Что такое несовместимые условия бурения

Определение зон совместимых условий бурения

Выделение в геологическом разрезе зон с совместимыми условиями бурения является главным этапом в проектировании буровой скважины. Зоны с несовместимыми условиями бурения считаются таковыми в случае, если при выходе из зоны I в зону II в последней возникнут или поглощения бурового раствора или проявления неустойчивости горных пород или нефтеводогазопроявления. Для предотвращения осложнения необходимо изменение плотности промывочной жидкости, для того, чтобы продолжать бурение в зоне II с буровым раствором с измененной плотностью и не допустить осложнений в зоне I, ее необходимо изолировать от других зон спуском обсадной колонны и ее цементированием. Граница раздела зон I и II является глубиной установки башмака обсадной колонны.

Пример. Используя исходные данные по литологической характеристике разреза, осложнениям (рис.1), величинам пластовых давлений и давлений гидроразрыва пластов (давления поглощения раствора) (табл. 1) построить совмещенный график давлений, определив зоны несовместимых условии бурения, плотность бурового раствора и глубины спуска обсадных колонн [18].

Определение зон несовместимых условий бурения производится в следующем порядке. Выделение интервалов геологического разреза по пластовым давлениям. По нашим данным в разрезе 8 интервалов (табл. 2).

Рассчитываем значения эквивалентов градиентов давлений гидроразрыва пластов (поглощений бурового раствора) для каждого интервала. Для интервала 9 эквивалент гидроразрыва равен 4,0 / (0,01 × 200) = 2,0. Аналогичным образом определяем значения эквивалентов градиентов давлений гидроразрыва для интервалов 10-18. Они, соответственно, равны:

Рис. 1.

продолжение табл. 4.

продолжение таблицы 5

Эти значения эквивалентов градиентов давлений гидроразрыва и давлений поглощения бурового раствора наносим на график (кривые 9-18).

Пунктиром показаны давления, при которых возникают поглощения раствора. Параллельно оси ординат строим линии KM,RN, ОР, которые проводим касательно к крайним точкам кривой эквивалентов градиентов давлений поглощений бурового раствора. Эти линии определяют граничные условия по давлениям гидроразрыва.

Таким образом, нами получены зоны АВКМ, СДRN, EFPO, условия бурения в которых совместимы. Определение этих зон позволило наметить пределы изменения плотности бурового раствора в каждой зоне.

Окончательный выбор плотности раствора производится в соответствии с требованиями работы [6]. Превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым должно составлять:

Глубина спуска обсадной колонны принимается на 10-20 м выше границы раздела смежных зон с несовместимыми условиями бурения. Окончательный выбор глубины установки башмака обсадной колонны определяется с учетом ряда дополнительных факторов [13].

Контрольное задание. Построить совмещенный график давлений с целью определения зон с совместимыми условиями бурения. Исходные данные с литологией геологического разреза, осложнениями и пластовыми давлениями и давлениями гидроразрыва пластов приведены в таблицах 4 и 5.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Источник

Проектирование конструкции скважин

Определение зон совместимости, количества обсадных колонн и глубин их спуска производится в такой последовательности.

1. По литологической характеристике разреза выделяют интервалы с аномальной характеристикой пластовых давлений и давлений гидроразрыва.

2. Для выбранных интервалов находят значения коэффициента аномальности пластовых (поровых) давлений и индекса давления поглощения слагающих пород.

4. Параллельно оси ординат проводят линии касательно крайним точкам.

5. Зоны 1 и 2, 5 и частично 6 являются зонами совместимых условий бурения, а 3 и 4, 4 и 5 несовместимыми по условиям бурения.

Зоны совместимых условий бурения являются зонами крепления скважины обсадными колоннами. Количество зон крепления соответствует количеству обсадных колонн.

6. Глубина спуска обсадной колонны (установки башмака) принимается на 10-20 м выше окончания зоны крепления (зоны совместимых условий), но не выше глубины начала следующей зоны совместимых условий.

7. Плотность бурового раствора, применяемого при бурении в данной зоне крепления, должна находиться в пределах зоны совместимых условий и отвечать следующим требованиям.

При проектировании и бурении первых трех разведочных скважин, если достоверность геологического разреза недостаточна, допускается включение в конструкцию скважины резервной промежуточной колонны.

В этом случае бурение скважины производят в расчете на крепление резервной обсадной колонной намеченного интервала. Однако если в процессе бурения будет установлено, что необходимость в ее спуске отпала, то продолжают углубление ствола под очередную обсадную колонну до запроектированной глубины.

Интервалы цементирования колонны определяются в соответствии с едиными правдами ведения буровых работ 7, согласно которым кондуктора, промежуточные и эксплуатационные колонны в газовых и разведочных скважинах, а также промежуточные колонны в нефтяных скважинах глубиною свыше 3000 м должны быть зацементированы по всей длине. Интервал цементирования эксплуатационных колонн в нефтяных скважинах разрешается ограничивать участком от башмака до сечения, расположенного не менее чем на 100 м выше нижнего конца предыдущей обсадной колонны. Промежуточные колонны в нефтяных скважинах глубиною менее 3000 м цементируются участком длиною не менее 500 м от башмака (с учетом геологических условий). Такое же ограничение интервала цементирования допускается для промежуточных и эксплуатационных колонн в газовых и разведочных скважинах, если приняты эффективные меры для обеспечения герметичности резьбовых соединений труб.

Диаметры обсадных колонн и диаметры долот для бурения под них определяют снизу вверх по формулам:

(13)

(14)

— зазор между долотом и внутренней поверхностью обсадной колонны. Величину выбирают с учетом возможного неблагоприятного сочетания овальности труб и допусков на диаметры труб и долот. Обычно принимают равным 5-15 мм.

Конструкцию скважины рекомендуется представить в виде схемы. Проектную конструкцию скважины сравнить с применяемой на данной площади. Дать критический анализ.

Проектирование конструкции скважины производится с обоснования метода вскрытия продуктивных пластов, затем определяют число обсадных колонн, их размеры, диаметры долот, интервалы цементирования.

Число обсадных колонн определяется количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения. Число интервалов, несовместимых по условиям бурения, определяется по совмещенному графику изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений (К_а), индексов давлений поглощения (К_п) и устойчивости породы с глубиной 1, 2, 3.

При отсутствии данных о давлениях поглощения для прогнозирования значений К_п можно пользоваться 4, 5, 6:

— для проницаемых пород:

(1)

(2)

(3)

— для глинистых пород:

(4)

— для непроницаемых пород:

(5)

— для трещиноватых пород:

(6)

(7)

где: — пластовое давление, Па;

— плотность пресной воды(=1000 кг/м 3 );

— глубина залегания пласта, м;

— индекс геостатического давления, Па;

(8)

— геостатическое давление, Па;

(9)

— пористость породы, доли единицы;

— плотность скелета данной породы, кг/м 3 ;

Порода (пески, песчаники, алевролиты, глины) , кг/м 3 2640 ¸ 2680;
2600 ¸ 2880; 2650 ¸ 2730; 2620 ¸2750.

Порода (глинистые сланцы, мергели, известняки) , кг/м 3 ; 2800 ¸ 3000; 2670 ¸ 2730; 2700 ¸ 2740; (доломиты, ангидриты) 2750 ¸ 2880; 2300 ¸ 2400.

— толщина слоя той же породы, м;

— плотность жидкости в порах породы, кг/м 3 ;

q — ускорение свободного падения, м/с ;

— объемная плотность вышележащих пород, кг/м 3 ;

— коэффициент аномальности порового давления;

(10)

— поровое давление, ( Па).

Для пластичных хемогенных пород ; для закарстованных, крупнотрещиноватых пород . Если принять и , то . Индекс давления устойчивости породы:

Для неустойчивых глинистых пород:

— давление относительной устойчивости породы, Па;

— ожидаемая депрессия на пласт при бурении, Па.

Источник

«Газпром нефть» начинает разработку Бованенково

В конце 2019 года стало известно о нескольких новых проектах, которые «Газпром нефть» планирует реализовать на лицензионных участках «Газпрома» — Уренгойском, Харасавэйском и Бованенковском месторождениях. Масштаб проектов таков, что по объему инвестиций они могут стать крупнейшими для компании, а ввод их в промышленную эксплуатацию ожидается в совсем не далекой перспективе: 2024–2026 годах

В основе сотрудничества с материнской компанией — уже отработанная схема долгосрочного рискового операторского договора, позволяющая без смены недропользователя вести работы по проектам фактически на условиях владения лицензией. Но есть и особенности: для компании это первые преимущественно газовые проекты, а основным видом жидких углеводородов здесь будет газовый конденсат.

Речь идет о трех крупнейших месторождениях — Бованенковском и Харасавэйском на полуострове Ямал и Уренгойском в Надым-Пур-Тазовском регионе (ЯНАО). «Газпром» разрабатывает здесь сухой газ Сухой газ — природный газ, преимущественно состоящий из метана, с низким содержанием более тяжелых углеводородов и других примесей. сеноманских пластов. Интерес же «Газпром нефти» к этим проектам в первую очередь связан с жидкими углеводородами — газовым конденсатом, которым богаты более глубокие неоком-юрские (на Ямале) и ачимовские пласты (на Уренгойском месторождении).

Впрочем, в пласте газовый конденсат находится в газообразном состоянии, в смеси с природным газом (см. справку на стр. 45). А это уже что-то новенькое: ранее «Газпром нефти» не приходилось заниматься разработкой в чистом виде газовых и газоконденсатных запасов (если не считать участие в совместных предприятиях). Впрочем, здесь вполне применим опыт, полученный компанией на Новопортовском месторождении. У проектов много общего как с точки зрения геологии, так и инфраструктуры.

Но главное, что на всех трех новых проектах «Газпром нефть» сможет применить компетенции, развитием которых в компании активно занимались все последние годы: работа с геологически сложными запасами, которые требуют использования современных технологических решений, а также реализация масштабных добычных проектов в сжатые сроки.

Бованенково + Харасавэй

В «Газпром нефти» считают, что обеспечить необходимые для рентабельной разработки объемы добычи газа на этих проектах будет не сложно. Больше вопросов по конденсатной составляющей. «Компонентный состав конденсата и его содержание в каждом из многочисленных пластов будут существенно влиять на экономику проектов», — говорит заместитель генерального директора по ранней проектной проработке «Газпромнефть-Развития» Сергей Нехаев. Впрочем, само по себе наличие в целевых горизонтах значительной газоконденсатной составляющей не вызывает сомнений. Согласно имеющимся данным исследований, даже для наименее богатых конденсатом пластов его содержание составляет Для сравнения, на Новопортовском месторождении этот показатель составляет но и там добыча конденсата остается рентабельной.

«Если среднее содержание конденсата принять за 100 г/кубометр, это даст 3,8 млн т газового конденсата в год — и это только наиболее уверенные запасы, подтвержденные большим количеством скважин», — поясняет исполнительный директор проекта «Харасавэй — Бованенково» в «Газпромнефть-Заполярье» Валдас Косяк.

В общей сложности на Харасавэйском и Бованенковском месторождениях будет пробурено порядка 250 скважин. Накопленная добыча газа (к 2040 году) составит более 650 млрд кубометров газа и 70 млн т газового конденсата. «Проекты потребуют очень больших объемов инвестиций, возможно, рекордных для компании, — отмечает Сергей Нехаев. — Базовый кейс мы сможем подтвердить достаточно быстро, однако дальнейшее развитие проекта будет определяться в процессе разбуривания месторождений, а основные технические решения планируется сделать вариативными».

Бованенковское месторождение

Крупнейшее по разведанным запасам газовое месторождение на полуострове Ямал. Начальные запасы газа составляют 4,9 трлн куб. м. «Газпром» начал здесь добычу в 2012 году. Проектный уровень добычи газа на Бованенковском месторождении — 115 млрд куб. м в год. В перспективе — до 140 млрд куб. м в год за счет подключения неоком-юрских залежей. Для вывода ямальского газа в Единую систему газоснабжения России «Газпром» построил новый газотранспортный коридор от Бованенково до Ухты.

Харасавэйское месторождение

Месторождение расположено на полуострове Ямал севернее Бованенковского месторождения, преимущественно на суше полуострова и частично — в акватории Карского моря. По размеру запасов газа относится к категории уникальных — 2 трлн куб. м. В марте 2019 года «Газпром» начал полномасштабное освоение сеноман-аптских залежей газа Харасавэйского месторождения. Начало добычи запланировано на 2023 год.

Уренгойское месторождение

Уренгойское месторождение — третье в мире по величине начальных газовых запасов. Они превышают десять триллионов кубических метров. Месторождение было открыто в июне 1966 года. Добыча газа началась в В 1997 году здесь началась промышленная эксплуатация нефтяных скважин. С 2008 года ведется добыча газа и конденсата из ачимовских отложений.

Ямальская автономия

Оба месторождения труднодоступны и более чем на 300 км удалены от той части полуострова Ямал, где уже присутствует «Газпром нефть». Связь Бованенковского месторождения с Большой землей обеспечивает железная дорога: проложенная по вечной мерзлоте ветка от станции Обская, расположенной рядом с городом Лабытнанги. Она дает возможность круглогодичной доставки грузов на промысел. Персонал можно привозить авиатранспортом: на месторождении есть обустроенный аэропорт.

Необходимо решить вопрос с транспортировкой крупногабаритных грузов: колонного оборудования, газоперекачивающих агрегатов. В период навигации их можно доставить морским путем, однако Бованенково находится не на побережье, а движение барж от Карского моря по реке Сеяхе возможно лишь в период высокой воды, в течение одного месяца в году. В компании прорабатывают разные варианты доставки крупногабаритного оборудования, включающие использование водного пути, строительство зимних дорог и ликвидацию узких мест на железной дороге.

В компании все активнее реализуются проекты, включающие в себя разработку газоконденсатных залежей. Это новая ресурсная база, возможность создания новых продуктовых цепочек, увеличения масштабов добычи. К Харасавэйскому, Бованенковскому и Уренгойскому месторождениям «Газпромнефть-Заполярье» получило доступ в июле прошлого года. Сейчас идет ускоренная подготовка к промышленному освоению разведанных запасов. И параллельно с этим мы будем проводить доизучение дополнительного потенциала, что позволит в будущем удерживать полку добычи. Программа опытно-промышленных работ, которую мы начинаем в этом году, позволит снять геологические и технологические неопределенности. Предстоит переинтерпретировать имеющуюся геологическую информацию, верифицировать данные, построить гидродинамические модели и концепты обустройства.

Новые крупные проекты: Бованенковское, Харасавэйское, Уренгойское месторождения

Неоком-юрские залежи на Бованенковском и Харасавэйском месторождениях

Нефтяные оторочки Уренгойского месторождения

Ситуация на Харасавэе сложнее: месторождение находится в полной автономии. В настоящее время существует лишь небольшая причальная стенка для разгрузки судов, прибывающих по Карскому морю, а также вертолетная площадка. К концу 2023 года планируется строительство автомобильной дороги от Бованенково, однако основной объем грузов «Газпром нефть» планирует доставлять уже в годах — по морю или по зимникам.

Нефтяные оторочки Уренгойского месторождения

План на год

В 2020 году «Газпром нефть» планирует построить на месторождениях по одной кустовой площадке и пробурить на каждом из них по две разведочные скважины, которые позволят снять основные геологические неопределенности. Бурение начнется в июле. «Ближайшая задача — подтвердить характеристики интересующих нас пластов, — рассказывает Валдас Косяк. — На каждой скважине запланированы отбор керна и глубинных проб, расширенный комплекс геофизических исследований скважин, лабораторное изучение флюидов».

Одна из основных целей опытно-промышленных работ — наиболее богатые газовым конденсатом (содержание — но менее изученные нижние пласты. На них будет направлена одна из двух разведочных скважин на каждом месторождении.

Кроме того, в ближайший год предстоят большие камеральные работы. Необходимо переинтерпретировать всю имеющуюся геологическую информацию, верифицировать данные, построить гидродинамические модели и концепты обустройства, чтобы уже в 2021 году начать проектно-изыскательские работы.

Вывоз жидких

Транспортировка природного газа с Бованенковского и Харасавэйского месторождений — вопрос решенный. Ямальский центр газодобычи с Единой системой газоснабжения уже связывают магистральные газопроводы «Бованенково — Ухта» и «Бованенково — Ухта — 2». Осталось лишь построить участок трубы до Харасавэя протяженностью около 100 км. Ключевая задача проектов — организация инфраструктуры для вывоза жидких углеводородов. «Речь идет о создании нового транспортного хаба, причем не только для этих двух проектов, но для всего севера полуострова Ямал. По соседству еще немало подобных запасов, но без налаженных каналов сбыта начать их разработку невозможно», — отмечает Сергей Нехаев.

В «Газпром нефти» рассматривают несколько возможных путей. Один из них — железнодорожный, предполагающий расширение существующей дороги от станции Обская в связи с растущим грузопотоком. Другой вариант — строительство нефтеналивного терминала в районе мыса Харасавэй. Напомним, ранее «Газпром нефть» уже реализовала проект уникального нефтеналивного терминала «Ворота Арктики» для отгрузки на танкеры нефти Новопортовского месторождения. «Одна из задач на 2020 год — оценить возможности размещения терминала в акватории Карского моря, выбрать подходящую конструкцию и оценить стоимость», — говорит Валдас Косяк.

Новости Уренгоя

Еще один новый проект компании на Уренгойском месторождении отличается от Бованенково и Харасавэя во всем, кроме, пожалуй, того, что здесь компания также будет добывать газ с высоким содержанием газового конденсата. Правда, на этот раз речь идет о газе из ачимовских отложений, а значит, главные вызовы проекта связаны со сложностями геологии, присущими этому типу запасов.

Гигантское Уренгойское месторождение давно разрабатывается «Газпромом» и другими недропользователями. Объем добычи составляет более 90 млрд кубометров газа и около 12 млн тонн конденсата в год. Здесь нет проблем с инфраструктурой, логистикой, подрядчиками. Месторождение хорошо изучено, а опыт работы других компаний, в том числе разрабатывающих запасы ачимовской свиты, без сомнения, будет использован при подготовке проекта. Тем более что одна из этих компаний — совместное предприятие «Газпром нефти» и «НОВАТЭКа» «Арктикгаз», который уже несколько лет ведет в регионе добычу газа и газового конденсата на Самбургском, Уренгойском и Яро-Яхинском месторождениях. Именно «Арктикгаз» первым начал использовать на Уренгойском месторождении горизонтальные скважины с многостадийным ГРП — решение, которое планирует применить и «Газпром нефть».

Участок, полученный «Газпром нефтью», находится в южной части Уренгойского месторождения и относится к краевой зоне. Целевой ачимовский горизонт расположен на глубине характеризуется аномально высоким пластовым давлением 600 атмосфер. На участке ранее пробурено более 30 разведочных скважин, есть материалы сейсмических исследований и ГИС, керн и глубинные пробы. «Задача 2020 года — снять оставшиеся неопределенности по насыщению и дебитам. Для этого мы планируем пробурить 2 скважины. Также в ближайших планах — концептуальная проработка обустройства месторождения и внешнего транспорта», — говорит руководитель проекта «Уренгой» Вадим Столяров.

Уже в 2021 году начнется реализация первой фазы проекта, предполагающей строительство 24 скважин с горизонтальным стволом 1500 метров и ГРП. К 2024 году планируется выход на полку добычи: 5 млрд кубометров и 1,5 млн т газового конденсата. Накопленная добыча, по оценкам, составит 70 млрд кубометров и 10,5 млн т газового конденсата.

Кроме газа и конденсата на участке присутствуют значительные запасы нефти в нефтяной оторочке. Ее разработка должна стать второй фазой проекта. «Главные сложности второй фазы связаны с малыми нефтенасыщенными толщинами и низким пластовым давлением, — говорит Вадим Столяров. — Сейчас готовится программа расконсервации разведочных скважин, после испытания которых будет приниматься решение по выбору оптимальной концепции разработки нефтяной оторочки».

Стоит отметить, что недалеко от нового участка «Газпром нефть» уже реализует проект разработки нефтяных оторочек Песцового и Ен-Яхинского месторождений, а в ближайшее время начнет осваивать и ачимовские отложения Песцового месторождения, геологически очень близкие к уренгойской ачимовке. Это дает возможности более эффективно использовать создаваемую инфраструктуру и благотворно сказывается на экономике проектов.

Ценный конденсат

Газовый конденсат — смесь жидких углеводородов (бензино-керосиновые фракции, реже — более высокомолекулярные компоненты нефти), которые в пластовых условиях при высоком давлении и температуре могут находиться в парообразном состоянии. При добыче газа его давление и температура снижаются, и эти компоненты переходят в жидкое состояние. Образуется конденсат. Из полученного таким образом первичного продукта удаляют растворенные в нем газы, получая так называемый стабильный газовый конденсат — ценное газохимическое сырье, которое используется также для производства бензинов, авиационного топлива, для улучшения характеристик сырой нефти.

Источник