Опыт ликвидации аварийной скважины на подземном хранилище газа (ПХГ) методом прямой стыковки стволов на заданной глубине.

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, квысокотехнологичным 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).

Опыт ликвидации аварийной скважины на подземном хранилище газа (ПХГ) методом прямой стыковки стволов на заданной глубине. - student2.ru

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.

Опыт ликвидации аварийной скважины на подземном хранилище газа (ПХГ) методом прямой стыковки стволов на заданной глубине. - student2.ru Опыт ликвидации аварийной скважины на подземном хранилище газа (ПХГ) методом прямой стыковки стволов на заданной глубине. - student2.ru

Опыт ликвидации аварийной скважины на подземном хранилище газа (ПХГ) методом прямой стыковки стволов на заданной глубине. - student2.ru

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.

Опыт ликвидации аварийной скважины на подземном хранилище газа (ПХГ) методом прямой стыковки стволов на заданной глубине. - student2.ru

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.

Опыт ликвидации аварийной скважины на подземном хранилище газа (ПХГ) методом прямой стыковки стволов на заданной глубине. - student2.ru

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

Опыт ликвидации аварийной скважины на подземном хранилище газа (ПХГ) методом прямой стыковки стволов на заданной глубине. - student2.ru

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). Опыт ликвидации аварийной скважины на подземном хранилище газа (ПХГ) методом прямой стыковки стволов на заданной глубине. - student2.ru

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)

Опыт ликвидации аварийной скважины на подземном хранилище газа (ПХГ) методом прямой стыковки стволов на заданной глубине. - student2.ru

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 ).

Опыт ликвидации аварийной скважины на подземном хранилище газа (ПХГ) методом прямой стыковки стволов на заданной глубине. - student2.ru

А).

Опыт ликвидации аварийной скважины на подземном хранилище газа (ПХГ) методом прямой стыковки стволов на заданной глубине. - student2.ru Опыт ликвидации аварийной скважины на подземном хранилище газа (ПХГ) методом прямой стыковки стволов на заданной глубине. - student2.ru

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.

Наши рекомендации