- •Задание на выпускную работу
- •Оглавление
- •Введение
- •1. Геологические особенности месторождений (сахалин-1)
- •1.1. Проекты освоения месторождений шельфа острова Сахалин
- •1.2. Общие сведения о месторождении
- •1.2.1. Проект "Сахалин-1"
- •1.3. Процесс образования нефти и газа и их свойства
- •2.Добыча и транспортировка нефти
- •1.3. Характеристика геологического строения месторождения Сахалин-1
- •1.3.1. Геологическое и стратиграфическое строение месторождения
- •1.3.3. Гидрогеология
- •1.3.4. Физико-химические свойства нефти
- •2. Характеристика осуществляемых проектов
- •2.1. Характеристика месторождения Чайво
- •2.2. Характеристика месторождения Одопту
- •2.3. Характеристика месторождения Аркутун-Даги
- •3. Инновационные буровые платформы
- •3.1. Основные понятия о буровых платформах
- •3.2. Буровая установка «Ястреб»
- •3.3. Буровая платформа «Беркут»
- •4. Инновационные технологии добычи нефти на континентальном шельфе
- •4.1. Технология скоростного бурения.
- •4.2. Технология проводки горизонтальных скважин
- •4.3. Решение проблем на стадии подготовки проекта и в процессе его выполнения
- •4.4. Профиль скважины и обеспечение его фактического исполнения
- •4.4.1. Конструкция скважин
- •4.4.2. Промывочная жидкость
- •4.5. Технологии применяемые для ликвидации разливов нефти
- •4.6. Месторождения нефти и газа Арктического шельфа
- •5. Экологические факторы воздействия нефтедобычи на окружающую среду
- •5.1. Экологические проблемы, связанные с добычей нефти в море
- •5.2. Правовая основа экологического мониторинга
- •5.3. Экологические аспекты изучения и освоения нефтегазовых ресурсов континентального шельфа
- •6. Экономические освоение нефтяных месторождениях и «сахалин-1»
- •Экономические показатели реализации проекта на условиях срп
- •6.1. Экономические предпосылки и возможные результаты изучения и освоение нефтяных месторождениях
- •ExxonMobil и «Роснефть» остановят падение добычи на «Сахалине-1»
- •6.2.Реализация сахалинских нефтегазовых проектов способна развить экономику и энергетику отдаленных северных российских регионов
- •7. Патентный обзор Способ сооружения морского технологического комплекса
- •Способ сооружения скважин с отдаленным забоем
- •Морская буровая платформа и способ предотвращения загрязнения акватории пластовыми водами
- •Использованные оборудовании
- •Заключение
- •Литература
4.3. Решение проблем на стадии подготовки проекта и в процессе его выполнения
Поскольку задачи подобной сложности при бурении горизонтальных скважин российскими нефтяными компаниями в тот период не решались, вполне естественно, что российское буровое оборудование и технологии не удовлетворяли требованиям проекта.
Для строительства скважин на Северном куполе Одопту-море используется оборудование — буровая установка, долота, бурильные и обсадные трубы зарубежных фирм (IRI, IDEKO, CANRIG, Grant, Sumitomo, Securiti). Установка, грузоподъёмностью 400 тонн, оснащена верхним приводом, имеет морское исполнение электрооборудования; обеспечивает возможность передвижения вышечного блока для кустового бурения. Установка имеет механизированную систему приготовления и очистки бурового раствора, адаптированную под использование бурового раствора на углеводородной основе (инвертной эмульсии), есть возможность сбора шлама для последующего вывоза и утилизации. По мере накопления опыта производится модернизация и дооснащение оборудования. Так, был смонтирован третий буровой насос, произведена замена и пополнение оборудования для очистки раствора. Изменения в технологии проводки скважины обусловили необходимость дальнейшей модернизации системы очистки.
Работы по исполнению траектории, а также по геофизическим исследованиям в процессе бурения горизонтального ствола, ввиду отсутствия приемлемых российских аналогов, пришлось поручать специализированным зарубежным компаниям.
Спуск 244,5 мм технической колонны до отметки не менее 4000 м в практически горизонтальный ствол является наиболее сложной операцией при строительстве скважин на месторождении Одопту-море (Северный купол). На первой скважине — № 202 колонна остановилась на отметке 3677 м, вместо проектной глубины — 4000 м.
Проведенные расчеты сил и моментов при спуске обсадных колонн в условно-горизонтальный ствол показали, что заполненная буровым раствором колонна до отметки более 5000 м не дойдет. В качестве альтернативы в рабочий проект, после проведения расчетов на смятие, ввели дополнение: спуск 9" колонны — проводить без заполнения ее буровым раствором. Расчеты также показали, что условия спуска колонны значительно улучшатся, если нижнюю половину скважины заполнить раствором большей плотности, например, р=1250кг/м3, а верхнюю — меньшей, например, р = 1180 кг/м3. В этом случае нижняя часть колонны будет в большей степени облегчена, в то время как верхняя часть колонны в большей мере сохранит свой вес для создания движущей силы.
По вышеописанной технологии произведены успешные спуски колонн 9 5 /8 " во все скважины, в т.ч. за 44 часа до отметки на 6446 м в скважину № 208.
4.4. Профиль скважины и обеспечение его фактического исполнения
Наиболее приемлемым для данных условий бурения был признан 9-интервальный профиль скважины, основные достоинства которого: возможность получить максимальное отклоне- ние от вертикали, при относительной простоте реализации. Исходя из условий последующей эксплуатации, в целях обеспечения проходимости колонн, для всех скважин была принята длина вертикального участка в 200 м и большой радиус искривления, равный 382 м.
Расчеты проектного профиля производятся в нескольких вариантах, с учетом возможных углов падения пород целевого горизонта.
При бурении горизонтальных скважин все операции (выбор оптимальных параметров режимов бурения, профилактические проработки, спускоподъемные работы, цементирование и т. д.) подчинены решению основной задачи — получению качественно обсаженного ствола, проведенного по заданной траектории. Поэтому все операции строго регламентируются.
На первых 10 скважинах применялась следующая технология:
после крепления скважины удлиненным направлением, бурение долотами 0 444,5 и 311 мм (в том числе и набор угла с интенсивностью 0,8—2,7°/10 м) выполнялось турбинно-роторным способом с компоновкой низа бурильной колонны (КНБК), включающей забойные отклонители. Ствол 0 215.9 мм бурился, как правило, роторным способом. Помимо обеспечения стабилизации ствола, выбор КНБК и технологии бурения (способа, параметров режима, типа долот) был обусловлен необходимостью минимизации числа СПО для предотвращения желобообразования. Существенную роль в минимизации СПО сыграл переход на лопастные долота, армированные материалом РДС, что позволило довести среднюю проходку на долото 0 311 мм до 3200 м
В процессе бурения осуществлялась корректировка проектного профиля, рассчитывались ожидаемые осевые нагрузки и крутящие моменты при бурении и креплении скважин, выполнялись гидравлические расчеты промывки при бурении, выбор компоновки бурильной колонны с целью снижения величины крутящих моментов. Для последующего анализа составлялись сводные таблицы с параметрами режимов бурения, параметров бурового раствора, баланса календарного времени и др.
Результатом выполняемого мониторинга бурения скважин, наряду с приобретаемым буровой бригадой опытом, явилось постоянное улучшение технико-экономических показателей бурения, достижение высоких технологического и экономического эффектов. Так, коммерческая скорость достигла величины около 2200 м/ст. мес. и стоимость метра проходки около 1000 Однако практическая стабилизация указанных показателей на последующих скважинах показала, что организационные и технические возможности данной технологии близки к исчерпанию. Кроме того, практика выявила ряд существенных недостатков применявшейся технологии.
При работе забойным отклонителем по изменению траектории ствола скважины в горизонтальном стволе при больших отходах компоновка зависала, а для проталкивания компоновки приходилось вращать ее верхним приводом. Таким образом, при работе забойным отклонителем, после проталкивания компоновки, бригада вынуждена была снова ориентировать отклонитель в необходимом направлении, что приводило к дополнительным затратам времени на бурение скважины. Вследствие этого, пробуренный ствол скважины получался в виде синусоиды. При длине ствола более 5000 тыс. м прогрессивно падала управляемость компоновки, т.е. возможности оперативного изменения траектории ствола.
В процессе проработок ствола скважины, при наличии в компоновке бурильной колонны забойного отклонителя, происходило увеличение диаметра ствола скважины. Все это приводило к затяжкам инструмента в процессе подъема бурильной колонны и затруднениям при спуске обсадных колонн.
Приобретенный опыт, навыки бурения скважин с большими отходами, опыт зарубежных фирм позволил для бурения одиннадцатой и двенадцатой скважины (№№ 216 и 217) долотами 0 311 и 215.9 мм использовать КНБК с роторной управляемой системой (РУС).
Подтвердились преимущества РУС перед КНБК с забойными двигателями: лучшая управляемость; плавное изменение траектории; отсутствие потерь времени на ориентированное бурение (забойным двигателем); уменьшение давления, возможность повышения подачи насосов; повышение суточной проходки и улучшение очистки ствола от шлама за счет вышеперечисленных факторов.
Кроме того, выявлено уменьшение шламо- образования и связанное с этим сокращение расхода материалов для приготовления раствора, затрат на вывоз шлама и значительное улучшение условий работы вибросит за счет более равномерного распределения нагрузки на них во времени.
В целом, результатом применения РУС явилось увеличение коммерческой скорости на 25—32 % при практически неизменной стоимости метра.