Строительство скважин на шельфе
Обновлено: 07.07.2024
Строительство скважин на шельфе
ООО «Газпром недра» успешно завершило выполнение первого в России проекта по опережающему бурению пилотных стволов геологоразведочных скважин на арктическом шельфе — на лицензионных участках ПАО «Газпром» в Карском и Баренцевом морях.
В течение месяца с использованием российского научно-исследовательского инженерного судна «БАВЕНИТ» компанией были пробурены пять пилотных стволов глубиной в среднем около 560 м. Подтверждено отсутствие приповерхностного газа и прочих опасных факторов в верхней части разреза в местах планируемых геологоразведочных скважин. Дальнейшие работы по бурению и строительству глубоких скважин будут вестись плавучей буровой установкой (ПБУ).
Российское научно-исследовательское инженерное судно «БАВЕНИТ»
Ранее, традиционно, выполнение всего комплекса работ на континентальном шельфе, включая бурение пилотных стволов, осуществлялось только с помощью ПБУ. Привлечение специализированного судна для опережающего бурения — новая технология для отечественной нефтегазовой отрасли. Помимо решения задач по обеспечению безопасности будущих буровых работ она дает значительный экономических эффект. Стоимость привлечения судна на первоочередном этапе ниже, чем при использовании ПБУ, а продолжительность строительства разведочной скважины сокращается на двое суток. Таким образом уменьшается срок дорогостоящего фрахтования ПБУ.
Комментируя завершившиеся работы, генеральный директор ООО «Газпром недра» Всеволод Черепанов отметил, что «одной из приоритетных задач компании является разработка и внедрение новых технологий и методических подходов при проведении геологоразведочных работ на шельфе. Учитывая тяжелые природно-климатические условия, короткий межледовый период, а также высокую стоимость, данная работа особенно актуальна в условиях Арктики».
Строительство скважин на шельфе
«Роснефть» приступила к бурению скважины «Центрально-Ольгинская-1» на Хатангском лицензионном участке - самой северной скважины на российском арктическом шельфе. Старт поисковому бурению дал Президент России Владимир Путин в ходе телемоста с главой ПАО «НК «Роснефть» Игорем Сечиным, который находился на берегу Хатангского залива.
Глава «Роснефти» доложил Владимиру Путину, что подготовка к бурению была проведена в рекордные сроки: «Чуть больше года назад, при Вашей поддержке компания получила возможность работать на Хатангском лицензионном участке. Были проведены беспрецедентные работы по геологоразведке: 21 тысяча погонных километров сейсмоисследований, выявивших порядка 114 нефтегазоносных перспективных структур. Общий потенциальный биологический ресурс моря Лаптевых составляет, по предварительным оценкам, до 9,5 миллиарда тонн в нефтяном эквиваленте».
Вблизи полуострова Хара-Тумус отсутствуют морские порты, а период навигации в этом районе не превышает двух месяцев в год. В 2016 году в период летней навигации из морского порта Архангельск на место проведения буровых работ было доставлено свыше 8000 тонн грузов. Преодолев расстояние в 3 600 км через акватории Белого, Карского морей и моря Лаптевых два грузовых судна ледового класса доставили буровую установку, оборудование и материалы для бурения, модульный жилой комплекс. Бурение будет вести собственное сервисное подразделение Компании - «РН-Бурение». При реализации проекта будут использованы результаты работы первой круглогодичной научной базы в Арктическом регионе, которую Компания открыла в 2016 году в Хатангском заливе, неподалеку от точки бурения.
«Центрально-Ольгинская-1» - это первая скважина, которая будет пробурена под акваторией моря Лаптевых. Игорь Сечин сообщил Владимиру Путину, что «бурение будет проводиться с берега, что позволит значительно снизить затраты на строительство скважины, проектная глубина – до 5 000 м с последующей боковой горизонтальной зарезкой. Имеющиеся у нас технологии позволяют обеспечить отклонение от вертикали до 15 000 м. Такая технология позволяет значительно сэкономить финансовые ресурсы, обеспечить эффективность и высокие экологические стандарты. Компания в настоящее время является одним из мировых лидеров по освоению шельфовых месторождений» - заявил Глава «Роснефти»
С 2012 года инвестиции «Роснефти» в освоение арктического шельфа составили около 100 млрд рублей. Компания не собирается снижать темпы работ и с 2017 по 2021 год объемы инвестиций вырастут в два с половиной раза – до 250 млрд рублей.
В докладе Главе государства Игорь Сечин обозначил приоритетные планы работы Компании на российском шельфе: «По Вашей команде в 2014 году мы работали в Карском море, открыли чрезвычайно значимое месторождение – Карскую нефтегазоносную провинцию. В этом году, следом за Хатангским участком, мы будем бурить в Черном море, в следующем году – в Баренцевом море, в 2019 вернемся в Карскую нефтегазоносную провинцию и также продолжим работу в восточной Арктике».
Владимир Путин особо отметил важность освоения Арктики государственными компаниями: «У нас на арктическом шельфе в море находится огромное количество еще нераспечатанных запасов. И исходя из огромной ценности и важности этих запасов углеводородного сырья, именно компаниям с преимущественным участием государства разрешено осуществлять соответствующую работу. Эти преимущества компания «Роснефть», безусловно, должна использовать самым наилучшим образом».
Справка:
Хатангский лицензионный участок расположен в Хатангском заливе моря Лаптевых на севере Красноярского края. Площадь участка – 18 709 кв. км, глубина моря – до 32 м.
В настоящее время «Роснефти» принадлежит 28 лицензионных участков на Арктическом шельфе с суммарными ресурсами 34 млрд т.н.э.
По оценкам специалистов, к 2050 году Арктический шельф будет обеспечивать от 20 до 30 процентов всей российской нефтедобычи.
В 2016 году «Роснефть» выполнила внушительный объем комплексных геолого-геофизических исследований в сложных арктических и субарктических условиях. Было выполнено более 35,5 тысяч пог. км сейсморазведочных работ 2Д, что превысило требования лицензионных обязательств более чем в 2 раза. Также Компания провела более 5 тыс. км2 сейсморазведочных работ методом 3Д, что в 2,5 раза превышает лицензионные обязательства. Объем аэрогеофизических исследований составил 207 тыс. км2. В результате проведенных геологоразведочных работ изучена площадь 0,8 млн. км2 арктического шельфа РФ.
 |  |
Настоящие материалы содержат заявления в отношении будущих событий и ожиданий, которые представляют собой перспективные оценки. Любое заявление, содержащееся в данных материалах, которое не является информацией за прошлые отчетные периоды, представляет собой перспективную оценку, связанную с известными и неизвестными рисками, неопределенностями и другими факторами, в результате влияния которых фактические результаты, показатели деятельности или достижения могут существенно отличаться от ожидаемых результатов, показателей деятельности или достижений, прямо или косвенно выраженных в данных перспективных оценках. Мы не принимаем на себя обязательств по корректировке содержащихся здесь данных, с тем чтобы они отражали фактические результаты, изменения в исходных допущениях или факторах, повлиявших на перспективные оценки.
Морское бурение
МОРСКОЕ БУРЕНИЕ (off-shore drilling ) - буровые работы на акваториях Мирового океана и внутренних морей с целью поиска, разведки и разработки нефти, газа и других полезных ископаемых, а также инженерно-геологических изысканий и научных исследований.
МОРСКОЕ БУРЕНИЕ (off-shore drilling) - разновидность буровых работ, выполняемых на акваториях Мирового океана и внутренних морей с целью поиска, разведки и разработки нефти, газа и других полезных ископаемых, а также инженерно-геологических изысканий и научных исследований.
По глубине скважин морское бурение подразделяют на морское неглубокое бурение (до 500 м ниже уровня дна моря) для поиска твёрдых полезных ископаемых, инженерно-геологических и структурно-картировочных изысканий, научных исследований и т.д. и морское глубоководное бурение преимущественно для поиска и освоения нефтегазовых ресурсов Мирового океана.
Морское бурение, выполняемое с целью изучения строения земной коры, может относиться к обоим видам.
Специфика проведения этих работ в море обусловлена:
уникальностью технических средств,
особенностями производства работ под водой,
эксплуатация объекта и тд.
Морское бурение осуществляется со стационарных гидротехнических сооружений и плавучих буровых установок.
К стационарным гидротехническим сооружениям относятся эстакадные площадки, дамбы, искусственные грунтовые острова, сооружаемые на мелководье (глубина воды до 30 м), и стационарные платформы, устанавливаемые на больших глубинах.
Самая глубоководная стационарная платформа сооружена в 1980 на месторождении Коньяк в Мексиканском заливе (глубина воды 312 м). Разработаны проекты глубоководных стационарных платформ для глубин воды 450-600 м.
На шельфе арктических морей (например, море Бофорта) для бурения поисково-разведочных скважин сооружают также искусственные ледовые острова 2 х типов: плавучие и опирающиеся на дно.
Ледовые острова строят путем налива или набрызгивания морской воды на естественный лед.
По технологии закачивания скважин различают морское бурение с надводным или подводным расположением устья скважины.
Бурение с надводным расположением устья ведут со стационарных гидротехнических сооружений и с самоподъёмных буровых установок (СПБУ).
Технология бурения, закачивания и испытания морских скважин с надводным расположением устья аналогична подобным работам на суше.
Бурение морских скважин с подводным расположением устья производится с буровых судов, полупогружных и самоподъёмных буровых установок, а также с плавучих искусственных ледовых островов.
Самоподъёмные платформы с консольным расположением вышечного блока могут бурить скважины как с подводным, так и с надводным расположением устья, причём в последнем варианте устье располагается на отдельной стационарной платформе.
Техника и технология бурения скважин с подводным расположением устья имеют ряд отличий от техники и технологии бурения на суше.
После забивки в морское дно направления, играющего роль сваи, на нём устанавливают донную плиту, на которой с помощью водолазов или направляющих канатов монтируют подводный устьевой буровой комплекс массой 90-175 т и высотой до 12 м.
Комплекс соединён с плавучей буровой платформой водоотделяющей колонной, на которой снаружи закреплены линии манифольда и выкида.
Для натяжения водоизолирующей колонны применяют специальные системы натяжения, а в случае длинных колонн для уменьшения веса к ним крепят специальные поплавки.
Подводный устьевой комплекс включает: блок дивертора и переходный блок с системами управления; блок превенторов (превенторы с трубными, глухими и срезающими плашками, а также универсальные превенторы); аварийную акустическую систему управления противовыбросовым оборудованием и др.
Над верхним универсальным превентором может располагаться узел шарнирного соединения, допускающий изгиб водоотделяющей колонны в пределах до 10° в любом направлении.
На полупогружных буровых установках и буровых судах над вертлюгом размещают компенсатор вертикальных перемещений, позволяющий сохранять постоянную нагрузку на буровой инструмент при вертикальных перемещениях судна, вызванных волнением моря. Аналогичную технику применяют при бурении с искусственных плавучих ледовых островов.
При бурении с бурового судна с водоотделяющей колонной и подводным устьевым буровым комплексом максимальная глубина воды 2074 м, без водоотделяющей колонны (с выносом шлама на дно океана) - 6100 м.
Стоимость морского бурения выше, чем на суше:
в зависимости от климата - стоимость поисково-разведочной скважины (глубина около 500 м) составляет 3-6 млн. долл США для условий Мексиканского залива, 15-20 млн. долл США для условий Северного моря и до 50 млн. долл США на шельфе арктических морей;
в зависимости от глубины моря - на глубине 30 м стоимость бурения в 3 раза выше, чем на суше, на глубине 60 м - в 6 раз и на глубине 300 м - в 12 раз.
Бурение морских разведочных скважин на незамерзающем шельфе проводится почти исключительно с буровых установок погружного, полупогружного, самоподъёмного типов и буровых судов.
Бурение эксплуатационных скважин ведется со стационарных буровых платформ 1 или 2 мя буровыми станками.
Куст морских скважин на стационарной платформе может содержать 12 - 96 скважин.
Наметилась тенденция к росту числа эксплуатационных скважин с подводным закачиванием устья, бурение которых ведётся с самоподъёмных или полупогружных платформ.
История морского бурения.
В России морское бурение началось засыпкой Бибиэбатской бухты и последующим бурением с засыпанной территории.
В 1940 х гг. началось использование металлических свай и сварных оснований при глубине моря 4 - 10 м.
Затем стали использоваться стационарные платформы для бурения при глубине воды более 100 м.
Следующий этап - плавучие морские платформы и буровые суда различного водоизмещения.
Полигоном для внедрения новой техники и технологий стало Северное море.
В 1965 г. рекордная глубина моря при бурении составляла 193 м, то в 1979 г.-1487 м, в 1990 г. -2086 м и более.
В 1970-1980 гг. в Северном море были установлены морские стационарные платформы гравитационного типа, прообраз МЛСП Приразломная.
Подводное устьевое оборудование
На море широко используются комплексы подводного устьевого оборудования, устанавливаемые на морском дне.
Такое расположение позволяет наибольшие смещения плавсредства от центра скважины, а установленное на морском дне оборудование меньше подвержено механическим повреждениям.
Комплекс подводного устьевого оборудования (ПУО) предназначен для:
направления в скважину бурильного инструмента,
обеспечения замкнутой циркуляции бурового раствора,
управления скважиной при бурении и др.;
наземного закрытия бурящейся скважины с целью предупреждения возможного выброса из скважины при аварийных ситуациях или при отсоединении буровой установки в случае больших волнений моря.
Существует разные конструкций ПУО, обеспечивающих бурение скважин на различных глубинах моря.
Недостаток размещения ПУО на дне моря - сложность управления эксплуатации и ремонта.
Ниже показана схема расположения подводного комплекса устьевого оборудования на полупогружной плавучей буровой установке (ППБУ).
На палубе ППБУ постоянно смонтировано оборудование:
натяжные устройства 1 с направляющими роликами. 2, поддерживающие водоотделяющий стояк в постоянно натянутом состоянии и компенсирующие перемещения ППБУ относительно стояка, соединенного нижним концом с противовыбросовым оборудованием (ПО);
лебедки 4 с приводом для намотки и хранения многоканальных шлангов дистанционного управления ПО;
лебедки 5 для подъема и спуска многоканальных шлангов 9 и коллекторов 11 дистанционного гидравлического управления;
главная электрическая панель бурильщика 3 для управления ПУО и минипанель 6, гидравлическая силовая установка 7 с гидронасосами и пневмогидравлическими аккумуляторами;
манифольд регулированием дросселирования и глушении скважины 17;
блок противовыбросового оборудования 18;
компенсатор вертикальных перемещений бурильной колонны, подвешенный на вышке;
натяжные устройства 19, поддерживающие направляющие канаты постоянно натянутыми и компенсирующие перемещение платформы относительно подводного устьевого оборудования.
Комплектность подводного комплекса:
водоотделяющая колонна (морской стояк) 10,
многоканальный шланг 9, 15 коллекторы 11, плашечные превенторы 12, опорно-направляющее основание 13, опорная плита 14, направляющие канаты 16, верхняя и нижняя гидравлические муфты, шаровое соединение (угловой компенсатор), телевизионная камера телескопического компенсатора и другие узлы.
Особенности бурения морских нефтяных и газовых скважин
Отличия охватывают круг вопросов, связанных с:
конструкцией скважин в верхней (подводной) части,
забуриванием ствола скважины,
оборудованием противовыбросовыми устройствами устья скважины и др.
Особенность морского бурения - перемещение бурового судна (МБП))относительно подводного противовыбросового устьевого оборудования, размещенного над устьем бурящейся скважины и закрепленного на морском дне.
Для компенсации вертикальных перемещений бурильной колонны между талевым блоком и крюком устанавливается специальное устройство-компенсатор вертикальных перемещений.
Горизонтальные перемещения компенсируются специальным устройством - водоотделяющей колонной (стояком), устанавливаемым между подводным противовыбросовым оборудованием и палубой установки.
Буровая вышка испытывает дополнительные динамические нагрузки, возникающие во время качки, как при бурении, так и при переходе с оконченной бурением скважины на новую точку.
Циркуляционная система промывки скважины, очистки и приготовления бурового раствора выполняется закрытой и замкнутой, так как применение открытой желобной системы из-за качки затруднена.
Особенность работы механизмов автоматизации спуско-подъемных операций (АСП) на буровых установках, находящихся на плаву, связана с качкой плавучего бурового средства. Возникает необходимость в участии дополнительных механизмов: компенсатора вертикальных перемещений, нижнего захвата, нижнего магазина и др.
Выполнение спуско-подъемных операций с применением механизмов АСП при волнении моря, является сложным технологическим процессом. Совмещение операций свинчивания и развинчивания свечей с операциями спуска и подъема бурильной колонны, требует от буровой вахты высокой квалификации.
Обслуживание работ в море
Используют вспомогательные плавучие средства:
плавучие краны и крановые суда с набором комплекса сваебойного оборудования и оборудования для производства погрузочно-разгрузочных работ;
суда снабжения обычного типа и ледового класса;
морские буксиры, транспортные баржи;
суда по борьбе с пожаром, ЛАРН;
суда по доставке экипажа МБП, эвакуации персонала в случае аварий;
вертолеты обслуживания объектов в море.
перевозку опорных блоков и модулей верхнего строения МБП и установку их на месте эксплуатации;
установку подводных трубопроводов;
снабжение МБП и специальных плавсредств необходимыми материалами и инструментами на всех этапах освоения месторождения;
очистку акваторий морей от загрязнения;
ЛАРН, борьба с авариями и пожарами;
Правила работы на море.
1. Все члены буровой бригады, особенно бурильщики, должны хорошо знать:
геолого-технический наряд (ГТН),
особенности бурения в данном районе,
геологический разрез скважины, интервалы возможных осложнений.
2. Члены буровой бригады должны быть совместимыми друг с другом. Взаимоотношения внутри бригады могут играть решающую роль в экстремальных ситуациях (аварии, газовые выбросы, пожары и т.д.), при которых от буровой бригады требуется мастерство, хладнокровие, мужество и самоотверженность.
3. Все члены буровой бригады, должны иметь высокую квалификацию.
4. Процесс бурения следует выполнять в точности согласно технологическому процессу, без отклонений.
5. Дисциплина и бдительность во время всего техпроцесса строительства скважины.
6. Соблюдение правил техники безопасности. Каждый член буровой бригады должен твердо знать свои обязанности при нештатной ситуации.
7. Каждый член буровой бригады должен строго следовать должностной инструкции.
Бурение и внутрискважинные работы
Толщина бетонных стен основания — 3 метра, сверху они покрыты особо прочной сталью, поэтому такая конструкция способная выдержать любые природные нагрузки. Для дополнительной безопасности на скважинах установлено специальное оборудование, способное на глубине надежно перекрыть подъем нефти в случае необходимости.
Буровая вышка на МЛСП «Приразломная» надежно защищена от внешнего воздействия, что позволяет вести бурение в любую погоду. Грузоподъемность буровой — 547 тонн, она выдерживает ветровую нагрузку в 51 м/с. Буровая — это настоящий центр нефтедобычи на «Приразломной»: все скважины, общая перспективная длина которых превысит 200 км, бурятся из нее методом наклонно-направленного бурения.
В общей сложности проектом предусмотрен ввод в эксплуатацию 32 скважин. Они бурятся методом наклонно-направленного бурения и делятся на 3 типа: добывающие, нагнетательные (поддерживают давление в нефтеносном пласте) и поглощающая (в нее в соответствии с принципом «нулевого сброса» закачивается использованный буровой раствор, а также шлам и другие отходы).
Весь процесс бурения на платформе контролируется специалистами, которые снимают все геолого-технические параметры и в случае экстренной необходимости смогут перекрыть устье скважины и предотвратить возможные выбросы.
ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ ПРОТЯЖЕННЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА ПРИМЕРЕ СУХОПУТНОГО И ШЕЛЬФОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»
Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Тропин Артем Викторович, Вотчель Виталий Андреевич
В данной статье рассмотрены два месторождения, одно из которых расположено в пределах континентального шельфа Российской Федерации, другое - на суше. Приведены основные этапы проектирования и бурения скважин с горизонтальным закачиванием длиной более пятисот метров, а также рассмотрено современное комплексное внутрискважинное оборудование, поддерживающее стабильную работу скважин и равномерную выработку залежи вдоль ствола.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — Тропин Артем Викторович, Вотчель Виталий Андреевич
Анализ мирового опыта проведения ГТМ, применимых на ачимовских отложениях Уренгойского НГКМ Совершенствование конструкций скважин на ачимовские залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения Роль горизонтальных скважин при разработке низкопроницаемых, неоднородных коллекторов Опыт проведения избирательных повторных ГРП в горизонтальных скважинах на пласты викуловской свиты Каменного ЛУ Красноленинского НГКМ Особенности разработки шельфовых месторождений нефти i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы. i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.Текст научной работы на тему «ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ ПРОТЯЖЕННЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА ПРИМЕРЕ СУХОПУТНОГО И ШЕЛЬФОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ»
ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ ПРОТЯЖЕННЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА ПРИМЕРЕ
СУХОПУТНОГО И ШЕЛЬФОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ
1 2 Тропин А.В. , Вотчель В.А.
1Тропин Артем Викторович - магистрант;
2Вотчель Виталий Андреевич - магистрант, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Аннотация: в данной статье рассмотрены два месторождения, одно из которых расположено в пределах континентального шельфа Российской Федерации, другое -на суше. Приведены основные этапы проектирования и бурения скважин с горизонтальным закачиванием длиной более пятисот метров, а также рассмотрено современное комплексное внутрискважинное оборудование, поддерживающее стабильную работу скважин и равномерную выработку залежи вдоль ствола. Ключевые слова: континентальный шельф, горизонтальная скважина, устройства контроля притока, разработка месторождений, профиль скважины, многостадийный ГРП.
Технологии бурения и эксплуатации скважин на шельфе. НГКМ «Х»
Разработка удаленных от берега месторождений требует совершенствования новейших технологий бурения и заканчивания скважин [1], а также оптимизации их для достижения целей и задач проекта. Технологии строительства скважин с большим отходом от вертикали (БОВ) успешно применяются при разработке континентального шельфа РФ, а также в различных странах и регионах мира.
Проектные скважины шельфового месторождения «Х» будут отличаться рекордными для отрасли глубинами, замеренными по стволу. Поэтому, дальнейшее внедрение и совершенствование технологии БОВ (скважины с большим отходом от вертикали) в сочетании с использованием существующей инфраструктуры позволит свести к минимуму общий объем затрат, связанных с освоением месторождения «Х». Бурение добывающих скважин с большим отходом забоя от вертикали будет осуществляться, как с береговой площадки, так и с морского сооружения (платформы).
Требования к профилям ГС
Горизонтальные скважины бурятся, как правило [2], по пяти интервальному профилю, включающему:
- первый участок набора кривизны;
- участок стабилизации зенитного угла;
- второй участок набора кривизны;
Для обеспечения прохождения по искривленному стволу внутрискважинного оборудования, а также безаварийного строительства скважин максимально допустимые значения интенсивности и зенитного угла не должны превышать следующих значений:
- интервал набора и корректирования - 2 на 10 м;
- интервал стабилизации зенитного угла - 1° на 10 м;
- интервал уменьшения зенитного угла - 1,5° на 10 м;
Величины максимальных значений зенитного угла, отклонений забоев скважины от вертикали должны приниматься из расчета экономической целесообразности сооружения скважины как эксплуатационного объекта.
Проектирование профиля каждой скважины куста следует осуществлять с учётом закономерностей искривления по интервалам профиля для применяемых компоновок с условием обязательного ограничения по интенсивности искривления для обеспечения надежной работы внутрискважинного оборудования [3].
На рисунках 1 и 2 показаны примеры профилей отдельных скважин и трехмерные схемы их траекторий. Глубины спуска обсадных колонн будут определяться для каждой скважины отдельно с учетом ее назначения, вскрываемых пластов, а также задач оптимизации процессов бурения и заканчивания.
Рис. 1. Трехмерное изображение траекторий скважин БОВ, пробуренных с береговой буровой
Рис. 2. Трехмерное представление траекторий морских скважин БОВ
Скважины планируется заканчивать с протяженными горизонтальными или близкими к горизонтальным участками длиной до 3000 м или более, которые в одном интервале ствола вскрывают один или несколько продуктивных пластов.
Выбор скважинного и устьевого оборудования
Предусмотренное проектом скважинное оборудование пригодно для использования как в фонтанирующих, так и газлифтных скважинах. Конструкция добывающих скважин, в том числе скважинное и устьевое оборудование, представлены на рисунке 3.
Рис. 3. Типовая конструкция добывающей скважины на шельфовом месторождении «Х»
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.Все нефтедобывающие скважины проектируются и заканчиваются готовыми к проведению операций по газлифту. Все скважины оборудуются компоновками со скважинными камерами с эксцентричным расположением клапана. Это позволит использовать газлифтные клапаны, приводимые в действие давлением газа в межколонном пространстве (IPO - Injection Pressure Operated - управляемый давлением нагнетаемого газа). Использование клапанов, приводимых в действие давлением нагнетаемого газа, является стандартной технологией, используемой в течение многих лет во многих районах мира. В настоящее время, в Северном море более 90 % новых газлифтных установок используют клапаны, приводимые в действие давлением межколонного газа.
Для газлифта используется газ высокого давления с установок для обратной закачки газа в пласт. Этот сухой газ (который снимет проблему возможного образования газогидратов) затем закачивается на устье скважины в кольцевое пространство.
Конструкция газлифтных клапанов предусматривает возможность сохранения их работоспособности даже в случае невозможности их извлечения из скважины. В сильно искривленных скважинах большого диаметра и с большим отходом от вертикали замена клапана осуществляется при помощи инструментов, доставляемых на забой при помощи скважинных тракторов.
Наличие возможности получения высокого давления газа для газлифта требует применения только одного или двух газлифтных клапанов для достижения требуемого максимального объема закачки.
При газлифте энергетический смысл ввода рабочего агента заключается в снижении плотности и, соответственно, давления столба газожидкостной смеси в лифте. В горизонтальной трубе дополнительный ввод газа не будет облегчать давление столба, а лишь увеличивать гидравлическое сопротивление пропорционально квадрату скорости потока. Поэтому глубина установки рабочего клапана должна обеспечивать газирование столба жидкости максимальной высоты (по вертикали) то есть соответствовать глубине перехода от наклонного к горизонтальному (слабо наклонному) стволу.
Особенности эксплуатации скважин с БОВ.
С учетом геологических и технологических особенностей месторождения недропользователь вынужден бурить скважины с большим отходом от вертикали, в том числе и многоствольные. Основной проблемой при эксплуатации скважин является перепады давления вдоль ствола скважины, вызванные тектоническими нарушениями или особенностью насыщения коллектора. С целью избежать данную проблему на месторождении используются фильтры пассивного и активного контроля притока. Высокая вязкость нефти способствует прорыву воды из высокопроницаемых интервалов. С учетом активного водонапорного бассейна данная проблема вызывает преждевременное обводнение скважин и локальную деформацию уровня ВНК в районе дренирования.
Устройство регулирования притока (ICD-фильтр) используется для регулирования перепада давления по стволу скважины в пределах границ продуктивного пласта-коллектора с целью сокращения притока из высокопроницаемых интервалов и с целью увеличения притока нефти из интервалов с более низкой проницаемостью. На уровне высокопроницаемого интервала устанавливается заградительная муфта, в результате чего создается дополнительное сопротивление в потоке добываемого флюида, что позволяет выравнивать распределение притока вдоль скважины. Тем самым сокращается приток из данного интервала, что в свою очередь ведет к долевому росту притока из других интервалов.
Благодаря разбухающим пакерам, установленным в обсадной колонне, поток не может обойти ICD-фильтр по заколонному пространству в стволе скважины. Жидкость поступает в трубу через противопесочный фильтр и затем проходит через керамические насадки. Отметим, что данный способ управления притока является пассивным и не требует регулирования с поверхности.
Технологии бурения и эксплуатации скважин на суше
Рассмотрим технологию бурения и освоения на суше на примере скважин вскрывающих ачимовские толщи Уренгоского НГКМ.
Продуктивные пласты ачимовских отложений отличаются значительной степенью геологической неоднородности и изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу, поэтому перспективным вовлечением в разработку ачимовских залежей Уренгойского региона является бурение скважинам следующих типов: субгоризонтальными скважинами (ГС600 м) и пологими скважинами (ГС1000 м) с последующим проведением многостадийного ГРП (3-6 стадий).
Естественная температура в ачимовских отложениях в среднем составляет 90 оС. Пластовые давления (интервал 3530-3750 м) имеют явно выраженный аномально высокий характер. Коэффициент аномальности достигает величин 1,45-1,75, а иногда и выше. На глубине 3500 м вскрываются высоконапорные газоконденсатные залежи с пластовыми давлениями, превышающими 60 МПа. Коэффициент аномальности здесь 1,66 [4].
Конструкция и крепление скважин.
Пластовые давления горизонтов Сортымской свиты (пласты БУ]0-БУ]6) с Кдвщ до 1,15 не совместимы по условиям единовременного вскрытия с пластами Ачимовской толщи (Кавпд до 1,66), что обуславливает необходимость спуска хвостовика в интервале от 3490 до 3770 м (от 3904 до 4194 м). Для субгоризонтальных скважин хвостовик устанавливается в интервале по вертикали от 3430 до 3879 м [по длине от 3782 до 4632 м], для пологих в интервале по вертикали от 3375 до 3775 м . Хвостовик спускается с целью изоляции и качественного освоения продуктивных отложений. Для подвески колонны и гарантированной герметизации заколонного пространства в голове хвостовика предусмотрено применение подвесного устройства с пакерующими элементами [4].
Эксплуатационная колонна спускается для перекрытия низконапорных горизонтов БУ Кавпд до 1,15 и части переходной неустойчивой зоны с коэффициентом аномальности. Исходя из вышеизложенного, глубина спуска эксплуатационной
колонны принята для субгоризонтальных (ГС600 м) - 3530 м по вертикали, для пологих (ГС1000 м) - 3530 по вертикали (3888 по стволу).
Промежуточная колонна спускается на глубину 1400 с целью перекрытия сеноманских отложений, зон поглощения, прихватов, обеспечения возможности проведения геофизических исследований в открытом стволе при бурении под эксплуатационную колонну.
Нулевая изотерма мерзлых пород распространяется до глубины 390 м, поэтому глубина спуска кондуктора составляет 450 м, с установкой башмака в плотные глинистые породы.
Профиль пологих скважин ^ГС=1000 м) с МГРП представлен на рисунке 4 [4]. Схема хвостовика для проведения МГРП приведена на рисунке 5 [4].
Рис. 4. Профиль пологих скважин с длиной горизонтального участка 1000 м
Рис. 5. Схема заканчивания субгоризонтальных скважин с МГРП
Освоение добывающих и нагнетательных скважин Уренгойского НГКМ.
Перед началом работ по освоению производится скребкование эксплуатационной колонны диаметром 178 мм в зоне установки эксплуатационного пакера и хвостовика диаметром 114 мм и производится заполнение скважины соляным раствором KCl плотностью 1130 кг/м3. После скребкования производится шаблонирование эксплуатационной колонны диаметром 178 мм для определения проходимости эксплуатационного пакера.
Затем в скважину спускается на колонне НКТ 89 мм комплекс подземного оборудования (КПО).
Колонна НКТ устанавливается на подвесном устройстве в трубной головке и производится проверка на работоспособность датчиков давления, температуры, клапана отсекателя и инъекционного патрубка. Далее производится опрессовка внутреннего пространства НКТ и запакеровка пакера с последующей опрессовкой затрубного пространства.
Далее проводят подготовительные работы к МГРП, для этого необходимо:
- смонтировать арматуру ГРП (включая протектор) на буферную задвижку ФА;
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.- обвязать устье факельной линией и нагнетательной линией (линией контроля) согласно утвержденной схеме обвязки устья при ГРП. Опрессововать факельную линию c отсекающей задвижкой и нагнетательную линию (совместно с ФА до коренной задвижки) в присутствии представителя СВЧ и Заказчика, составить акт, передать скважину по акту руководителю ГРП;
- расставить технику для ГРП согласно утвержденной схеме;
- произвести обвязку техники для ГРП через блок манифольдов с устьем скважины;
- произвести опрессовку нагнетательного манифольда ГРП до задвижки на устье скважины в присутствии представителей СВЧ и Заказчика, составить акт и получить разрешение на проведение ГРП;
- поднять давление в трубном пространстве до 26,5 МПа для открытия нижней циркуляционной муфты;
- произвести тестовое мини-ГРП;
Далее проводят закачку основного ГРП на первый порт, затем повторяют операции для следующего порта. После проведения интенсификации притока методом ГРП скважина плавно пускается в работу и выполняется очистка призабойной зоны пласта в течение 3-5 суток при депрессии до 30 % от пластового давления. После очистки ПЗП и ствола, скважина запускается в шлейф УКПГ. После стабилизации параметров работы скважины проводятся ГКИ.
Принципиальные отличия. На месторождениях шельфа, как правило, строительство скважин отличается высокой стоимостью, высоким риском потери эксплуатационных стволов и обрывов скважинного оборудования в силу высокой протяженности скважин по длине ствола. Регулирование и контроль за выработкой на месторождениях шельфа осуществляется с помощью противопесчаных фильтров, активных гидравлических задвижек и средствами пассивного контроля притока. С целью увеличения охвата области дренирования проводится бурение многоствольных скважин путем зарезки в материнский ствол боковых стволов. Использование методов воздействия на пласт по типу гидравлического разрыва не представляется возможным в связи со сложной конструкцией заканчивания скважины. Напротив, на месторождениях суши основным способом увеличения областей дренирования скважин является многостадийный гидравлический разрыв пласта, в результате выполнения которого создаваемое на забое давление разрыва не повредит внутрискважинному оборудованию и способствует эффективному созданию системы трещин. Общим способом контроля за выработкой по длине горизонтального участка является профилеметрия.
1. Дополнение к Технологической схеме разработки нефтегазоконденсатного месторождения «Х» по состоянию изученности на 01.01.2018. Отчет в 6-ти томах, 2018.
2. Кузнецов В.Г., Лаврентьев Ю.В., Казанцев А.Е. и др. Особенности бурения скважин на шельфе. г. Тюмень. ТюмГНГУ, 2013. 80 с.
3. Будников В.Ф., Проселков Е.Ю., Проселков Ю.М. Основы технологии горизонтальной скважины [Текст] / пер. с англ. и ред. Краснодар: «Сов. Кубань», 2013. 424 с.
4. Дополнение к единой технологической схеме разработки Ачимовских отложений Уренгойского месторождения: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз», ОАО «СибНАЦ»; Руководитель Нестеренко А.Н. Тюмень, 2014.
Читайте также: