Организация процесса строительства нефтяных газовых скважин
Обновлено: 20.05.2024
Строительство нефтяных скважин
Под строительством нефтяных скважин понимается полный цикл работ, включающий в себя всю совокупность мероприятий от проектирования скважины в соответствии с геологическими условиями района и проведения подготовительных работ до процесса испытания на приток нефти и освоения скважины.
Основные этапы строительства нефтяной скважины
Процесс строительства нефтяных скважин можно условно разделить на несколько основных этапов (при этом более 1/2 затраченного времени занимает бурение скважины):
Нефть, Газ и Энергетика
1) собственно добыча нефти и газа (извлечение из пласта на поверхность);
2) сбор и утилизация попутного газа;
3) комплексная подготовка нефти и газа;
4) транспорт и хранение нефти;
5) подземный ремонт скважин;
6) наземный ремонт скважин и оборудования;
7) капитальный ремонт скважин;
8) нагнетание рабочего агента в пласт;
9) исследование скважин и пластов;
10) монтаж и демонтаж механического и энергетического оборудования.
Рис. 7. Типовая производственная структура нефтегазодобывающего управления
В качестве основного производства выделены цеха по добыче нефти и газа (ЦДНГ) и цех подддержания пластового давления (ЦППД).
Нефть, Газ и Энергетика
операция технологическая - часть технологического процесса, представляющая собой совокупность рабочих действий (приемов); характеризуется однородностью технологического содержания, единством (неизменностью) предмета труда, оборудования и рабочих приспособлений.
Производственный процесс строительства каждой скважины состоит из практически неизменной совокупности технологических процессов, выполняемых в определенной последовательности. Поэтому весь комплекс работ, связанных со строительством скважины, образует "цикл строительства скважины". Технологические процессы принято объединять в этапы (фазы) строительства скважины.
Производственный цикл строительства скважины имеет следующую структуру:
Этап строительства скважины
1. Строительно-монтажные и подготовительные работы
к бурению скважины
1.1. Землеустроительные работы
1.2. Сооружение оснований и фундаментов, монтаж буровой установки и оборудования
1.3. Строительство вспомогательных сооружений и монтаж инженерных коммуникаций
1.4. Подготовительные работы к бурению скважины
2. Бурение скважины
2.1. Углубление скважины
2.2. Промывка ствола скважины
2.3. Крепление скважины обсадной колонной
2.4. Цементирование скважины (разобщение пластов)
3. Заканчивание скважины
3.1. Первичное вскрытие продуктивного пласта
3.2. Оборудование ПЗП
3.3. Вторичное вскрытие продуктивного пласта
3.4. Испытание и освоение скважины
3.5. Специальные работы
4. Заключительные работы по окончании бурения скважины
4.1. Демонтаж оборудования и буровой установки
4.2. Утилизация и захоронение технологических отходов бурения, рекультивация земельного участка
Разделяй и властвуй
Нефтяные скважины с каждым годом становятся все сложнее и дороже, а скорость и эффективность их строительства все сильнее влияет на рентабельность разработки новых запасов. Одна из стратегий, которая позволяет компаниям добиваться лучших результатов при строительстве скважин, — переход на раздельный сервис по суточной ставке
Слагаемые нефтесервиса
Строительство скважин — сложный процесс, требующий привлечения целого ряда сервисных компаний-подрядчиков. Основными здесь считаются четыре сервиса. Первый — собственно бурение: подрядчик предоставляет буровой станок и буровую бригаду. Второй — телеметрическое сопровождение бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин: сюда входят оборудование и услуги по контролю траектории ствола. Третий вид сервиса — цементирование, то есть приготовление и закачка тампонажных растворов, а также других жидкостей, необходимых для качественного цементирования колонны. И, наконец, четвертый — буровые растворы: подбор наиболее подходящего состава промывочных жидкостей, контроль их производства и применения.
Кроме того, могут привлекаться отдельные подрядчики по геолого-технологическим исследованиям, а также по ряду оборудования. Впрочем, один и тот же подрядчик зачастую может оказывать и несколько связанных услуг. Так, например, заказы на долотный сервис, сопровождение наклонно-направленного и горизонтального бурения, а также на винтовые забойные двигатели «Газпром нефть» размещает в рамках одного тендера, отмечает руководитель программ операционной эффективности собственных нефтесервисов «Газпром нефти» Алексей Черепанов.
В чем же отличие строительства скважин «под ключ» от раздельного сервиса? В первом случае работы ведет генеральный подрядчик. Именно он отвечает за результат — строительство скважины в соответствии с заданием заказчика. Он пользуется определенной свободой в том, как этого результата достичь, привлекает субподрядчиков на отдельные виды услуг и оплачивает их работу, получая в свою очередь от заказчика фиксированное вознаграждение за строительство скважины в установленные контрактом сроки. Заказчику остается лишь контролировать то, как выполняются основные параметры договора и требования безопасности. При этом многие детали остаются скрытыми от его глаз.
При раздельном сервисе генподрядчик отсутствует. Заказчик сам привлекает исполнителей на разные сервисы, заключая договор с каждой компанией в отдельности. Такой подход обеспечивает бо́льшую прозрачность работы подрядчиков, однако требует от заказчика более серьезных компетенций и более активного участия в процессе. Успех здесь в значительной мере зависит от его умения правильно организовать работу подрядчиков.
Как правило, раздельный сервис предполагает работу по суточной ставке: буровой подрядчик получает фиксированную оплату за сутки, если, конечно, не происходит авария или иная задержка по его вине. Другие сервисы могут получать оплату за метры проходки (сервис сопровождения наклонно-направленного бурения) или за израсходованный материал (буровые растворы).
Есть и промежуточный, более близкий к строительству «под ключ» вариант — раздельный сервис с фиксированной стоимостью скважины. В этом случае генподрядчик также отсутствует, однако оплата, как и при бурении «под ключ», осуществляется за весь объем работ. Заказчик здесь больше вникает в процесс строительства, принимает на себя ответственность и риски, однако имеет меньше возможностей для влияния на подрядчиков.
«За» и «против»
Мировые лидеры отрасли уже давно отдают предпочтение раздельному сервису по суточной ставке. Крупные российские компании также стремятся внедрять этот подход. Мелкие — по-прежнему предпочитают строительство скважин «под ключ», так как не обладают достаточными компетенциями, квалифицированными кадрами и финансовой устойчивостью.
Главный стимул для перехода на раздельный сервис — возможности для повышения скорости и эффективности работы, которые он дает. В бурении очень важную роль играет фактор времени. Сокращение продолжительности операций позволяет не только сэкономить на строительстве, но и ускорить ввод скважины — а значит, приблизить добычу и реализацию нефти.
Работая «под ключ», генподрядчик не слишком заинтересован в привлечении новых технологий, ведь их стоимость выше, а цена за скважину у него фиксированная. Конечно, он заинтересован в том, чтобы строить больше скважин за то же время, однако это означает необходимость брать на себя существенные риски, делать вложения, которые могут и не окупиться. Выполняя работу строго в рамках контракта, он уверен в результате и своем вознаграждении.
При раздельном сервисе по суточной ставке эти риски берет на себя заказчик, и каждый из подрядчиков выполняет свою работу в том объеме, в котором это потребуется, — максимально эффективно, но без страха «попасть на деньги» из-за ошибок и задержек других участников процесса. Таким образом, компания-заказчик берет на себя более весомые риски, ответственность за конечный результат, но зато выигрывает от сокращения сроков, повышения эффективности и более низкой ставки. Такая работа требует от заказчика более скрупулезной подготовки технических заданий для подрядчиков. Кроме того, она предполагает более тесное взаимодействие с инженерами подрядчиков по разработке программы работ и поиску совместных решений по оптимизации работы.
Главный стимул для перехода на раздельный сервис — возможности для повышения скорости и эффективности работы, позволяющие сэкономить на строительстве и быстрее начать эксплуатацию скважиныОсновная опасность здесь связана с недостаточной компетентностью заказчика. Он принимает технологические решения и несет за них ответственность, то есть в случае ошибок и вызванных ими задержек может потерять деньги. Поэтому работа «под ключ» по-прежнему применяется в тех случаях, когда у заказчика нет соответствующих компетенций и оргструктуры, чтобы организовать работу подрядчиков. «Раздельный сервис повышает требования к супервайзерам, — отмечает Георгий Садецкий, начальник управления по бурению и внутрискважинным работам „Газпром нефти“. — В их задачах уже не просто надзор и контроль, а управление процессом строительства скважины».
Подход «под ключ» по-прежнему актуален для бурения разведочных скважин, отмечает Алексей Черепанов. С одной стороны, их строительство сложнее контролировать, так как часто оно осуществляется в полностью автономном режиме (на новых участках отсутствуют инженерная инфраструктура, постоянные дороги, оборудование завозится по зимникам и остается на весь сезон). С другой стороны, потребность в ускорении работ здесь не столь велика.
Работа «под ключ» может быть эффективна и в тех случаях, когда в хорошо известных геологических условиях требуется бурить многочисленные однотипные скважины, технология строительства которых уже отработана в течение многих лет. Однако в реальности всегда существует возможность улучшить технологические процессы, а новые подходы позволяют добиться лучших результатов даже на старых месторождениях.
Чем сложнее становятся скважины, тем эффективнее оказывается применение раздельного сервиса, ведь именно такая система взаимоотношений с подрядчиками, как показывает практика, позволяет наиболее успешно внедрять новые технологии и повышать скорость бурения, отмечает Георгий Садецкий. В конечном итоге этот подход стимулирует всех: заказчик ищет возможности снизить общую стоимость скважины и время ее строительства за счет организации работ и привлечения новых технологий. А подрядчики избавляются от внешних рисков и получают возможность сосредоточиться на собственной эффективности.
По мнению Алексея Черепанова, другие важные преимущества раздельного сервиса — это прозрачность, а также возможность получить новые знания и компетенции. Извлеченные уроки позволяют заказчику каждую следующую скважину строить более эффективно, а в случае смены подрядчика быстрее вводить его в курс дела, давая более точные указания и предостерегая о возможных сложностях.
Опыт «Газпром нефти»
Системное внедрение нового подхода в дочерних обществах компании началось в 2013 году, хотя отдельные примеры такой работы были и ранее. Сегодня этот подход внедрен почти на всех активах. Исключение составляет «Газпромнефть-Хантос», где до последнего времени строились преимущественно наклонные скважины и применялся раздельный сервис с фиксированной стоимостью строительства. Однако при переходе на горизонтальные скважины стало понятно, что такой подход не работает: бурить можно значительно быстрее. Сейчас здесь бурят около 70% горизонтальных скважин, а в следующем году их доля достигнет 90%. К настоящему моменту 12 буровых на активе уже переведены на работу по суточной ставке. А к концу года планируется перевести на этот режим работы строительство всех горизонтальных скважин.
В среднем время строительства горизонтальных скважин по всем дочерним обществам «Газпром нефти» с 2011 года сократилось с 13 до 8,5 суток на 1000 м проходки, отмечает Алексей Черепанов. Точно определить в этом показателе долю эффекта от внедрения раздельного сервиса достаточно сложно. Однако именно этот подход создает наиболее благоприятные условия как для реализации проекта «Технический предел» Технический предел — проект по непрерывному улучшению процесса строительства скважин и распространению лучших практик в бурении. , так и для освоения новых технологий в рамках программы технологического развития в бурении.
Именно раздельный сервис позволил создавать и реализовывать оптимизированные дизайны скважин для разных активов и геологических условий. Суть этого подхода в том, что нужного эффекта (повышение скорости, эффективности, снижение стоимости строительства без ухудшения качества и с сохранением или повышением объемов добычи) позволяет добиться не отдельно взятая технология, а комплексное решение. Однако без компетентных специалистов на местах и без активного вовлечения в работу над проектом подрядчиков желаемого результата не добиться. Оптимизированные дизайны скважины уже реализованы на Царичанском месторождении («Газпромнефть-Оренбург») и в «Мегионнефтегазе». Они позволили добиться впечатляющих результатов: так, например, для Царичанки стоимость строительства скважин удалось снизить на 19%.
Владимир Наговицын,заместитель генерального директора по строительству скважин «Газпромнефть-Оренбурга»:
Внедрение раздельного сервиса в «Газпромнефть-Оренбурге» происходило поэтапно и в полной мере осуществилось в 2014 году. К этому времени на предприятии сформировалась сильная команда профессионалов, способная эффективно управлять циклом строительства скважин по новым правилам. Была создана организационная структура блока заместителя генерального директора по строительству скважин, включающая три управления (супервайзинга, инжиниринга, подготовительных работ и экономического анализа). Не все получалось легко и сразу. Основные сложности перехода были связаны с выстраиванием процессов, коммуникации между подрядчиком, изменением мышления людей, привыкших работать по системе «под ключ». За последние три года новый подход к организации сервиса позволил в зависимости от месторождений и типа скважин в раза сократить цикл их строительства. Стоимость бурения снижена на Повысилось и качество передаваемых в эксплуатацию скважин. Мы внедрили более 40 новых техник и технологий, среди которых пеноцементирование эксплуатационных колонн в условиях катастрофических поглощений, применение долот с уникальными резцами, бурение на углеводородном растворе с использованием базового масла отечественного производства.
Серьезных результатов по сокращению стоимости и повышению эффективности раздельный сервис позволил достичь на Мессояхе и Новом Порту, где были использованы высокотехнологичное скважинное оборудование и роторные управляемые системы. Сроки строительства скважин удалось сократить в два раза. В итоге на Мессояхе при более дорогих станках и сервисах скважины по стоимости сопоставимы со скважинами на более простых месторождениях.
Дотянуться до глубин
Хотя сама идея бурения кажется простой и понятной, в реальности этот процесс сопряжен с большим количеством трудностей. Современная скважина — сложнейший объект, строительство которого требует применения высоких технологий
От быка до турбобура
Бурить скважины люди начали давно. Известно, что в эпоху династии Хань (202 до н. э. — 220 н. э.) китайцы уже умели строить скважины, достигавшие 600 м в глубину. Судя по сохранившимся изображениям, при этом использовался ударно-вращательный метод бурения: быки поворачивали долото, а группа людей синхронными прыжками загоняла его глубже в землю. Первая информация о бурении скважин в России относится к IX веку и связана с добычей растворов поваренной соли в районе Старой Руссы.
Официально принято считать, что первую скважину глубиной около 500 м, предназначенную для коммерческой добычи нефти, построил в 1859 году в штате Пенсильвания Эдвин Дрейк. Однако известно, что как минимум за 10 лет до этого нефтяные скважины успешно строили в Баку, и это не единственный пример, позволяющий оспаривать пальму первенства США.
В середине XIX века при бурении скважин для добычи соляных растворов, а потом и нефти применялось в основном ударное бурение. При этом разрушение (дробление) породы происходит под действием ударов падающего снаряда либо ударов по самому неподвижному снаряду. С увеличением глубины бурения эта технология становится все менее эффективной — сложнее промывать скважину, жидкость создает дополнительное сопротивление падающему долоту, а при бурении без промывки много времени уходит на очистку и крепление скважины. Поэтому на смену ударному пришло вращательное бурение.
Внедрение технологии механического роторного бурения в начале ХХ века стало одним из ключевых событий развития нефтяной промышленности. Впервые новую технологию применили на нефтяных промыслах Техаса в 1901 году. При роторном бурении долото, дробящее породу, присоединялось к колонне бурильных труб, вся эта конструкция опускалась в скважину и вращалась специальным станком с поверхности.
К окончанию первой трети XX века роторное бурение полностью завоевало нефтяную отрасль. Изменения в конструкции оборудования и технологии привели к более чем десятикратному увеличению скорости проходки и снижению себестоимости буровых работ, при этом глубину скважин удалось увеличить до Впрочем, и этот способ не был лишен недостатков. Среди них — громоздкость бурового инструмента: при глубине скважины в 4 км колонна бурильных труб весила более 200 тонн, и основная часть энергии тратилась именно на вращение колонны, а не на углубление самой скважины. Решить проблему позволило размещение двигателя, вращающего долото, в глубине скважины.
Устройство нефтяной скважины
Каждая колонна обсадных труб, спускаемая в скважину, имеет свое назначение и название. Первая, самая короткая, — направление. Она предназначена для предохранения устья скважины от размыва и для направления промывочной жидкости в желобную систему в процессе бурения скважины. Следующая колонна — кондуктор — изолирует водоносные пласты, перекрывает верхние неустойчивые породы. На нее монтируется противовыбросовое оборудование. Низ кондуктора, как и низ всех спускаемых после него колонн, заканчивается короткой утолщенной трубой, называемой башмаком.
Технические колонны опускают в скважину в особо сложных случаях — они служат для перекрытия пластов при определенных геологических условиях бурения (зоны высокого поглощения, пласты, склонные к набуханию от воды, осыпанию и т.п.). Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Она предназначена для крепления стенок скважины, разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других пластов. Эта колонна спускается до продуктивного пласта.
Фильтр — участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Через фильтр в скважину поступает жидкость. Фильтром может служить не обсаженный колонной участок ствола скважины, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием и песком, часть эксплуатационной колонны или хвостовика с отверстиями или щелями. На устье скважины монтируется фонтанная арматура — устройство, которое запирает скважину. Его функция — регулировать и контролировать работу скважины, предохранять от аварийных фонтанных выбросов флюида.
Прогресс двигателей
Первым такой агрегат — турбобур — создал в 1922 году советский ученый Матвей Капелюшников. Современный турбобур — это многоступенчатый гидравлический двигатель. В каждой ступени турбины (а их количество может достигать 350) имеются два диска с профильтрованными лопатками. Один из них (статор) неподвижно закреплен в корпусе турбобура, а другой (ротор) вращается. Буровой раствор, нагнетаемый в скважину для промывки забоя, вращает роторы, усилие с которых передается на долото. Позднее появились и другие виды погружных двигателей, например, электрический и винтовой. В настоящее время на бурение с применением забойных двигателей приходится более 90% работ. При этом само бурение происходит с чередованием направленного (без вращения всей колонные) и роторного режима (с вращением колонны). Именно этот способ бурения позволил строить не только вертикальные скважины.
Существенный недостаток традиционного роторного бурения — невозможность передавать на долото усилие, которое бы искривляло траекторию проходки в нужном направлении. Появление забойного двигателя решило эту проблему. Чтобы искривить ствол скважины, применяются специальные отклонители долота, при этом само долото вращается погружным двигателем. Когда угол наклона скважины изменен, прямой участок можно пройти роторным способом.
Возможность бурить скважины с разным углом наклона, в том числе и горизонтальные, стала толчком к появлению идеи строительства многоствольных скважин. То есть скважин, у которых от основного ствола отходят дополнительные под разными углами. Мало того, ответвления могут отходить и от боковых стволов. Часто боковые стволы зарезаются на уже существующих скважинах, чтобы увеличить охват разрабатываемых продуктивных пластов. В целом же строительство многоствольной скважины на залежи позволяет добраться до разобщенных зон коллектора, содержащих нефть, обеспечить более эффективное управление разработкой месторождения и избежать преждевременного обводнения, сэкономить на капзатратах на бурение. В «Газпром нефти» технологию многоствольного бурения начали осваивать в 2011 году. В 2012 году было пробурено пять таких скважин, а уже два года спустя этот показатель увеличился в шесть раз.
Роторные управляемые системы
Бурение скважин со сложной траекторией ствола требует особого подхода. Сегодня эти задачи решаются благодаря применению новых технологий, таких как роторные управляемые системы (РУС). Как и при любом роторном бурении, в случае использования РУС вращается вся бурильная колонна. Возвращение к идее роторного бурения было обусловлено тем фактом, что при проходке скважины с помощью погружного двигателя бурильная колонна не всегда вращается, буровой раствор застаивается в скважине, очистка скважины ухудшается, и в результате учащается количество прихватов оборудования. При бурении сложных горизонтальных скважин такое положение вещей может стать критическим.
Роторные управляемые системы решают проблемы традиционного роторного турбинного бурения. Чтобы уменьшить затраты энергии на трение колонны бурильных труб, применяют специальные растворы с высокими смазочными характеристиками. Изменен и принцип искривления скважины. При обычном роторном бурении отклонение бурильного инструмента от вертикали возможно только после прекращения вращения колонны и запуска погружного двигателя. При использовании РУС отклоняющее усилие на долото создается прямо в процессе вращения колонны, а управление отклоняющим блоком происходит с поверхности. В итоге технология позволяет свести к минимуму риск возникновения прихвата инструмента в скважине, повысить скорость проходки и качество ствола, улучшить очистку ствола от шлама, уменьшить его извилистость, снизить скручивающие и осевые нагрузки.
Сегодня РУС успешно применяются в «Газпром нефти». Первые испытания импортных систем прошли в «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» еще в 2012 году. Тогда технология успешно зарекомендовала себя, хотя в качестве существенного недостатка специалисты отмечали отсутствие отечественных аналогов и, соответственно, дороговизну западного оборудования. В этом году в Ноябрьске при содействии специалистов «Газпромнефть НТЦ» впервые испытали роторную управляемую систему российского производства.
Буровая механика
Буровая вышка — один из главных символов нефтяной промышленности. Однако сама по себе вышка — лишь несложная конструкция, позволяющая удерживать бурильную колонну, а также поднимать и опускать в скважину бурильные и обсадные трубы. Для этого на вышке монтируются разнообразные приспособления: буровая лебедка, автомат спуска-подъема труб, талевая система, ротор и др.
Бурильная колонна — это собранный из бурильных труб ступенчатый полый вал, на конце которого находится породоразрушающий инструмент — долото. Первая труба колонны соединена с вертлюгом, подвешенным в верхней части буровой вышки, на нее передается вращение от электрического привода буровой установки. Бурильная колонна своим весом создает нагрузку на долото, которое вгрызается в породу. При роторном бурении колонна (а вместе с ней и долото) вращается с частотой об./мин. При бурении с погружным двигателем энергия потока бурового раствора заставляет вращаться долото, и в зависимости от конструкции забойного двигателя скорость вращения может варьироваться от 40 до 1200 об./мин. У турбобуров скорость вращения — об./мин. Во всех случаях поток жидкости выносит на поверхность обломки породы (шлам).
Бурильные трубы, как правило, имеют длину 12,5 м и диаметр Между собой они соединяются бурильными замками. Две-три свинченные вместе трубы образуют свечу. По мере углубления скважины свечи навинчивают друг за другом. Для борьбы с неконтролируемым искривлением скважины применяют утяжеленные бурильные трубы.
Кроме того, комплекс бурового оборудования включает силовой блок из нескольких двигателей, которые приводят в действие ротор и подъемную лебедку, насосный блок для промывки ствола скважины, а также циркуляционную систему, состоящую из нескольких емкостей для хранения бурового раствора, блока приготовления и регулирования его свойств, перемешивателей, блока очистки.
Сила раствора
На каждые 1000 м ствола скважины приходится тонн измельченной породы, которые необходимо извлекать на поверхность. Когда-то ее просто вычерпывали при помощи специальных приспособлений, что занимало довольно много времени.
Идею очищать ствол скважины от осколков разрушенной породы потоком жидкости предложил французский инженер Фловиль в 1833 году. С тех пор технология остается в своей основе неизменной: в процессе бурения насос постоянно закачивает в скважину специальный, чаще всего глинистый раствор. Он не только вымывает породу — с помощью раствора охлаждается инструмент, укрепляются стенки скважины, вращается вал гидравлического двигателя, а также создается давление на пласт, не давая пластовой жидкости вырваться раньше времени наружу.
Состав бурового раствора подбирается индивидуально для каждого месторождения и скважины исходя из условий бурения. Помимо глинистых растворов используются биополимерные, эмульсионные, аэрированные, в некоторых случаях даже нефть и природный газ. На скважину глубиной 1000 м надо заготовить не менее 100 м³ раствора.
Между пластом и поверхностью
Скважина — это узкий цилиндрический канал, соединяющий пласт-коллектор с поверхностью земли. Верхняя часть скважины называется устьем, дно — забоем, а выработка между ними — стволом. Для разобщения пластов, предотвращения обвалов стенок, поглощений бурового раствора и проникновения в скважину флюидов в нее опускают обсадные трубы. Как правило, процесс этот происходит поэтапно: сначала скважину бурят до определенной глубины, затем устанавливают обсадные трубы, после чего продолжают бурение долотом меньшего диаметра. Пространство между обсадной колонной и стенками скважины заполняется цементным раствором (тампонаж), образующим цементный стакан, который предотвращает заколонные перетоки.
Скважины бывают вертикальными или наклонными, а также могут иметь различные искривления, возникающие из-за естественных причин или созданные намеренно — чтобы обойти какое-то препятствие (соляной купол, зону обвала или катастрофического поглощения бурового раствора, водоем, населенный пункт, особо охраняемую территорию, бурение на которой запрещено) или захватить более значительный участок продуктивного пласта. В последнем случае часто бурятся горизонтальные скважины. Это наклонные скважины, которые постепенно искривляются и уже в самом продуктивном пласте переходят в горизонтальную плоскость. Наличие горизонтального участка позволяет повысить коэффициент извлечения нефти. Для заданного искривления ствола скважины применяются специальные инструменты: отклонители, укороченные турбобуры, специальные переводники, забойные телеметрические системы.
Скважины, как правило, располагают кустами. В этом случае устья нескольких наклонно-направленных скважин группируются на близком расстоянии друг от друга на общей ограниченной площадке. Сами же скважины вскрывают нефтяной пласт в разных точках, местоположение которых просчитывается заранее. В настоящее время большинство эксплуатационных скважин бурится кустовым способом. Это дает возможность сократить время на монтаж вышки, снизить затраты на строительство трубопроводов, линий электропередач и другой инфраструктуры.
Типы скважин
В зависимости от условий месторождения скважины бывают:
Особые обстоятельства
Легкодоступных запасов углеводородов в мире становится все меньше, поэтому нефтяники вынуждены разрабатывать месторождения на новых территориях, в совершенно новых внешних условиях. Например, в море. Хотя общий принцип бурения на морских месторождениях остается тем же, что и на суше, отличия все же есть.
Вариантов шельфовой добычи несколько. На небольших глубинах бурение часто ведется с насыпных островов, как это происходило, например, на Каспии, где разработка морских месторождений началась еще в 1940-х годах. Затем для этих целей стали строить стационарные платформы — первая в мире морская нефтяная платформа, Нефтяные Камни, была построена также в Каспийском море на металлических эстакадах в 1949 году в 40 км от Апшеронского полуострова. К платформам такого типа можно отнести и первую в российской Арктике нефтедобывающую платформу «Приразломная», закрепленную на дне Печерского моря.
На больших глубинах работают плавучие буровые установки, которые классифицируют по способу установки над скважиной, выделяя две основные группы: опирающиеся при бурении на морское дно и работающие в плавучем состоянии. К первой группе относят плавучие буровые установки самоподъемного и погружного типов, а ко второй — полупогружные буровые установки и буровые суда.
При бурении скважин на море приходится предпринимать особые меры безопасности и использовать оборудование, в котором наземные бурильщики просто не нуждаются. К примеру, так называемый райзер — колонну стальных труб с толщиной стенок около 20 мм, тянущуюся от судна или буровой платформы до дна. Это необходимо, чтобы предохранить буровой инструмент от воздействия окружающей среды и защитить океан от загрязнения нефтепродуктами.
С особыми сложностями может быть связано и бурение в зоне вечной мерзлоты. В верхней части геологического разреза многих северных районов (Сибирь, Аляска, Канада и др.) залегает толща многолетнемерзлых пород, мощность которой иногда превышает 500 м. В ее состав могут входить пески, галечники и другие породы, единственный цементирующий материал для которых — лед. За счет более высокой температуры бурового раствора, твердеющего цемента или добываемой нефти лед оттаивает, вызывая оседание толщи пород и заклинивания бурового инструмента. Чтобы избежать аварий, в таких случаях приходится постоянно поддерживать отрицательную температуру стенок скважины.
Геонавигация в бурении
В 2012 году в «Газпром нефти» было принято решение о создании Центра геологического сопровождения строительства скважин. Главная задача для специалистов центра — проектирование горизонтального участка скважины в максимально продуктивном участке пласта, отслеживание процесса ее бурения — и в случае необходимости корректировка ее траектории. Основной рабочий инструмент — лучшие современные программы для обработки данных и оборудование для геонавигации.
Процесс геонавигации заключается в оперативном получении информации о геологической модели месторождения по мере бурения и корректировке траектории скважины в соответствии с ней. Современные телекоммуникационные технологии позволяют передавать данные на Большую землю в реальном времени. Свежая информация отображается на имеющейся геологической модели месторождения. Фактические данные сравниваются с проектными, анализируются, и, если нужно, траектория скважины корректируется таким образом, чтобы попасть в намеченную зону нефтенасыщенного коллектора. Затем, с поступлением новой информации, цикл повторяется, обеспечивая непрерывный контроль бурения.
Для эффективной геонавигации используются передовые технологии исследования скважин во время бурения LWD (logging while drilling — каротаж в процессе бурения). В отличие от стандартных методов ГИС (геофизические исследования скважин) онлайн-каротаж LWD позволяет значительно экономить время на исследованиях, а в конечном итоге — на освоении всего пласта. Применяемый в процессе бурения азимутальный нейтронно-плотностной и азимутальный боковой каротаж высокого разрешения дает возможность более корректно оценивать состав и свойства пласта.
Разрушитель пород
Буровые долота можно разделить по типу конструкции на шарошечные и лопастные. Название «долото» историческое, оно сохранилось с тех пор, когда скважины строили ударным способом. Сегодня все долота вращаются при бурении.
Еще 15 лет назад шарошечные долота считались универсальными, их применяли для бурения нефтяных и газовых скважин, для разбуривания пород любой твердости. Однако даже для самых высокопрочных шарошечных долот длина проходки не превышает после чего их нужно заменять. Поэтому сегодня практически повсеместно используются лопастные PDC-долота (polycrystalline diamond bits) с разрушающими породу поликристаллическими алмазными зернами. Эти долота обладают очень высокой износостойкостью и могут пройти без замены до нескольких километров породы.
Особенности обустройства нефтегазоконденсатных месторождений
В настоящее время активно осуществляется активная разработка нефтяной части нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Основные сложности и особенности при их разработке определяются совместным залеганием в пласте нефти и газа, которые различаются по компонентному составу и физическим свойствам. При разработке нефтенасыщенной зоны происходит вторжение газа в нефтяную часть пласта с последующим его прорывом к забоям нефтяных скважин. При проектировании систем сбора, подготовки и транспорта необходимо учитывать, что основной особенностью разработки и эксплуатации нефтегазоконденсатных месторождений является добыча нефти из нефтяных оторочек с последующим отбором газа. Это требует особенного подхода к обустройству инфраструктуры для обеспечения максимального экономического эффекта.
Типовая схема обустройства нефтяных месторождений характеризуется:
— механизированным способом добычи с небольшим периодом фонтанирования либо его отсутствием;
— давлением сбора до 4 МПа;
— наличием коллекторной системы сбора;
— технологическими процессами подготовки нефти, к которым относятся сепарация, обезвоживание, обессоливание, стабилизация нефти.
Типовая схема обустройство месторождений природного газа включает:
— фонтанный способ добычи;
— давление сбора 6 МПа и более;
— лучевую либо смешанную систему сбора;
— технологические процессы подготовки газа: сепарацию, осушку, выделение тяжелых углеводородов (С3 +), подготовку и стабилизацию конденсата.
Таким образом, при проектировании системы сбора и подготовки на нефтегазоконденсатных месторождениях необходимо совместить два процесса (нефте- и газодобычу), при этом обеспечить их безопасность и экономическую эффективность.
Рис. 1. Динамика пластового (1), буферного (2) давлений и газового фактора (3)
При разработке концепции обустройства Яро-Яхинского нефтегазоконденсатного месторождения специалистами ООО «Газпромнефть НТЦ» была решена оптимизационная задача, рассмотренная в данной статье.
Яро-Яхинское месторождение расположено в северо-восточной части Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Извлекаемые запасы категорий С1 и С2 превышают 225 млн. т нефти и 415 млрд м3 газа. Основные объекты разработки — пласты БТ — содержат нефтегазоконденсатные залежи с массивной газовой шапкой и подстилающей водой, нефтенасыщенные толщины изменяются от 3 до 11 м, отмечаются высокая степень вертикальной неоднородности и слабая вертикальная анизотропия. Давление насыщения равно пластовому Газовый фактор изменяется от 195 до 206 м3/м3. Добыча осложняется наличием прорывного газа газовой шапки, содержание которого на устье может достигать до 5000 м3/м3.
Анализ системы пласт — скважина — инфраструктура Яро-Яхинского месторождения выявил динамику показателей разработки, приведенную на рис. 1. С ростом газового фактора вследствие снижения противодавления столба жидкости в стволе скважины буферное давление на устье растет и достигает максимального значения 12,5 МПа при газовом факторе 2000 м3/м3. В этот момент начинается переход от добычи нефти к добыче газа. В условиях разной динамики ввода скважин и роста буферного давления в системе пласт — скважина — инфраструктура возникают следующие негативные факторы (типовая схема обустройства нефтяного месторождения):
— кратный рост давления в системе сборных трубопроводов;
— снижение добычи из фонтанирующих скважин;
— повышение рисков разгерметизации системы трубопроводов.
Рис. 2. Схемы распределения потоков на кустовой площадке по вариантам 1 (а), 2 (б) и 3 (в): УКПГ — установка комплексной подготовки газа; УПН — установка подготовки газа; ГС — газовый сепаратор; ЗУ — замерная установка; М — манометр; БПГ — блок подготовки газа; БДХР — блок дозирования химических реагентов
Для обеспечения максимальной эффективности разработки Яро-Яхинского месторождения специалистами ООО «Газпромнефть НТЦ» были рассмотрены следующе варианты системы сбора.
Вариант 1 — однотрубная система сбора (типовая), приведенная на рис. 2, а.
Продукция всех нефтяных скважин поступает на УПН. При прорыве газа на устье скважин устанавливают штуцер для поддержания линейного давления в системе сбора не более 3 МПа.
Вариант 2 — однотрубная система сбора с использованием системы газосборных коллекторов (см. рис. 2, б). Вариант предусматривает работу всего фонда нефтяных скважин на УПН. При прорыве газа скважины переводятся на кустовой сепаратор, в котором происходит разделение потока: газ под высоким давлением (11 МПа) направляется в газопровод и далее на УКПГ, жидкость штуцируется до давления 3 МПа и транспортируется в нефтесборный коллектор.
Рис. 3. Динамика добычи нефти (а) и газа (б) газа по вариантам системы сбора продукции скважин
Вариант 3 — двухтрубная система сбора (см. рис. 2, в).
Вариант предусматривает три направления сбора скважинной продукции:
1) газ с газовых скважин по газопроводу с давлением до 14 МПа поступает на вход в УКПГ;
2) нефтегазовая смесь со скважин с высоким устьевым давлением (более 10 МПа) по нефтепроводу высокого давления направляется на входные сепараторы высокого давления УПН;
3) нефтегазовая смесь со скважин с низким устьевым давлением (менее 4 МПа) по системе сбора нефти низкого давления поступает на входные сепараторы низкого давления УПН.
Условие перевода работы скважин на трубопровод высокого давления: прорыв газа из газовой шапки при газовом факторе более 2000 м3/т и давлении на устье выше 10 МПа.
Для оценки экономической эффективности с учетом рассмотренных вариантов и заданных ограничений на устье скважины была рассчитана добыча нефти и газа.
Результаты приведены на рис. 3. Расчеты показали, что вариант двухтрубной системы сбора эффективнее с точки зрения обеспечения целевых забойных давлений и достижения проектных дебитов нефти и газа.
Далее была выполнена комплексная экономическая оценка по вариантам сбора и их влияния на эффективность проекта (см. таблицу). Особенность экономической модели проекта заключается в наличии льготы по НДПИ до 2021 г., поэтому важно обеспечить максимальную добычу в течение льготного периода.
Выводы
1. Наиболее экономически обоснованным и технически безопасным для условий Яро-Яхинского месторождения является вариант двухтрубной системы сбора скважинной продукции.
2. Экономический эффект достигается благодаря обеспечению проектных целевых забойных давлений и, как следствие, профилей добычи нефти и газа.
3. Предлагаемый вариант обеспечивает гибкость и надежность системы сбора за весь период эксплуатации месторождения.
Читайте также: