Лекция 1
Во вступительной лекции к любой дисциплине я обычно привожу статистические данные, характеризующие общее состояние отрасли и изменения в доле применения новых технологий. Реконструкция, восстановление, а иногда и ликвидация скважин являются вынужденными операциями, но решение сложных задач при таких работах способствуют развитию технологий в нефтегазовой отрасли в целом. Это и будет предметом первых двух лекций.
В РФ строительство поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин осуществляется в основном нефтегазовыми компаниями, такими как ПАО НК: «Роснефть», «Лукойл», «Сургутнефтегаз», «Газпром нефть», «Татнефть», «Газпром», «Руснефть» и многими другими. Бурение параметрических, опорных, структурных, поисковых и разведочных скважин (см. приложение) осуществляется за счёт бюджетных средств чаще всего предприятиями, входящими в министерство природы (Росгеология). Однако, учитывая лучшую технико-технологическую оснащённость и достигнутые ТЭП бурения буровых компаний работающих на устойчивом объёме ведущих нефтегазодобывающих компаний, делается попытка привлечь их для строительства скважин этого вида.
В табл.1 приведены некоторые материалы, опубликованные в журнале «Бурение и нефть» №5 2016г. (из статьи министра энергетики РФ Новака А. В.- ТЭК России. Итоги 2015)
Табл.1
| №,№ п.п. | Добыча нефти,газа и газ. конденсата | 2000г. | База (2012,13,14,15)г. Min/Max | Прогноз 2020/2035 | Место и доля РФ В мире |
| Добыча нефти,газа и газ. Конденсата, млн. Т | 323,5 | 518,1/534,1 | 525/525 | 1-12% | |
| Добыча газа, млн. М³ | 635,5/668,2 | 723/885 | 2-17,7% | ||
| 3* | Проходка в бурении, тыс. м(к 2014) В т.ч. экспл. Резв. | 18008/22152 +2327(11,7%) - 175(-17,7%) | |||
| Прирост запасов нефти, млн.т | 7100(2015)/7758 | ||||
| 5* | Капитальные вложения в нефтедобычу, млрд. руб | 727/1051(+9,5%) |
В нефтегазовой отрасли России бурение горизонтальных скважин (ГС) остается показателем уровня применения новых технологий. Согласно, опубликованных статистических данных, по России и ведущим нефтегазовым компаниям, доля горизонтального бурения в эксплуатационной проходке составляет, соответственно:
1. По России- 30,4%.
2. По ведущим нефтегазовым компаниям:
- Роснефть- 1606,1тыс. м (32,1%; Газпром нефть- 1250,1тыс. м (45,7 %); Лукойл- 981,3тыс.м (26%);Сургутнефтегаз - 315 тыс. м (7,7%)%;Тат нефть- 163 тыс. м (42,6 %); Газпром- 75,7 тыс. м (23,9%); ЭКСОН НЛ (Сахалин -1)- 55,3 тыс. м (90,6%);НОВАТЭК- 25,8 тыс. м (100%).
Изучаемая Вами дисциплина определена названием: - «Реконструкция и восстановление нефтяных и газовых скважин». В большинстве известных обзоров по этой теме приоритетно освещаются: - актуальность бурения боковых или дополнитель-ных стволов (БС / ДС);- основные цели и результаты реализуемые бурением БС; - выбор скважины для бурения, метода и схемы заканчивания БС/ДС; и.т.д.
Однако ряд примеров мирового и российского опыта освоения нефтяных и газовых месторождений показывает, что авария на одной из скважин порой оказывают влияние на куст или промысел в целом. Вот некоторые результаты из подобных примеров:
Пример 1
1. Северное море, месторождение Экофиск (1985)г. Проведена уникальная операция по наращиванию надводной части МСП на 6м. При этом работало 130 судов большой грузоподъёмности с координацией связи с использованием системы космических спутников. Как основная причина проседания (опускания) основания платформы на 6м сообщается, что таковой явилась эксплуатация скважин с дебитом по каждой1500 т/сут. при значительном выносе песка из продуктивного пласта. Количество скважин на МСП и численные характеристики по выносу песка не приводились. Вывод по примеру на основании данных сообщения: - Завышенная интенсивность отбора нефти из неустойчивого продуктивного песчаного коллектора привела к необходимости реконструкции МСП.
2. Пример2
3. По данным компании ВР её затраты по ликвидации аварии связанной с открытым выбросом нефти с глубокой скважины с АВПД, строящейся морской платформы и устранению экологических последствий за (2010÷2016)г. составили 61,6 млрд. долларов. Окончательную сумму затрат по этой аварии ВР пока не прогнозирует.
Причины аварии:
3.1 По заключительному отчёту ВР: - некачественная установка цементного моста, неправильное тестирование давления в скважине, несрабатывание противопожарной системы. Несоответствие конструкции отрицается.
3.2 По докладу Спец. Бюро США: 35 причин, по 21й вина ВР. В т.ч. несовершенство конструкции (мало колонн).
Техногенные последствия: -нефтяное пятно 75км²; попадание нефти в воду5000÷100000баррелей/сутки; подводный шлейф нефти на гл.1000м-35км. Ликвидация последствий 152 дня(20апреля-19сентября 2010г.). Донный купол(со второй попытки). Две противофонтанные скважины.
Из вышеприведённых объёмов бурения ГС в России, к высокотехнологичным скважинам в настоящее время можно отнести:
-бурение скважин с сверхбольшим отходом от вертикали и с большим отходом от вертикали и пространственными характеристиками (ГС СБОВ и ГС – БОВ -3 D);
-бурение ГС скважин с большим диаметром эксплуатационной колонны(Ø≥244,5мм) и прогрессивными схемами их заканчивания;
-бурение ГС, многозабойных, параллельных, восходящих, радиальных и.т.д.;
-бурение ГС в разрезах, характеризующихся АВПД и осложнениями.
Поэтому рассмотрим проведение реконструкции проектов на сложных объектах.
Пример3
Вариант проведения доразведки месторождения для сложного куста скважин с МЛСП предложенный сотрудниками одного из ведущих институтов по разработки России. (рис.1 и рис.2).
Рис.1. Куст нагнетательных и добывающих скважин с МЛСП
В этом примере решение вопроса проведения доразведки (уточнение распределения на месторождении запасов категории С1 и С2 реализуется при выполнении программы бурения и испытания дополнительного разведочного ствола.
На рис.2 показаны горизонтальная, вертикальная проекция и трехмерное изображение реализации этих изменений в проекте строительства скважин сМЛСП.
Рис. 2. Горизонтальная, вертикальная проекции и 3Д дополнительного ствола скважины с МЛСП.
На рис. 3 Приведен вариант решения поисковой задачи бурением дополнительного ствола из эксплуатационной скважины на МЛСП. Разработчиком предложение представлено в 2008г. Бурение ствола по возможному не представляет особых трудностей. Однако помимо влияния на характер разработки задержки ввода в эксплуатацию первой нагнетательной на время строительства дополнительного ствола, требуется замена дорогостоящего ПВО на комплект, учитывающий необходимость вскрытия АВПД с Ка=1,8 и соответственно замена технической колонны Ø244,5мм. С учётом аварии на МСП в мексиканском заливе даже при наличии нового проекта на строительство дополнительного ствола и проекта реконструкции бурового комплекса МЛСП, для вскрытия зоны АВПД перспектива получения положительных заключений экспертиз(утверждённых в РФ) практически
не возможна. При этом возможные риски кратно превышают выгоды в сравнении с бурением поисковой скважины с СПБУ.
Рис.3 Дополнительный ствол для решения поисковой задачи из эксплуатационной скважины МЛСП.
Пример 4
Необходимость восстановления скважины возникает часто ещё при бурении пара-метрических скважин. В зарубежной практике скважины, бурение которых проводится в малоизвестных условиях (давления, осложнения) и за рубежом называются «Дикая кошка» (пример разведочной скважины Нижний Эвай №1 встречено давление 525 атм., вместо 350). При разработке проекта строительства вертикальной параметрической скважины Алтатинско - Никольской на глубина 7200м (рис.4) для прогнозирования давлений и осложнений при бурении в условиях соляно-купольной тектоники имелись данные только по двум скважинах, пробуренных на расстоянии 23 и 102км. По одной из скважин Чёрная Падина №2, продуктивных пластов имеющих промышленное значение вскрыто не было. Поэтому проводились работы по извлечению незацементированных обсадных труб, при этом были подняты некоторые трубы(Ø245мм с толщиной стенки 12мм) протёртые до сквозных отверствий). Для выполнения целей строительства сверхглубоких скважин в «Грознефти», предусматривались съёмные и поворотные части технических колонн. В этом проекте учитывая существенное увеличение проходки на долото (РDС) предусмотрена техническая колонна Ø273мм с толщинами стенок 15,88 и 17,03мм.
Рис.4 График совмещённых давлений параметрической скважины Алтатинско-Никольской площади.
В отличие от скважин буряшихся на шельфе, при бурении специальных скважин для ликвидации открытых фонтанов при разрушенном устье скважин в России, по применяемым техническим и программным средствам, в настоящее время реализуются методы и оборудование разработанные (в основном) в советское время. Исключением является применение телеметрических систем. Однако по важности обеспечения экологической безопасности, сложности процессов проектирования и реализации, строительство таких скважин (особенно для условий шельфа) следует определить, как приоритетное для применения самых инновационных технолого-технических, научно-методических и программных средств. Ниже приведены примеры по двум специальным скважинам ликвидация последствий аварий на которых была необходима в одном случае для восстановления нормальной эксплуатации куста скважин (рис.5), в другом случае эксплуатацию ПХГ.
Пример5
Рис.4 Проводка специальной скважина на о. Гафовича, примыкающий к о. Сахалин.
Пример 6
Опыт ликвидации аварийной скважины на подземном хранилище газа (ПХГ) методом прямой стыковки стволов на заданной глубине.
История возникновение утечки и геотехнологическая ситуация на момент ликвидации потерь газа из хранилища.
Разведочная скважина 16 была пробурена в пределах Кирюшкинской площади в 1953г. В процессе её строительства возникло газопроявление, с появлением грифонов на расстоянии до 350-600м от устья. По причинам недопустимых нарушений технологии (спуск и цементирование кондуктора при вскрытом газовом пласте, спуск эксплуатационной колонны с мембраной в башмаке при газопроявлении через лубрикатор (с поршневанием) произошёл прорыв газа по заколонному пространству за кондуктором с переходом в открытый фонтан. Вышечный блок буровой установки А-40 с роторным блоком упал и утонул в кратере. Фонтан был заглушен в 1954г. путем заводнения продуктивных горизонтов через три специальные, наклонно-направленные скважины 16Н-1, 16Н-3, 18. Всего было закачено 344000 м3 воды (фонтанирование газа в кратере прекратилось после закачки 184 500м3), 60 м3 бурового раствора. Крепление цементным раствором проводилось через скважину 16Н-1(затрачено 80тн цемента) В результате аварии и проведённых работ на поверхности на месте устья скважины 16 образовался кратер диаметром 20 м, заполненный пульпой.
В отработанной антиклинальной структуре было построено Кирюшкинское ПХГ, которое было введено в 1973 г.
В 2004 году открытое газопроявление в кратере скважины 16 возобновились (возможно после бурения в 100м от кратера наблюдательной скважины №688).
В 2008 г. была предпринята безуспешная попытка ликвидации этого газопроявления путем цементирования потенциально газоносных горизонтов Кунгурского, Калиновского и Сосновского через зоны перфорации из скважины 18 и через боковой ствол, пробуренный из той же скважины в сторону аварийного ствола. В 2009г. закачка газа в Кирюшкинское ПХГ была прекращена, а производился интенсивный отбор газа. В 2010г. приступили к строительству специальной наклонно-направленной скважины для обеспечения стыковки со стволом аварийной скважины16 в пределах непроницаемой покрышки над продуктивным пластом.
Технология электромагнитного наведения и план прямой стыковки стволов специальной скважины 16-4 с аварийной 16. Прямая стыковка двух стволов решается электромагнитным методом [2,3], разработан-ным сотрудниками фирмы «ГеЛА» (геофизика и ликвидация аварий).
Технология электромагнитного наведения состоит в последовательном чередовании бурения и измерений электромагнитным методом. Работы по электромагнитному наведению можно разбить на два этапа: 1). Этап поиска ствола, 2) Этап стыковки со стволом.
Целью первого этапа является определение фактического положения аварийного ствола на глубине, т.к. вследствие накопленной погрешности ствол может находиться в десятках или даже сотни метров от места, предполагаемого по инклинометрии. Работы первого этапа заканчиваются определением глубины сближения стволов на кратчайшее расстояние, и определением в этой точке расстояния до аварийного ствола и пеленга на него.
На этапе стыковки ствол бурится по извилистой траектории (участки с противоположным изменением азимута). Цель работ электромагнитного метода – привести забойную часть специального ствола в створ с аварийным на заданной глубине.
В наводимую противофонтанную скважину на каротажном кабеле спускают зонд (рис.1), состоящий из трехкомпонентного датчика магнитного поля и электрода. Второй электрод располагается на поверхности земли. Через электроды пропускается переменный ток. При наличии в окрестности наводимого ствола металлических труб, расположенных в аварийном стволе, в них возбуждается аномальный ток, который создает аномальное переменное магнитное поле. Силовые линии поля могут быть изображены концентрическими окружностями с осью, расположенной вдоль оси аварийных труб (Рис.1А).
Измерив, вектор аномального переменного магнитного поля, определяют плоскость, проходящую через ось аварийной скважины и точку измерения. На плане перпендикулярном оси аварийной скважины проекция этой плоскости представляет собой линию, направленную из точки измерений на проекцию оси аварийного ствола (пеленг). Проведя измерения в нескольких точках можно определить положение аварийного ствола относительно бурящегося, как геометрическое место точек пересечения пеленгов (Рис.1Б). 
Рис.1. Схема электромагнитного метода наведения ствола специальной скважины на ствол фонтанирующей.
Глубина скважины № 16 перед возникновением открытого фонтана в 1953г. составляла 462 м. На рис.2 показаны геологический разрез, а также приведён стандартный каротаж и конструкция аварийной скважины.
Устье скважины 16 находится под водной поверхностью кратера, и известными являются только его проектные координаты. Проведение поиска ствола аварийной скважины 16 в интервале Калиновской свиты осложнено близостью обсадных колонн противофонтанных скважин № 16Н-1 № 16Н-3, №18 (основной и боковой ствол) (рис.3). Скважина 16 бурилась как вертикальная и инклинометрия в ней не проводилась. Согласно статистике прямых стыковок скважин [4] в фактическое отклонение планового положения ствола на глубине от вертикали, проходящей через устье скважины, может составлять 3% от глубины. Область вероятного положения аварийного ствола определена конусом с вершиной в точке устья и радиусом круга до 9м в основании на глубине 308 м расположения гидрохимической свиты (Рис.3В)
Рис.2 Геологический разрез и конструкция скважины 16 Кирюшкинской
Стратегия планируемых работ была выбрана так, чтобы:
1. В пределах гидрохимической свиты, стыковочный ствол о был бы наиболее близок к аварийному стволу.
2. Стволы соседних скважин создавали бы минимально возможные помехи электромагнитному наведению. Для этого устье скважины 16-4 расположили в азимуте 157 градусов от устья скважины 16 (рис 3Б).
А).
Б). В).
Рис. 3. Пространственное расположение стволов скважин аварийной16 и специальных направленных 16Н-1, 16Н-3, 18 (А). Горизонтальные(Б) и вертикальные(В) проекции стволов скважин при прведении работ по ликвидации утечки газа в 2010г. Профили поискового и стыковочного стволов скважины 16-4 на рис. 3Б и 3В выделены красным цветом.