С учетом предполагаемой большой длины ствола скважины и требуемых скоростей циркуляции раствора для обеспечения надлежащей очистки ствола скважины
С учетом предполагаемой большой длины ствола скважины и требуемых скоростей циркуляции раствора для обеспечения надлежащей очистки ствола скважины была выбрана колонна ГТ диаметром 50,8 мм с переменной толщиной стенок: часть колонны длиной 2231 м имела толщину стенок 3,96 мм, другая часть колонны, длина которой составила 2219 м, имела толщину стенок 3,4 мм. Предел текучести сплава, из которого была изготовлена колонна ГТ, равнялся 552 МПа. Планировалось применение долот с поликристаллическим синтетическим алмазным вооружением (долот PDC) диаметром 88,9 мм.
Система бурового раствора.
Исходя из соображений доступности, простоты в обращении и безопасности в работе, в качестве основы для бурового раствора была выбрана морская вода, обработанная в соответствии с действующими стандартами, установленными для закачки в пласты с морских платформ. Была использована замкнутая система циркуляции раствора, позволявшая четко контролировать поступления из скважины и потери жидкости при бурении. Буровой раствор прокачивался и обрабатывался через систему вибросит с мелкоячеистыми сетками и центрифугу.
Существовала потенциальная вероятность образования эмульсии в результате смешивания морской воды и пластовой нефти. Высокая скорость потока в затрубном пространстве и мелкие твердые частицы раствора могли стабилизировать образовавшуюся эмульсию. В этой связи было проведено специальное исследование по оценке совместимости пластовой нефти данного месторождения с морской водой в буровом растворе. Результаты исследования позволили заключить, что при обеспечении быстрого процесса сепарации необходимости в постоянном добавлении деэмульгатора нет, но возможно возникновение ситуаций, при которых может потребоваться закачка деэмульгатора перед штуцерным манифольдом, в зависимости от фактических условий. Проведенная оценка вероятности гидратообразования и ожидаемой температуры течения показала, что минимальная температура раствора на выкиде насосов в пределах ~ 38°С будет достаточной для предотвращения гидратообразования.
Обработка бурового раствора на поверхности.
Оборудование для обработки бурового раствора было выбрано, основываясь на опыте, приобретенном компанией Maersk Oil при ведении буровых работ на морских платформах. Однако характеристику поступающей из открытого ствола скважины жидкости заранее точно предугадать было невозможно. Поэтому была выбрана система, позволяющая обрабатывать поступающую из скважины жидкость в любых условиях, включая случаи, когда добываемые углеводороды транспортировать на другую платформу невозможно.