that provides acceptable sedimentation stability with equivalent circulation density (ECD) limitations, prevention of high-temperature gelation, control of HTHP fluid loss, resistance to various contaminants, compatibility with spacers, etc. This paper describes both methodology and results of extensive pre-drilling laboratory studies and computer modeling focused on finding optimum drilling fluid composition and properties, and practical field experience gained during construction of an offshore HTHP prospecting well in the Caspian Sea.

Выбор типа бурового раствора для бурения в условиях ВТВД На выбор бурового раствора для скважин с ВТВД оказывает влияние ряд факторов: температура, плотность, наличие загрязнителей, влияние на экологию, стоимость, логистика и т.д. Как РВО, так и РУО/РСО имеют ряд преимуществ и недостатков (табл. 1), которые необходимо учитывать при планировании того или иного типа бурового раствора. Наибольшее распространение для бурения скважин с ВТВД получили растворы на неводной основе. Это объясняется, в первую очередь, большей устойчивостью РУО/РСО к высокотемпературному гелеобразованию и стабильностью фильтрации в пластовых условиях. Несмотря на упомянутые преимущества, РУО/РСО имеют и определенные недостатки. Возможно, самым серьезным из них является растворимость углеводородных газов и сероводорода в базовой жидкости. Поэтому вопрос своевременного определения притока газа при использовании бурового раствора на неводной основе на скважинах с ВТВД является крайне важным, требует быстрой реакции для управления скважиной.

Алгоритм проектирования дизайна буровых растворов для бурения скважин с ВТВД Поиск оптимальных композиции и свойств бурового раствора для ВТВД является нетривиальной задачей (рис. 1). Исходными данными для проектирования служат: температурный градиент по разрезу скважины (максимальные и минимальные ожидаемые температуры), предполагаемая максимальная статическая плотность бурового раствора, минимальный градиент гидроразрыва пласта, конструкция скважины, состав КНБК и ограничения по режимам бурения (работа скважинного и наземного оборудования).

После выбора типа бурового раствора и определения спецификации функциональных реагентов (с учетом ограничений по их термостабильности) проводится расчет оптимального диапазона реологических параметров в специализированном программном продукте с заданным пределом по ЭЦП и характеристикам оборудования. Традиционное программное обеспечение для моделирования гидравлики предполагает, что реология бурового раствора уже определена. В рассматриваемом случае реология раствора является выходными данными. Программа определяет оптимальный диапазон реологических параметров при поверхностных условиях, обеспечивающий адекватную очистку ствола скважины, поддержание желаемого давления насосов, ЭЦП меньше градиента гидроразрыва пласта и оптимизацию гидравлики долота.

Проектирование дизайна бурового раствора для строительства разведочной скважины с ВТВД на шельфе Каспийского моря На этапе подготовки проекта строительства поисково-оценочной скважины в пределах континентального шельфа Дагестана была поставлена задача разработки дизайна бурового раствора для бурения интервала с экстремальными горно-геологическими условиями (табл. 2).

Работа по поиску оптимальных композиции и свойств проводилась на протяжении 9 месяцев при поддержке испытательной лаборатории буровых растворов в г. Волжском, лаборатории буровых растворов и цементировочных жидкостей в г. Астрахани и аналитической лаборатории в г. Хьюстон. Ввиду огромного количества промежуточных данных, полученных на разных этапах, в данной статье излагаются только финальные результаты исследований. На первоначальном этапе в качестве решения прорабатывались два альтернативных варианта: высокотемпературная полимер-лигносульфонатная система РВО и раствор на неводной основе. Впоследствие в качестве системы бурового раствора для бурения секции с ВТВД был утвержден РУО ввиду перечисленных ранее преимуществ, а также по причине использования РУО при бурении верхних секций рассматриваемой скважины и в эксплуатационном бурении на других платформах на данном проекте. Использование одного типа раствора значительно упрощает логистику в условиях морского бурения, а также позволяет оперативно мобилизовать доставку химических реагентов в случае непредвиденных ситуаций, таких как поглощения. В качестве углеводородной основы было выбрано базовое масло на основе линейных парафинов C11-C24 (табл. 3). Данный продукт характеризуется низкой кинематической вязкостью, высокой температурой вспышки, он экологически безопасен. В качестве эмульгатора использовался продукт на основе полиаминоамидов жирных кислот, обеспечивающий стабильность эмульсии и реологических параметров при температуре выше 200 °С. В качестве основного структурообразователя использовалась органофильная глина, а регулирование реологических характеристик при низких скоростях сдвига проводилось добавкой синтетического модификатора реологии на основе димеров жирных кислот. Для регулирования фильтрации ВТВД использовался гильсонит с температурой размягчения более 220 °С, так как использование традиционного продукта с температурой размягчения 170–190 °С не позволяло регулировать фильтрацию при плановой забойной температуре в 165 °С. В качестве утяжелителя использовался барит со средней плотностью 4,2–4,3 г/см3 (массовые доли остатка, диаметр частиц которого превышает 75 мкм / не превышает 6 мкм, – не более 3 % / не более 30 % соответственно). Для нейтрализации сероводорода в составе бурового раствора было предусмотрено использование оксида цинка.

В табл. 4 представлен финальный дизайн бурового раствора на углеводородной основе. В рассматриваемой композиции содержание твердой фазы превышает 40 % объема. Следует отметить, что для подобных систем для эффективного смачивания гидрофильной поверхности твердых частиц с целью предотвращения флокуляции, стабилизации реологических параметров и фильтрации ВТВД требуется использование смачивающего агента в достаточно высокой концентрации. В рассматриваемом случае итоговая концентрация смачивающего агента составила 1 % объема. После приготовления проба бурового раствора делилась на две равные части. Одна из частей загрязнялась измельченным мелкодисперсным керновым материалом в количестве 5 % объема. Обе пробы были подвергнуты динамическому термостарению (ДТС) в роллерной печи в течение 16 часов при 165 °C и противодавлении в ячейке в 10 атм. Основные параметры бурового раствора до и после ДТС приведены в табл. 5. Как для исходного, так и для загрязненного бурового раствора отмечено некоторое снижение реологических параметров после ДТС, в том числе и СНС, что указывает на отсутствие тенденции к высокотемпературному гелированию. Определение показателя седиментационной устойчивости в статическом состоянии при 165 °C (вертикальное положение ячейки) проводилось для растворов, предварительно подвергнутых ДТС. После статического термостатирования раствор характеризовался однородностью, без признаков расслоения фаз, отсутствием тенденции к гелированию и образованию агломератов. Отбиралось 5 проб бурового раствора по высоте ячейки (по 20 % от общего объема каждая). Статический SAG-фактор определялся как отношение плотности пробы из нижней части ячейки к сумме плотностей проб из нижней и верхней частей. Приемлемым считается значение данного показателя <0,520. Таким образом, рассматриваемая система РУО характеризуется высокой седиментационной устойчивостью при ожидаемой максимальной пластовой температуре.

Совместимость бурового раствора с буферными жидкостями Буровой раствор в процессе строительства, заканчивания, испытания, либо ликвидации скважины может вступать в контакт с различными технологическими жидкостями. По своей природе буровые растворы на неводной основе (РУО/РСО) не совместимы с жидкостями на водной основе. Для предотвращения образования не прокачиваемых эмульсий используются специальные разделяющие буферные составы. Совместимость бурового раствора и разделяющих буферов зависит от их дизайна, условий применения и определяется в ходе проведения лабораторных испытаний.

Компьютерное моделирование температурного профиля и давлений в скважине на этапе проектирования Плотность и реологические параметры РУО значительно варьируются в различных точках скважины с ВТВД. Это связано, в первую очередь, с сжимаемостью и тепловым расширением базового масла, а также неравновесностью процесса теплопереноса в скважине в статических и динамических условиях. Такие изменения градиента плотности и вязкости могут быть критичными с точки зрения контроля за скважиной и безопасности процесса бурения. Для прогнозирования давлений в скважине необходимо установить: – влияние давления и температуры на плотность базового масла (так называемые PVT-зависимости); – влияние давления и температуры на реологический профиль РУО; – температурные градиенты в скважине в статических и динамических условиях.

В процессе компьютерного моделирования использовался проектный геотермический профиль разреза скважины, данные реометрии ВТВД бурового раствора, полученные для интервала температур 49–200 °С и давлений 0–1020 атм. PVT-зависимости и термодинамические характеристики базового масла использовались из базы данных программного продукта. Исходными данными для компьютерного моделирования процессов теплопереноса в системе поверхность–скважина служат: тип промывочной жидкости (по сути, данные по ее теплоемкости и теплопроводности), изменение геотермического коэффициента по разрезу скважины, время и режим циркуляции, температуры в различных точках циркуляционной системы. Существует несколько методик моделирования температурного профиля в скважине. Циркуляционная модель, используемая при проектировании, позволяет смоделировать температуру, установившуюся в затрубном пространстве и на выходе из скважины за определенный промежуток времени от начала циркуляции. При этом входным параметром служит предполагаемая температура раствора на всасе насоса (зависит от интенсивности теплообмена с окружающей средой). В процессе бурения используется «полевая» модель. Она является более точной, а входными параметрами служат температуры на входе/выходе со скважины и циркуляционная забойная температура. Согласно проведенным расчетам с использованием циркуляционной модели при принятых температуре раствора в рабочей емкости 65 °С и температуре окружающей среды 25 °С, ориентировочная установившаяся максимальная температура бурового раствора на выходе из скважины должна была составить порядка 85 °С (рис. 4). Данный расчет является приближенным и не учитывает фактическое рассеивание теплоты буровой установкой. После остановки циркуляции температура бурового раствора в скважине будет стремиться к установлению равновесия с геотермическим градиентом (рис. 5). Со временем раствор в нижней части скважины будет нагреваться и охлаждаться в верхней.

Эквивалентная плотность бурового раствора является функцией давления и температуры. В изобарных условиях статическая плотность бурового раствора увеличивается со снижением температуры, а в изотермических– растет с увеличением давления. ЭСП в скважине после остановки циркуляции будет увеличиваться вследствие охлаждения бурового раствора в верхней части (влияние давления мало) и увеличения гидростатического давления раствора на забое (рис. 6, расчет для ЭСП (25 °С) = 2,21 г/см3). Учет данных факторов крайне важен с точки зрения контроля за скважиной. Контроль плотности бурового раствора на поверхности необходимо проводить с учетом фактора термического расширения. Для рассматриваемой системы бурового раствора путем компьютерного моделирования получена зависимость ЭСП на поверхности от температуры раствора (рис. 7). При последующем математическом анализе выведена формула для определения ЭСП при 25°С от ЭСП при температуре замера (Т, °С): ЭСП (25 °С) = ЭСП (Т) + 0,001 ∙ T – 0,0242. Приведение замеров ЭСП к единой температуре необходимо для контроля за скважиной, а также для определения седиментационных процессов. Таким образом может быть определено оседание утяжелителя в скважине во время простоев. При восстановлении циркуляции фиксируются время, расход, температура, плотность, затем проводится пересчет на прокачанный объем (глубину) и эквивалент плотности при 25 °С.

Согласно проекту, ориентировочный градиент пластового давления равен 2,09 г/см3. Соответственно, для соблюдения правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности статическая плотность бурового раствора должна быть не менее 2,19 г/см3. В то же время проектное значение градиента гидроразрыва составляет 2,34 г/см3. На рис. 8 представлены результаты параметрического анализа зависимости ЭЦП во время бурения на глубине 5200 м от подачи насоса и ЭСП. В рассматриваемом случае при ЭСП равной 2,20 г/см3 расчетная ЭЦП составит 2,25 г/см3 при 1850 л/мин., что соответствует безопасным значениям. Принимая во внимание разведочный характер бурения и существующие риски несоответствия фактических градиентов давлений проектным, может потребоваться как увеличение, так и снижение ЭСП. Для минимизации рисков, связанных с геологической неопределенностью, наиболее эффективным решением для строительства данной скважины будет применение технологии бурения с регулируемым давлением – БРД. Создавая противодавление на устье Ризб., как в статических, так и в динамических условиях, возможно осуществлять бурение скважины с меньшей плотностью раствора, чем предусмотрено проектом, при этом с постоянной репрессией на пласт (табл. 6).

В условиях морского бурения и больших объемов глубоких скважин, тщательно спланированный менеджмент объемов буровых растворов имеет важное значение. Учитывая ограничения емкостного парка СПБУ, а также для сокращения времени, приготовление начального объема производилось на растворе с предыдущего интервала (путем смещения ВНО и доутяжеления), а также с использованием премикса, приготовленного на другой технологической платформе и доставленного до СПБУ судами обеспечения. Перед разбуриванием цементного камня и башмака обсадной колонны скважина была переведена на раствор плотностью 2,10 г/см3. После разбуривания башмака обсадной колонны на глубине 4547 м и выхода в породу до глубины 4555 м было проведено испытание на герметичность. По результатам проведенных испытаний установлено, что эквивалент прочности горных пород под башмаком составляет 2,45 г/см3. Бурение в интервале 4555–4807 м проходило в штатном режиме. Противодавление на поверхности во время бурения – до 5,5 атм., при этом фактическое значение ЭЦП по датчику забойного давления поддерживалось на уровне 2,20–2,22 г/см3. При наращивании прикладывалось противодавление до 47–50 атм. На глубине 4807 м бурение сплошным забоем было остановлено, и принято решение о подъеме КНБК для ее замены на керноотборный снаряд. Перед СПО были проведены тесты по определению градиента начала поглощения (установленное значение – не менее 2,30 г/см3) и пластового давления (установленное значение – не выше 2,07 г/см3). Бурение с отбором керна в интервале 4807–4826 м изначально было запланировано с использованием бурового раствора плотностью 2,19 г/см3, но по результатам проведенных испытаний было решено проводить на растворе плотностью 2,10 г/см3. Бурение в интервале 4826–5225 м сопровождалось периодическим выходом газов наращивания с ростом газопоказаний в воздушной среде до 3–5 %. Поэтому градиент давления на забой был увеличен до 2,22–2,24 г/см3 по датчику ЭЦП. Противодавление на поверхности во время бурения – до 10 атм. При наращивании прикладывалось противодавление до 58–64 атм. Температура бурового раствора, плотность и профиль забойных давлений при бурении в интервале 4555–5225 м представлены на рис. 9.

После достижения проектной глубины 5225 м были проведены тесты по определению градиента начала поглощения интервала открытого ствола, который составил не менее 2,30 г/см3. Далее скважина была переведена на раствор глушения плотностью 2,19 г/см3, и был проведен комплекс ГИС. Следует отметить, что во время продолжительного комплекса ГИС (6 рейсов на кабеле) буровой раствор сохранял стабильность свойств, отсутствовали признаки седиментации утяжелителя и гелеобразования. Результаты проведенного комплекса ГИС послужили основанием для удлинения секции до глубины 5265 м. Из-за отсутствия данных о безопасных границах градиентов давлений, бурение было продолжено с использованием раствора плотностью 2,19 г/см3, при этом расчетная ЭЦП составляла 2,30–2,31 г/см3. Бурение до забоя 5265 м было завершено в штатном режиме. При бурении интервала температура бурового раствора на выходе со скважины достигала значений до 80°С (рис. 9), в результате чего наблюдалось активное испарение водной фазы, и как следствие, падение реологических параметров (рис. 10 и рис. 11). Для поддержания ВНО на уровне 92 % / 8 % производились постоянные обработки бурового раствора путем вывода рабочего раствора из актива, смешения со слабо концентрированным рассолом (16 % хлорида кальция), утяжелением до рабочей плотности (2,1 г/см3) и дальнейшим медленным вводом по циклу. Периодически слабо концентрированный рассол в объеме 3–5 м3 вводился по циклу в рабочую емкость. Интенсивность испарения доходила до 5–6 м3 воды в сутки. Продолжительное воздействие высоких температур при бурении нижней части интервала приводило к незначительному снижению реологических параметров раствора. Для поддержания реологических параметров в программных значениях буровой раствор в процессе бурения дообрабатывался синтетическим регулятором реологии (рис. 12). Необходимо отметить, что безусловно успешным моментом было полное отсутствие оседания барита во время СПО и при нахождении раствора в статическом положении в скважине на протяжении нескольких суток на завершительных этапах строительства скважины, когда плотность бурового раствора составляла 2,19 г/см3, а содержание барита в растворе – 43 % объема.

Благодарности Авторы выражают благодарность компании-оператору ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», буровому подрядчику ООО «БКЕ Шельф» и ООО «Технологическая Компания Шлюмберже» за плодотворное сотрудничество и успех в реализации проекта, а также возможность публикации достигнутых результатов.

1. Каламкаров Л.В. Нефтегазоносные провинции и области России и зарубежных стран. – М.: Нефть и газ (2005). 2. Adamson, Keelan, et al. High-pressure, high-temperature well construction. Oilfield review 10.2 (1998): 36–49. 3. Shadravan, Arash, and Mahmood Amani. HPHT 101: What every engineer or geoscientist should know about high pressure high temperature wells. SPE Kuwait International Petroleum Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers, 2012. 4. Marinescu, Pavel, Steven Young, and Gamal Ramses Iskander. New generation ultra-high temperature synthetic-based drilling fluid; development and best practices for extreme conditions and ECD management. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. Society of Petroleum Engineers, 2014. 5. Zamora, Mario, et al. Study on the volumetric behavior of base oils, brines, and drilling fluids under extreme temperatures and pressures. SPE Drilling & Completion, 28.03 (2013): 278–288. 6. Friedheim, Jim, and Jovani Contreras. Unique Real-Time Hydraulics Modeling Technology Expands Operator View of Drilling Hydraulics and Reduces Non-Productive Time. Fluids Technical Conference. American Association of Drilling Engineers, 2016. 7. Contreras, Jovani, Katherine P. Hoelscher and Colin Stewart. Semi-Automatic Drilling Fluid Property Measurement Device. National Technical Conference. American Association of Drilling Engineers, 2019. 8. Zamora, Mario. Mechanisms, measurement and mitigation of barite sag. Offshore Mediterranean Conference and Exhibition. Offshore Mediterranean Conference, 2009. 9. Zeng, Wenqiang, and Mario Bouguetta. A Comparative Assessment of Barite SAG Evaluation Methods. SPE Deepwater Drilling and Completions Conference. Society of Petroleum Engineers, 2016. 10. API Recommended Practice 13B-2, Recommended Practice for Field Testing Oil-based Drilling Fluids, Fifth Edition, April 2014. 11. Khramov, Dimitri, et al. Digital Drilling Fluids and Lab Automation Lead to Optimal Deepwater Drilling Solutions. Fluids Technical Conference. American Association of Drilling Engineers, 2020. 12. OFI Testing Equipment, Inc. Garrett Gas Train Part No. 151-00 Instruction Manual. 13. OFI Testing Equipment, Inc. Zinc Carbonate (ZnCO3) Test Kit Item# 145-65 Instruction Manual. 14. Krivolapov, Dmitry, et al. Managed Pressure Drilling as an Advanced Solution for Deep HTHP Wells and Long Intervals with Narrow Safe Pressure Limits. SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers, 2020.