Совершенствование технологии крепления направлений скважин с подводным расположением устья в осложненных условиях

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна, теоретическая и практическая ценность результатов работы, приведены сведения об апробации работы и ее структуре.
В первой главе диссертационной работы рассмотрены основные функции направлений скважин с подводным расположением устья, представлена геологическая характеристика разреза верхних интервалов месторождений Киринского блока проекта «Сахалин-3» (далее – Киринский блок), проведен анализ опыта крепления направлений скважин с подводным расположением устья на территории Российской Федерации и зарубежных стран, включая способы контроля процесса их цементирования, возникающие при этом осложнения и методы их ликвидации.
Направление скважин с подводным расположением выполняет следующие основные функции: формирование устьевой части скважины, перекрытие неустойчивых четвертичных отложений, восприятие значительной части нагрузок от веса последующих обсадных колонн, подводного противовыбросового оборудования (ППВО) и подводной фонтанной арматуры, смещений ППБУ/БС с точки бурения скважины, подводных течений. Практика ведения буровых работ показывает, что после установки ППВО, на устье скважины действует нагрузка ориентировочно 1200 кН. При экстренной отстыковке нижнего соединительного устройства от
блока превенторов, на устье скважины будет действовать нагрузка ориентировочно 1750 кН (с учетом выталкивающей силы).
Наиболее развитым регионом в области строительства скважин с подводным расположением устья и единственным по строительству таких эксплуатационных скважин на территории Российской Федерации является шельф о. Сахалин, а именно Киринский блок. Крепление направлений осуществляется в сложных геологических условиях, предполагающих низкие градиенты поглощения/гидроразрыва горных пород, которые достоверно не определены. Дополнительным фактором, осложняющим процесс крепления направлений скважин на месторождениях Киринского блока, является наличие приповерхностного газа в разрезе скважины. Для снижения рисков проявлений приповерхностного газа и минимизации воздействия на окружающую среду в настоящее время при бурении скважин на месторождениях Киринского блока, начиная с пилотного ствола, приоритетным вариантом является применение системы безрайзерной циркуляции промывочной жидкости (БЦПЖ), оборудованной донной плитой. Альтернативным вариантом обеспечения циркуляции в процессе бурения/расширения интервалов является применение морской воды с прокачиванием вязких бентонитовых пачек для дополнительной очистки ствола скважины от выбуренной породы.
Существующая технология проведения работ на месторождениях Киринского блока предполагает применение цементируемого направления D=762мм с предварительным расширением интервала, при этом направление перекрывает четвертичные отложения с установкой башмака в помырском горизонте. Изменение метода установки направлений в ближайшее время не рассматривается.
Соискателем в настоящей работе были проанализированы осложнения при креплении направлений скважин на месторождениях Киринского блока (34скважины). В процессе проведенного анализа было установлено наличие следующих основных осложнений: посадки (уменьшение нагрузки на крюке ППБУ/БС (далее – нагрузка на крюке)) при спуске направления до 250 кН, потеря циркуляции промывочной жидкости при промывках во время спуска направления (единичный случай), поглощения тампонажных растворов при закачивании и/или ожидании затвердевания цемента (ОЗЦ) с верхней границей цементного камня ниже уровня морского дна, некорректные показания индикатора угла наклона на корпусе низкого давления системы подводных колонных головок (СПКГ) после цементирования направления, негерметичность спускового инструмента корпуса низкого давления СПКГ, наличие циркуляции через заколонное пространство после разбуривания башмака направления.
Установлено, что одними из наиболее затратных операций являются исправительные работы по дополнительному цементированию, необходимость которых возникает после
поглощений тампонажных растворов, которые не всегда получается своевременно распознавать и ликвидировать. На текущий момент исправительное цементирование было проведено в 5 скважинах, затраты времени на проведение которых составили до 8 сут. В большинстве случаев была определена высота подъема тампонажного раствора и проведение исправительных работ проходило по отработанной технологии с замещением морской воды тампонажным раствором при нахождении цементировочной колонны на уровне верхней границы цементного камня. Для случая, произошедшего в скважине No22, возможность определения верхней границы цементного камня отсутствовала по причине наличия донной плиты системы БЦПЖ.
Основными мероприятиями по предупреждению осложнений при креплении направлений по опыту зарубежных стран являются: снижение плотности тампонажных растворов и применение кольматирующих добавок в составе тампонажных растворов. Актуальным направлением исследований является проведение оценок воздействия на СПКГ после установки ППВО, по результатам которых установлено, что максимальные воздействия от изгибающих моментов и осевых нагрузок оказываются на направление.
Контроль процесса цементирования направлений скважин с подводным расположением устья в настоящее время осуществляется следующими основными способами по: показаниям станции контроля цементирования (СКЦ), входящей в состав ППБУ/БС, фиксирующей давление и производительность цементировочного агрегата (ЦА), накопленный закачанный объем и плотность закачиваемых жидкостей; фактическим закачиваемым объемам жидкостей из емкостей ППБУ/БС и мерных емкостей ЦА; выходу жидкостей на морское дно при помощи видеокамер телеуправляемого необитаемого подводного аппарата (ТНПА) и датчиков модуля подводных насосов системы БЦПЖ. Установлено, что существующие способы контроля процесса цементирования направлений не в полной мере обеспечивают оценку степени замещения промывочной жидкости тампонажным раствором и точное своевременное фиксирование поглощений, что может повлечь за собой проведение дорогостоящих исправительных работ в последующие этапы строительства скважины и нарушить целостность конструкции скважины.
Возможность проведения геофизических исследований скважин (ГИС) по контролю качества цементирования направлений скважин с подводным расположением устья отсутствует по причинам: большого диаметра направления для оценки качества цементирования при помощи каротажа в процессе бурения (например, прибором «SonicScope» с диапазоном работы до 660,4 мм), наличия замкнутой системы циркуляции промывочной жидкости только после установки ППВО на устье скважины для использования стандартных методов ГИС.
Вторая глава диссертационной работы содержит: анализ возможности применения способа контроля процесса цементирования направлений скважин с подводным расположением устья по изменению нагрузки на крюке, установление причин возникновения поглощений при цементировании направлений скважин на месторождениях Киринского блока, исследования изменений нагрузки на крюке при цементировании, корректировке положения после продавки тампонажного раствора и в процессе ОЗЦ направлений скважин с подводным расположением устья, требования к креплению направлений для возможности перевода разведочных скважин с подводным расположением устья в эксплуатационный фонд скважин.
В дополнение к имеющимся способам контроля процесса цементирования направлений скважин с подводным расположением устья соискателем было предложено контролировать процесс по изменению нагрузки на крюке, обусловленному изменением выталкивающей силы при замещении промывочной жидкости тампонажным раствором. Произведено совмещение на одном графике, в зависимости от времени в процессе цементирования направления, следующих показателей по фактическим скважинам, включая осложненные поглощениями тампонажных растворов: накопленных объемов буферной жидкости, тампонажного раствора и продавочной жидкости (морской воды), давления на ЦА и нагрузки на крюке. В результате были выделены характерные этапы изменения параметров в процессе цементирования направлений скважин с подводным расположением устья.
Установлено, что основными причинами возникновения поглощений в процессе цементирования направлений скважин на месторождениях Киринского блока являются несовершенства технологии проведения работ, а именно: отсутствие полной ликвидации поглощений перед цементированием направлений, превышение гидростатического давления составного столба тампонажного раствора и морской воды за направлением над давлением поглощения/гидроразрыва горных пород, превышение давления поглощения/гидроразрыва горных пород в процессе корректировки положения корпуса низкого давления СПКГ после завершения продавки тампонажного раствора.
С целью аналитического представления процесса изменения нагрузки на крюке в зависимости от действия выталкивающей силы были проанализированы исследования: М.М. Александрова, В.П. Банатова, А.И. Булатова, Н.А. Гукасова, Б.Б. Дадашева, Р.А. Иаоннесяна, В.А. Ибрагимова, А.Г. Карашарлы, Я.С. Коцкулевича, Д.Ю. Мочернюка, Г.С. Оганова, Ю.А. Пуля, В.А. Столярова, И.Г. Узумова, Э.И. Узумова, В.С. Федорова, Б.С. Адной, У. Гоинса, Э. Карстада, А. Клинкенберга, А. Лубинского, Р.Ф. Митчелла, П.Д. Патилло, Б.В. Рэндалла и других. В результате проведенного анализа было установлено различное толкование действия выталкивающей силы, что может приводить к ошибочным расчетам изменения нагрузки на крюке в процессе цементирования направлений скважин с
подводным расположением устья и требует дополнительного изучения. Кроме того, в рассматриваемом варианте цементирования направления скважины с подводным расположением устья содержится множество элементов и происходит движение жидкостей с различными плотностями (рисунок 1).
Рисунок 1 – Схема процесса цементирования направления скважины с подводным расположением устья
а – после спуска направления; б – в процессе закачивания тампонажного раствора; в – после завершения продавки тампонажного раствора; 1 – горная порода; 2 – уровень дна моря;
3 – допускная колонна; 4 – спусковой инструмент корпуса низкого давления СПКГ; 5 – направление (обсадная колонна); 6 – заколонное пространство с зумпфом; 7 – цементировочная колонна; 8 – башмак направления; А – морская вода; Б – морская вода/буровой раствор, которым заполнено пространство между цементировочной и обсадной колоннами; В – тампонажный раствор; Г – морская вода/буровой раствор с буферной жидкостью, вытесняемые тампонажным раствором; – глубина спуска обсадной колонны от уровня стола ротора; 1 – полезная длина компоновки обсадной колонны, спущенной в открытый ствол скважины;
1 – расстояние от верхней границы тампонажного раствора до башмака обсадной колонны При разработке аналитической модели изменения нагрузки на крюке в процессе цементирования направления скважины с подводным расположением устья были приняты исходные допущения: жидкости несжимаемы (ρ=const), потери давления при движении жидкостей не оказывают влияние на изменение нагрузки на крюке, обсадная колонна расположена вертикально в стволе скважины (по причине необходимости обеспечения угла отклонения до 1,0 град. по индикатору угла наклона), объем муфт обсадных труб в расчете не
учитывается (по причине их незначительного влияния). 12

В результате была получена аналитическая зависимость по определению общей нагрузки
на крюке при нахождении обсадной колонны в открытом стволе скважины с учетом действия
выталкивающих сил ( обл), кН: общ
обл = в общ
где в
+ 4×1000
( 2 + 2 + 2 )− − − = (1) 2 25 3 1.17 4 34 1 2 3
= в +
−
( 2 + 2 + 2 )− − − 4×1000 2 25 3 1.17 4 34 1 2
2
1 ( 1 5 + ( 1 − 1) 6),
4×1000
– вес части элементов, который будет постоянным в процессе цементирования, кН; – ускорение свободного падения, м/с2; 2 – средняя плотность жидкости в цементировочной колонне, кг/м3; 3 – средняя плотность жидкости в обсадной колонне (ниже торца цементировочной колонны), кг/м3; 4 – средняя плотность жидкости в допускной колонне, кг/м3; 5 – плотность тампонажного раствора, кг/м3; 6 – средняя плотность промывочной жидкости и буферной жидкости (при наличии) в заколонном пространстве, кг/м3; 1 – наружный диаметр обсадной колонны, м; 1.1 – внутренний диаметр обсадной колонны, м; 2 – внутренний диаметр цементировочной колонны, м; 3 – внутренний диаметр допускной колонны, м; 4 – полезная длина допускной колонны (от уровня стола ротора), м; 5 – полезная длина цементировочной колонны, м; 7 – длина от нижнего торца цементировочной колонны до башмака обсадной колонны, м.
Для построения аналитической модели изменения нагрузки на крюке при цементировании направления скважины с подводным расположением устья были рассмотрены следующие состояния: после спуска компоновки обсадной колонны в открытый ствол скважины, закачивания буферной жидкости и остановки циркуляции перед закачиванием тампонажного раствора; при закачивании тампонажного раствора в допускную, цементировочную и обсадную колонны; при закачивании тампонажного раствора в заколонное пространство (до дна моря); при продавке тампонажного раствора по допускной, цементировочной и обсадной колоннам.
При цементировании направлений скважин с подводным расположением устья по опыту мировой практики применяется объем тампонажного раствора, превышающий на 150-300 % объем номинального заколонного пространства. При цементировании направлений скважин на месторождениях Киринского блока независимо от способа расширения интервала под спуск направления применяется объем тампонажного раствора (в среднем 44 м3), равный 3 объемам номинального заколонного пространства и объему цементного стакана внутри направления. Установлено, что в процессе цементирования направлений скважин на месторождениях Киринского блока после закачивания ориентировочно 25-30 м3 по камерам ТНПА фиксируется
выход тампонажного раствора на морское дно, однако нагрузка на крюке продолжает уменьшаться с меньшей интенсивностью до закачивания 35-44м3 (по СКЦ), что свидетельствует о неравномерном заполнении заколонного пространства тампонажным раствором и не позволяет точно оценивать коэффициент кавернозности ствола скважины (рисунок 2).
Рисунок 2 – Пример графика фактических значений нагрузки на крюке и производительности ЦА в процессе цементирования направления на месторождении Киринского блока в зависимости от закачанного объема тампонажного раствора и продавочной жидкости (точка No 1 – закачанный объем тампонажного раствора, при котором фиксируется начало уменьшения нагрузки на крюке относительно исходных значений; точка No 2 – закачанный объем тампонажного раствора, при котором фиксируется отклонение по интенсивности уменьшения нагрузки на крюке; точка No 3 – закачанный объем тампонажного раствора, при котором фиксируется стабилизация нагрузки на крюке)
Оценку степени замещения промывочной жидкости тампонажным раствором предлагается проводить при помощи коэффициента превышения объема номинального заколонного пространства ( ном.зам) по следующей формуле:

ном.зам = ст.зп , (2)
+ ном.зам з
– объем тампонажного раствора, закачанный в заколонное пространство, при котором фиксируется стабилизация нагрузки на крюке, м3; – номинальный объем
заколонного пространства, м3; – номинальный объем зумпфа, м3. з
В результате анализа промысловых данных скважин на месторождениях Киринского блока было установлено, что способ расширения интервала не оказывает существенного влияния на изменение нагрузки на крюке в процессе цементирования направлений. Среднее превышение закачиваемого объема тампонажного раствора до стабилизации нагрузки на крюке
где ст.зп
ном.зам

в случае проведения работ без донной плиты системы БЦПЖ составляет 3,8 м3 (11 %). В случае повторной подготовки ствола скважины к спуску направления необходимо учитывать дополнительное превышение закачиваемого объема тампонажного раствора для замещения промывочной жидкости. Приведенные результаты способствовали оптимизации аналитической модели изменения нагрузки на крюке в процессе цементирования направления скважины с подводным расположением устья.
Длину интервала поглощения ( погл, м) тампонажного раствора от дна моря предлагается определять по следующей зависимости:
погл = 1 −
,
( обл − общ6 погл
)4 × 1000 + 2
(3)
2 1
5 − м.в.
1 15−
1 м.в.
где обл – общая расчетная нагрузка на крюке после завершения продавки общ6
тампонажного раствора, кН; – фактическая средняя нагрузка на крюке при поглощении погл
тампонажного раствора, кН; м.в. – плотность морской воды, кг/м3.
При проверке полученной аналитической модели изменения нагрузки на крюке по
фактическим данным 8скважин месторождений Киринского блока была подтверждена (коэффициент детерминации R2=0,8549; средняя абсолютная ошибка MAE=26,7 кН; средняя квадратическая ошибка RMSE=32,8 кН; средняя абсолютная ошибка в процентах MAPE=3,18 % (рисунок 3)) возможность определения: времени начала, скорости и интервала поглощения тампонажного раствора, объема тампонажного раствора для полного замещения промывочной жидкости тампонажным раствором при проведении исправительного цементирования, значительной негерметичности спускового инструмента корпуса низкого давления СПКГ.
Особенно актуальным способ контроля процесса цементирования направления скважины с подводным расположением устья по изменению нагрузки на крюке является при использовании донной плиты системы БЦПЖ. При отсутствии донной плиты системы БЦПЖ применение предлагаемого способа контроля, в дополнение к имеющимся, будет способствовать сокращению времени неопределенности при наличии значительной замутненности дна моря в районе устья скважины и заблаговременному проведению подготовительных работ к исправительному цементированию.
С целью снижения вероятности возникновения поглощений тампонажного раствора при корректировке положения направления скважины с подводным расположением устья следует предусматривать различные варианты его установки перед цементированием в зависимости от: увеличения/уменьшения прилива, наличия/отсутствия донной плиты системы БЦПЖ, расположения индикатора угла наклона на патрубке корпуса низкого давления СПКГ (рисунок 4).
Рисунок 3 – Результаты проверки точности разработанной аналитической модели изменения нагрузки на крюке в процессе цементирования направлений скважин с подводным расположением устья
а – сравнение фактических и расчетных значений нагрузки на крюке в процессе цементирования направлений скважин на месторождениях Киринского блока (на верхней и правой диаграммах представлено количество сравниваемых значений (точек) по диапазонам); б – пример графика фактических и расчетных значений нагрузки на крюке в процессе цементирования направления на месторождении Киринского блока в зависимости от закачанного объема тампонажного раствора и продавочной жидкости
Рисунок 4 – Основные варианты по корректировке положений направлений скважин на месторождениях Киринского блока в зависимости от увеличения/уменьшения прилива в процессе цементирования
а – для случая увеличения прилива во время цементирования направления; б – для случая уменьшения прилива во время цементирования направления
В процессе ОЗЦ направлений скважин с подводным расположением устья изменения нагрузки на крюке коррелируются с увеличением/уменьшением прилива и свидетельствуют об их неполном уравновешивании компенсатором вертикальных перемещений (КВП) пассивного действия (рисунок 5). В результате неполной компенсации увеличения/уменьшения прилива происходят натяжения/разгрузки обсадной колонны в процессе ОЗЦ, которые в случае превышения сил трения могут приводить к ухудшению качества цементирования.
Рисунок 5 – Пример изменения параметров и работа КВП в процессе ОЗЦ направления скважины месторождения Киринского блока
а – пример изменения параметров в процессе ОЗЦ направления скважины;
б – пример изменения нагрузки на крюке и разница изменения величины прилива и положения крюка в процессе ОЗЦ направления скважины
Кроме того, установлено, что качество крепления направлений скважин с подводным расположением устья относится к категории значительных критериев при технической оценке возможности перевода разведочных скважин в эксплуатационный фонд скважин. Часть данных критериев необходимо учитывать на этапе проектирования строительства разведочных скважин.
В третьей главе диссертационной работы представлены: варианты существующих конструкций технических устройств для обеспечения БЦПЖ в интервале под спуск направления скважины с подводным расположением устья, недостатки конструкции донной плиты системы БЦПЖ и технологии цементирования направлений, выявленные при строительстве скважин на месторождении Киринского блока, разработанные усовершенствования конструкции донной плиты системы БЦПЖ и технологии цементирования направлений.
Рассмотренные варианты конструкций оборудования для применения системы БЦПЖ в интервале под направление являются однотипными и предполагают предварительную установку донной плиты, не обеспечивают достоверный контроль процесса цементирования
направления, точное определение высоты подъема тампонажного раствора и прямое проведение исправительного цементирования.
Основными выявленными недостатками существующей конструкции донной плиты системы БЦПЖ, применяемой при строительстве скважин на месторождении Киринского блока, являются отсутствия возможностей: определения высоты подъема тампонажного раствора после завершения цементирования и после ОЗЦ, проведения качественного исправительного цементирования, в случае поглощения тампонажного раствора, неопределенность состояния приустьевой части скважины в интервале установки погружной трубы.
Для последовательной проверки работоспособности разработанных усовершенствований конструкции донной плиты системы БЦПЖ и технологии цементирования направлений предложены варианты: не требующий существенной переработки конструкции, с возможностью доработки готовых экземпляров, и требующий существенной переработки конструкции.
По варианту, не требующему существенной переработки конструкции, предлагается: в существующей конструкции выполнить дополнительные технологические отверстия D=250 мм (рисунок 6) с целью возможности проведения исправительного цементирования с применением стальных бурильных труб/насосно-компрессорных труб диаметром 88,9 мм без смещения ППБУ/БС; при завершении продавки тампонажного раствора (1-2м3) не производить откачивание тампонажного раствора модулем подводных насосов системы БЦПЖ с подъемом выше уровня донной плиты внутри двутавровых ригелей для возможности контроля выхода тампонажного раствора на устье скважины и минимизации сброса в акваторию; промывку всасывающей линии и модуля подводных насосов производить после завершения продавки тампонажного раствора, корректировки положения направления и проверки статичного состояния уровня тампонажного раствора внутри двутавровых ригелей донной плиты системы БЦПЖ; промывку всасывающих линий производить после отсоединения всасывающего шланга с последующим подъемом всасывающего фланца и его детальной очисткой на ППБУ/БС.
По варианту, требующему существенной переработки конструкции донной плиты системы БЦПЖ, дополнительно предлагается: рассмотреть увеличение диаметра погружной трубы до 1,3-1,4 м для возможности точного определения высоты подъема тампонажного раствора и проведения исправительного цементирования со спуском цементировочной колонны в заколонное пространство; выполнить часть всасывающего фланца несъемной с целью сохранения уровня тампонажного раствора с установкой дополнительного отвода под съемной частью всасывающего фланца для промывки морской водой после завершения цементирования
и последующего отсоединения при помощи ТНПА; рассмотреть увеличение длины погружной трубы до 7-10 м для минимизации размыва приустьевой части скважины.
Рисунок 6 – Усовершенствованная конструкция донной плиты с погружной трубой системы БЦПЖ по варианту, не требующему существенной переработки конструкции
1 – донная плита; 2 – погружная труба; 3 – всасывающий фланец; 4 – технологическое отверстие для проведения исправительного цементирования; 5 – дополнительные технологические отверстия для проведения исправительного цементирования
Разработанные усовершенствования конструкции донной плиты системы БЦПЖ и технологии цементирования направлений совместно с применением аналитической модели изменения нагрузки на крюке в процессе цементирования направления позволят устранить выявленные недостатки (без учета отказа оборудования). Применение донной плиты системы БЦПЖ необходимо осуществлять совместно с погружной трубой для минимизации размывания приустьевой части скважины. Усовершенствования конструкции донной плиты системы БЦПЖ и технологии цементирования направлений были рассмотрены комплексно с учетом возможности их внедрения в рамках предоставления полного комплекса сервисных услуг системы БЦПЖ единственным поставщиком.
Четвертая глава диссертационной работы включает разработанные мероприятия по повышению качества и эффективности крепления направлений скважин с подводным расположением устья и внедрение результатов работы.
Для разработки мероприятий были выделены следующие этапы полного цикла крепления направлений: подготовительные работы к креплению направлений, спуск направлений, цементирование направлений, корректировка положения направлений после продавки тампонажного раствора, ОЗЦ, разбуривание цементного стакана и оснастки направления.
Мероприятия на стадии подготовительных работ к креплению направлений в основном направлены на сокращение сроков строительства скважины и обеспечение подготовки ствола
скважины с целью беспрепятственного спуска направления до плановой глубины. В качестве обязательного требования учитывается необходимость составления графика изменения нагрузки на крюке в процессе цементирования направления по полученной аналитической модели изменения нагрузки на крюке по фактическим исходным данным для применения при производстве работ.
При спуске направления предложен порядок проведения работ, обеспечивающий: контроль герметичности спускового инструмента и корректности определения отклонения обсадной колонны от вертикали, противофонтанную безопасность и минимизацию обрушения горных пород.
В процессе цементирования направлений разработанные мероприятия включают: требования по настройке и применению специфичного оборудования, применение кольматирующих добавок в составе тампонажного раствора, совершенствование имеющихся и апробацию дополнительных методов контроля процесса цементирования, использующихся в мировой практике, пути совершенствования параметров тампонажного раствора. Отдельно стоит отметить обоснование целесообразности модернизации цементировочного комплекса ППБУ/БС путем установки высокоточного расходомера в цементировочную линию с целью исключения значительных расхождений показаний закачанных объемов жидкостей по СКЦ с фактическими значениями.
Для естественной установки направления по необходимому уровню в процессе цементирования, позволяющей минимизировать увеличение репрессии на пласты и снизить вероятность возникновения поглощений тампонажного раствора при корректировке положения направления, необходимо предусматривать различные варианты установки направлений после спуска в зависимости от ожидаемых перемещений ППБУ/БС при неактивном КВП от увеличения/уменьшения прилива. При этом установлена необходимость активации КВП одновременно с завершением продавки тампонажного раствора для исключения подъема/опускания направления от изменения прилива.
Мероприятия в процессе ОЗЦ определяют: обеспечение постоянного контроля положения направления относительно уровня дна моря/донной плиты системы БЦПЖ и тампонажного раствора (в процессе схватывания) при помощи ТНПА; исключение повторных корректировок положения направления; применение КВП активного действия в дополнение к КВП пассивного действия с целью увеличения степени уравновешивания изменений прилива при удержании направления в процессе ОЗЦ.
Разбуривание цементного стакана и оснастки направления предложено проводить отдельной компоновкой низа бурильной колонны без включения калибратора с бурением технологического кармана до глубины выхода калибратора следующей компоновки низа
бурильной колонны. Дополнительно следует предусматривать применение легкоразбуриваемой оснастки направления. С целью свободного прохождения следующей обсадной колонны предлагается проводить дополнительную проработку интервала зумпфа и башмака направления с включением в состав компоновки низа бурильной колонны калибратора до момента обеспечения свободного прохождения КНБК без промывки и вращения.
Разработанные мероприятия предусматривают комплексный подход по повышению качества и эффективности крепления направлений скважин с подводным расположением устья, начиная от проектирования до фактической реализации работ и анализа полученных результатов. Большая часть из рассмотренных мероприятий были внедрены в период с 2018 г. по 2021 г. и планируются к внедрению. Результаты, полученные от внедрения представленных мероприятий, подтверждают значительное снижение рисков возникновения осложнений при креплении направлений скважин с подводным расположением устья и сокращение сроков строительства скважин.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1.В результате анализа опыта проведения буровых работ подтверждена особая значимость обеспечения качественного крепления направлений скважин с подводным расположением устья, оказывающего влияние на процесс строительства и эксплуатации скважин. Основными причинами возникновения осложнений при креплении направлений скважин на месторождениях Киринского блока являются несовершенства технологии проведения работ в осложненных геологических условиях.
2. Разработана аналитическая модель изменения нагрузки на крюке ППБУ/БС от степени замещения промывочной жидкости тампонажным раствором, обусловленной изменением выталкивающих сил, действующих на обсадную, допускную и цементировочную колонны в процессе цементирования направления. Достоверность разработанной аналитической модели подтверждается высокой степенью корреляции с фактическими данными и может быть использована для контроля проведения работ и определения параметров поглощения тампонажного раствора. Преимуществом полученной аналитической модели является доступность ее применения при производстве работ специалистами на ППБУ/БС.
3. Установлено, что способ расширения интервала под спуск направления не оказывает существенного влияния на изменение нагрузки на крюке в процессе цементирования. Значительное превышение объема тампонажного раствора (относительно нормальных значений) до стабилизации нагрузки на крюке является следствием проведения дополнительных работ с увеличением времени взаимодействия открытого ствола скважины в интервале слабосцементированных горных пород с промывочной жидкостью.
4. По итогам проверки разработанной аналитической модели изменения нагрузки на крюке ППБУ/БС установлена необходимость обеспечения контроля и применения единого алгоритма проведения работ при корректировке положения направления после цементирования и в процессе ожидания затвердевания цемента с целью минимизации поглощений тампонажного раствора и нарушения контакта цементного камня с обсадной колонной и горными породами.
5. В результате анализа крепления направлений скважин на месторождениях Киринского блока установлены основные недостатки при проведении работ с применением донной плиты системы системы безрайзерной циркуляции промывочной жидкости. Предложены и обоснованы конструктивные изменения донной плиты и усовершенствования технологии цементирования направлений, позволяющие решить основные выявленные недостатки и являющиеся возможными для реализации.
6. Разработаны и частично внедрены на месторождениях Киринского блока комплексные мероприятия по повышению качества и эффективности крепления направлений. Результаты, полученные от внедрения представленных мероприятий на Южно-Киринском месторождении, являющимся основным в рамках развития Сахалинского центра газодобычи, подтверждают значительное снижение рисков возникновения осложнений при креплении направлений и сокращение сроков строительства скважин. Результаты диссертационной работы могут быть применены на других месторождениях, предполагающих строительство скважин с подводным расположением устья.