Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Российский университет дружбы народов

Дипломная работа

по предмету: Горное дело

на тему: Добыча нефти в шельфовых зонах («Сахалин-1»)

Выполнил:

Мижанец Ю.А.

Москва 2013



Содержание

Введение

1. Общая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Характеристика геологического строения месторождения «Сахалин-1»

1.2.1 Геологическое и стратиграфическое строение месторождения

1.2.2 Гидрогеология

1.2.3 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 платформа «Орлан»

3.3 Буровая платформа «Ястреб»

3.4 Буровая платформа «Беркут»

4. Инновационные технологии добычи нефти на континентальном шельфе

5. Патентный обзор

6. Экономика

7. Экология

Заключение

Список литературы



Введение

На территории Сахалинской области и прилегающего шельфа на сегодняшний день открыто 77 месторождений нефти и газа, в том числе 11 на шельфе и 65 на суше острова Сахалин. Общие запасы сахалинского шельфа составляют 1,19 трлн куб. м газа, 394,4 млн т нефти и 88,5 млн. т. газового конденсата. Имеющиеся запасы сосредоточены в основном в месторождениях проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2». Проект «Сахалин-1» является одним из крупнейших проектов в России с прямыми иностранными инвестициями и представляет собой прекрасный пример применения передовых технологических решений, необходимых нефтегазовой отрасли для удовлетворения растущего спроса на энергоносители. За годы реализации этот многомиллиардный проект показал выдающиеся показатели эксплуатации, охраны окружающей среды и техники безопасности и принес многочисленные выгоды России и ее населению. Сахалин-1 -- первый масштабный шельфовый проект, осуществляемый в Российской Федерации на условиях СРП (заключено в 1996 г.).

Доли участников проекта:

· НК «Роснефть» - 20%

· ExxonMobil - 30%

· Sodeco - 30%

· ONGC - 20%

Нефтяные месторождения проекта «Сахалин-1» были открыты в 1970 годах, но технические и финансовые трудности не позволяли начать разработку до 1995 г., когда компания «Эксон Мобил» заключила соглашение с компаниями СОДЕКО и «Роснефть» о разработке месторождений проекта «Сахалин-1». В 2001 г. в консорциум вошла индийская национальная нефтяная компания «ОНГК Видеш». СРП по проекту «Сахалин-1» было подписано в 1995 г. Проект был объявлен рентабельным в конце 2001 г., и полномасштабные строительные работы начались в 2004 г. Период рентабельной разработки проекта составляет примерно 40 лет. Это один из крупнейших проектов в России с прямыми негосударственными иностранными инвестициями.

«Сахалин-1» является проектом мирового класса, реализуемым в целях освоения месторождений Чайво, Одопту и Аркутун-Даги с извлекаемыми запасами, превышающими 307 миллионов тонн нефти и 485 миллиардов кубических футов газа.



1. Общая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Сахалин, остров у восточного побережья Азии. Входит в состав Сахалинской области. Омывается водами Охотского и Японского морей. От материка отделен Татарским проливом, ширина которого в самом узком месте 7,3 км, на юге от о. Хоккайдо (Япония) отделен проливом Лаперуза. Берега Сахалина сравнительно слабо изрезаны, крупные заливы Анива и Терпения имеются только в южной и средней части острова; резко выступают в море полуострова Шмидта, Терпения, Тонино-Анивский и Крильонский.

Рельеф представлен средневысотными горами, низкогорьями и низменными равнинами, наибольшая из которых - Северо- Сахалинская, к которой и относится месторождение Сахалин-1. Прибрежные территории заняты заболоченными низменностями, для которых характерны древние морские террасы и береговые валы.

Из полезных ископаемых 1-е место по промышленному значению занимают нефть, газ и уголь. Месторождения нефти и газа приурочены к неогеновым отложениям; угленосность связана с палеогеновыми отложениями, к которым приурочены месторождения разнообразных углей (Вахрушевское, Новиковское и др.). Известны месторождения золота (Лангерийский район), рудопроявления ртути и платины.

Климат Сахалин умеренный муссонный. Характерны холодная, более влажная, чем на материке, зима и прохладное дождливое лето. Охлаждающее воздействие сибирского континентального муссона зимой и холодных вод Охотского моря летом придают климату суровость, аномальную для данных широт; с зимними циклонами связаны сильные бураны и снегопады.



1.2 Характеристика геологического строения месторождения «Сахалин-1»

1.2.1 Геологическое и стратиграфическое строение месторождения

Для нефтегазоносных областей Сахалина характерны резкая изменчивость мощностей и литолого-фациального облика отложений, что создает проблемы их стратиграфического сопоставления даже в пределах одного бассейна и тем более при межбассейновой корреляции.

На Сахалине и сопредельном шельфе выделяются три бассейна, характеризующихся спецификой осадочного выполнения и нефтегазоносности: Северо-Сахалинский, Западно-Сахалинский. Южно-Сахалинский. Месторождение. Сахалин-1 располагается в Северо- Сахалинском бассейне. Он охватывает Северо-Восточный Сахалин и прилегающий шельф Охотского моря.

Северо-Сахалинская НГО -- пока единственный на Дальнем Востоке центр нефтегазодобычи . Большая часть Северо-Сахалинского бассейна приурочена к погружению антиклипорчых сооружений Центрального Сахалина, где он несет все черты периклинального прогиба. Структура осадочного чехла определяется целым рядом антиклинальных зон северо-северо-западного простирания протяженностью до 50-70 км и шириной до 3-5 км. Зоны разбиты разломами, среди которых выделяются пересекающие весь бассейн взбросы и сдвиги. Характерная особенность складок -- рассечение малыми субширотными разломами и, в связи с этим, слабая выраженность периклиналей. Длина антиклиналей -- до 15 км, ширина -- до 5 км, площадь -- от 0,5-1,0 до 50 км²; амплитуда -- от 30-60 до 1250 м.

Осадочный чехол месторождения резко несогласно залегает на складчатых мезозойских образованиях. В чехле выделяются люкаминский (эоцен), мачигарский (эоцен-олигоцен), даехуриинский (олигоцен), уйнинский, дагинский, окобыкайский (миоцен), нутовский (миоцен-плиоцен) и помырский (плиоцен-квартер) стратиграфические горизонты. Мощности каждого из стратиграфических горизонтов достигают 2-3 км, за исключением позднемиоцен-плиоценового, мощность которого оценивается в 4-5 км. Общая мощность кайнозойского чехла - не менее 10 км.

1.2.2 Гидрогеология

Месторождение расположено в восточной субмаринной части Северного Сахалинского артезианского бассейна. Восточной границей бассейна является Восточно-Одоптинская антиклинальная зона, она достаточно удалена от региональных областей питания инфильтрационными водами (Гыргыланьинской, Оссой-Валской. Джимдан-Дагинской), где породы водоносных комплексов выходят на отметках 120 м и более. Основные области разгрузки подземных вод расположены в центральной и прибрежной частях бассейна (приразломные зоны, ослабленные участки структур). Транзитное движение инфильтрационных вод осложнено существенной тектонической нарушенностью осадочной толщи. Вместе с тем на пути движения инфильтрационного потока расположена Пильтунская синклинальная зона с мощностью осадков до 8000 м. Все это позволяет предположить, что влияние инфильтрационного водообмена в продуктивных отложениях месторождения - второстепенно. На (рис.) приведена гидродинамическая схема Одоптинской антиклинальной зоны.

Максимальная температура подземных вод на глубине 2300 м составляет 76°, геотермическая ступень 31,6-33 м/град.

В связи с ограниченным количеством качественных проб пластовой воды, гидрохимический анализ затруднен. Подземные воды изучены недостаточно, сухие остатки из пластовых вод не анализировались на содержание в них полезных ископаемых (лития, рубидия, цезия) кроме определения калия, магния и специфических компонентов: йода, брома, бора.

Воды преимущественно хлор-магниевые, гидрокарбонатно-натриевые. Пробы вод из скважин характеризуются следующими параметрами:



уд. вес = 1,008; У₂ = 36,16; > Сl = 2,68; > СО₃ - следы; > SO₄ = 0,08; > НСО₃ = 15,3; Са = 0,09; > Mg = 0,15; > К + Na = 17,84; .

Итак, подземные воды продуктивных горизонтов мало отличаются по составу.

Все продуктивные горизонты месторождения практически приурочены к третьему комплексу.

1.2.3 Физико-химические свойства нефти

Физико-химические свойства нефти охарактеризованы по результатам лабораторных исследований сепарационных нефтей. Для получения пластовых показателей (объемный коэффициент, газонасыщенностъ, плотность, динамическая вязкость) проводились исследования на рекомбинированных пробах нефти, исходя из равенства величин давлений насыщения пластовым давлением (Р_нас. = Р_пл.) (рис.7).

В целом по месторождению сепарированные нефти относятся к нефтям легкой и средней плотности (от 0,824 до 0,876 г/см³), низкосернистым (от 0,11 до 0,28%), малосмолистым (содержание силикагелевых смол от 1,43 до 5,33%, асфальтенов от 0,16 до 0,75%), парафинистым и малопарафинистым (0,21 до 3,96%) с высоким выходом бензиновых фракций (от 3 до 54%).

В соответствии со свойствами сепарированных нефтей изменяются показатели пластовых нефтей (по изучению рекомбинированной пробы) плотность в среднем равна 0,721 г/см³, вязкость 0,71 мПа, газосодержание 138 м³/т, объемный коэффициент 0,851. Нефть закипает при температуре 47-90°С. в среднем содержит 66% светлых фракций, выкипающих до 300°С (по Энглерд) (рис.8,9).

Нефть по групповому составу нафтеново-метановая (нафтеновых - 30%, метановых - 43%). Содержание металлов (ванадия, никеля) невелико.

Отбор проб свободного и растворенного в нефти газов производился на устье скважины. В целом по месторождению свободные газы содержат небольшие количества неуглеводородных компонентов: углекислого газа от 0,12 до 1,06% и азота от 0,17 до 1,37%, содержат этан в концентрациях > 3%, небольшое количество балластовых газов (СО₂ и N₂), сероводород отсутствует. Содержание гелия незначительно, тысячные доли % и менее. Газы характеризуются высокой теплотворной способностью 7946-11452 ккал/нм². Состав растворенных газов зависит от фазового состояния залежей, глубины их залегания, свойств пластовой нефти и др.

Конденсаты в основном относятся к нафтеново-метановому типу, где в групповом составе бензиновой фракции (н. к. - 200°С) преобладают нафтеновые (43%) над метановыми (34%) и ароматическими (2394) углеводородами. Плотность (в среднем 0,746 г/см3) содержание парафина (0,26%) силикагелевых смол (0,16%), сера отсутствует.



2. Характеристика осуществляемых проектов

2.1 Характеристика месторождения Чайво

Месторождение Чайво расположено в 12 км. от северо-восточного побережья о. Сахалин. Для освоения месторождения Чайво были задействованы буровые сооружения как береговые (БУ «Ястреб»), так и морские (платформа «Орлан»). В июле 2008 года БУ «Ястреб» завершила буровые работы на Чайво и была перемещена на месторождение Одопту, где осуществляет бурение в настоящее время.

Добытые нефть и газ поступают на Береговой комплекс подготовки продукции (БКП), где производится подготовка и стабилизация продукции для дальнейшей отгрузки. Транспортировка нефти осуществляется по трубопроводу протяженностью 226 км (140 миль), пересекающему о. Сахалин и Татарский пролив, в Хабаровский край, расположенный на материковой части России, для временного хранения на терминале Де-Кастри. С терминала Де-Кастри нефть проступает по подводному трубопроводу протяженностью около 6 км на крупнейший в мире объект по наливу танкеров - выносной одноточечный причал (ВОП), где производится налив в специально спроектированные танкеры с двойным корпусом для поставки потребителям на мировом рынке. Транспортировка природного газа осуществляется по сети трубопроводов, собственниками и пользователями которых являются другие компании, для продажи покупателям на Дальнем Востоке России.

Наземная буровая установка «Ястреб» спроектирована специально для целей проекта «Сахалин-1» и является наиболее мощной наземной буровой установкой в отрасли. Эта установка предназначена для бурения с берега скважин с большим отходом забоя от вертикали (БОВ) на морские эксплуатационные объекты. Новейшая технология бурения скважин с большим отходом забоя от вертикали позволяет сократить высокие капитальные и эксплуатационные затраты на крупные морские сооружения, а также значительно снизить отрицательное воздействие на экологически уязвимые прибрежные районы. В июне 2003 г. компания ЭНЛ приступила к бурению скважин с большим отходом забоя от вертикали (БОВ). Эти скважины бурились под морским дном на расстояние до 11 км с целью вскрытия северо-западной части основного нефтеносного пласта месторождения Чайво. К настоящему времени бурение с БУ «Ястреб» на месторождении Чайво закончено, пробурено 20 скважин БОВ, достигших рекордных показателей по общей протяженности, длине горизонтального участка и скорости проходки. По окончании работ на Чайво БУ «Ястреб» была разобрана, модифицирована и перемещена на месторождение Одопту, где в мае 2009 года приступила к бурению.

2.2 Характеристика месторождения Одопту

Месторождение Одопту, одно из трёх месторождений проекта "Сахалин-1", расположено на шельфе, на расстоянии 5-7 миль (8-11 км) от северо-восточного побережья острова Сахалин. Технология БОВ позволяет успешно проводить бурение скважин с берега под дном моря для достижения шельфовых залежей нефти и газа, не нарушая при этом принципов безопасности и охраны окружающей среды, в одном из сложнейших для освоения субарктических регионов мира. Общая длина ствола скважины OP-11 на месторождении Одопту составила 12345 метров (7,67 миль), тем самым установлен новый мировой рекорд по бурению скважин с большим отходом забоя от вертикали (БОВ). ОР-11 также заняла первое место в мире по расстоянию между забоем и точкой забуривания по горизонтали - 11475 метров (7,13 миль). Компания ЭНЛ осуществила бурение и заканчивание рекордной скважины всего за 60 дней, используя технологии скоростного бурения и комплексного контроля качества бурения, разработанные компанией "ЭксонМобил", достигнув наивысших показателей в бурении каждого фута скважины ОР-11. Проект «Сахалин-1» продолжает вносить свою лепту в лидерство России в мировой нефтегазовой отрасли.

На сегодняшний день 6 из 10 самых протяженных скважин БОВ, включая скважину OP-11, пробурены в рамках проекта «Сахалин-1» с использованием технологий бурения корпорации «Эксон Мобил».

Специально сконструированная буровая установка «Ястреб»

применялась на протяжении всего времени работы проекта, устанавливая многочисленные отраслевые рекорды по длине ствола, скорости бурения и показателям направленного бурения

2.3 Характеристика месторождения Аркутун-Даги

Разработка месторождения Аркутун-Даги предусматривает добычу нефти и газа на месторождения Аркутун-Даги, расположенном примерно в 25 км от северо-восточного побережья о. Сахалин, к востоку от месторождения Чайво. Планами реализации проекта предусматривается разработка месторождения с использованием новой морской буровой и добывающей платформы, состоящей из основания гравитационного типа и верхних строений.

Транспортировка нефти и газа будет осуществляться по новому промысловому трубопроводу на существующий Береговой комплекс подготовки продукции Чайво, а затем по существующим трубопроводам на продажу. Ввод в эксплуатацию месторождения Аркутун-Даги планируется в 2014 году. Предусматривается, что пиковая добыча на этом месторождении составит 4,5 млн. тонн нефти.



3. Инновационные буровые платформы

3.1 Основные понятия о буровых платформах

Буровая платформа - сложное техническое сооружение, предназначенное для добычи нефти на морском шельфе, состоящее из верхнего строения и опорного основания, зафиксированное на все время использования на грунте и являющееся объектом обустройства морских месторождений нефти и газа. В среднем эксплуатационный период МСП на месторождении составляет 25 лет.

Все установки (платформы) для морского бурения подразделяются на три основные категории: стационарные - постоянные основания, эстакады, искусственные острова; полустационарные - плавучие (самоподнимающиеся) буровые установки; подвижные - буровые суда, баржи и другие плавучие устройства (полупогружные установки).

Состав гидротехнических сооружений для освоения шельфа находится в непрерывном развитии. Это связано с освоением новых районов, выходом на более глубоководные участки и с появлением новых технических решений. Стационарные сооружения представляют собой наиболее развивающуюся и многочисленную группу гидротехнических сооружений для освоения шельфа. Они используются главным образом для долговременной эксплуатации - бурения скважин, добычи, переработки и хранения нефти и газа.

Суровые природные условия морских районов Севера и Арктики требуют принципиально новых технических решений по освоению нефтяных и газовых месторождений этих районов, а также высокая стоимость самих объектов и проектных решений.

Главная проблема при создании сооружений для освоения нефтегазопромысловых шельфов заключается в том, что с увеличением глубины водоема значительно, в несколько раз, увеличивается стоимость таких сооружений. Поэтому главная задача для проектанта найти оптимальное соотношение таких показателей как надежность и экономичность технических средств для эксплуатации морских стационарных платформ (МСП) в районах со сложными ледовыми условиями.

Следовательно, выделим основными факторами для проектирования МСП в ледовых условиях, являются:

- эксплуатация месторождения должна вестись круглогодично;

- долговечность (срок эксплуатации сооружения на месторождении 20-30 лет);

- многообразие природных условий различных арктических районов требует принятия отдельных технических решений для каждого случая.

Круглогодичное производство работ по добыче нефти и газа и бурению скважин обусловливает необходимость в создании таких МСП, которые были бы надежными в работе при различных изменениях условий окружающей среды, в особенности в ледовой обстановке .

Отсюда можно сделать вывод о том, что при проектировании МСП предназначенных для работы в северных районах основной величиной воздействия на конструкцию является действие горизонтальных сил движущегося льда. Среднее давление ветра на конструкцию принимают равным приблизительно 2 кПа, волн - от 96 до 144 кПа, ледовая нагрузка составляет 2,88 МПа и более.

В связи с преобладанием величины ледовой нагрузки по отношению к другим (волновая и ветровая) предпочтительным типом МСП для таких районов являются моноопорные сооружения (т.е. те платформы, у которых одна массивная опора, их также называют моноподами), которые лучше противостоят надвигающемся ледовым полям.



3.2 Буровая платформа «Орлан»

Платформа «Орлан» первоначально носила название «Glomar Beaufor sea I» (Гломар Бофорт Си I) и была построена в 1983-1984 гг. в Японии. В 1984 г. платформа была отбуксирована и установлена в море Бофорта (США, штат Аляска). Платформа эксплуатировалась в море Бофорта в качестве установки разведочного бурения. В результате ее эксплуатации было практически доказано, что конструкция платформы приспособлена для круглогодичной эксплуатации в суровых арктических условиях. Платформа обладает большим опытом работы в условиях льдов и соответствует самым высоким стандартам безопасности и охраны окружающей среды. В период с 1984 по 1997 г платформой пробурено 6 разведочных скважин .

Компания «Эксон Нефтегаз Лимитед» (ЭНЛ) приобрела у компании «Global Marine Drilling» буровую платформу «Glomar Beaufort Sea I» и назвала ее «Орлан» для того чтобы использовать ее в проекте «Сахалин-1». Для участия платформы в проекте «Сахалин-1» платформа была переоборудована на ОАО «Амурском судостроительном Заводе» из разведочной в добывающую .

Платформа относится к буровым установкам типа CIDS (CIDS - сталебетонная буровая установка на искусственном основании), которая к тому же является мобильной оффшорной буровой установкой (MODU - mobile drilling offshore). Платформа предназначена для оффшорного бурения в суровых арктических условиях на глубинах 10.7 - 16.8 м .

В результате объемной работы проведенной ОАО «АСЗ» в г. Комсомольске-на-Амуре, на платформе «Орлан» были установлены следующие компоненты: вентиляционная стрела, технологический модуль, модуль инженерного оборудования, модуль устьевого оборудования, вертолетная площадка, аварийно-спасательные средства. На платформе модификации подверглись: жилой модуль, система подачи забортной воды, грузовой кран и палубные баржи .

Комплексное проведение буровых работ на платформе можно одновременно обеспечивать с помощью 8 нефтедобывающих скважин, 5 газонагнетательных скважин, 1 скважина для удаления отходов бурения и 6 скважин для использования на последующих стадиях проекта .

Платформа была успешно транспортирована и установлена на постоянное место эксплуатации на месторождении Чайво по проекту «Сахалин 1».

3.3 Буровая установка «Ястреб»

Строительство самой крупной и мощной в мире наземной буровой установки для проекта "Сахалин-1" осуществляла американская компания "Паркер Дриллинг", являющаяся также основным подрядчиком по буровым работам. нефть сахалин континентальный шельф

Наземная буровая установка «Ястреб» спроектирована специально для целей проекта «Сахалин-1» и является наиболее мощной наземной буровой установкой в отрасли. Эта установка предназначена для бурения с берега скважин с большим отходом забоя от вертикали (БОВ) на морские эксплуатационные объекты. Новейшая технология бурения скважин с большим отходом забоя от вертикали позволяет сократить высокие капитальные и эксплуатационные затраты на крупные морские сооружения, а также значительно снизить отрицательное воздействие на экологически уязвимые прибрежные районы. В июне 2003 г. компания ЭНЛ приступила к бурению скважин с большим отходом забоя от вертикали (БОВ.

По окончании работ на Чайво БУ «Ястреб» была разобрана, модифицирована и перемещена на месторождение Одопту, где в мае 2009 года приступила к бурению. Используя буровую установку (БУ) “Ястреб”, можно содной расположенной на острове кустовой площадки с высокой точностью осуществлять проводку скважины почти до отметки 3 км по вертикали, а затем с отклонением более чем на 10 км в горизонтальном направлении для точного вскрытия морских эксплуатационных нефтегазоносных объектов. [Размеры “окна” смещения (т.е. величины допускаемого отклонения) забоя относительно положения целевого объекта находятся в пределах 1/3 м (1 фута) по вертикали и 6 м (13 футов) по горизонтали].

При этом положении забоя можно обеспечить вскрытие целевого объекта с точностью до 1/3 м [1 фута] по вертикали. Буровая установка “Ястреб” была изготовлена по индивидуальному заказу специально для проекта “Сахалин-1”, она полностью подготовлена к эксплуатации в зимних условиях и является наиболее крупной и мощной установкой, применяемой в нефтяной промышленности.

3.4 Буровая платформа «Беркут»

Платформа «Беркут» предназначена для разработки Аркутун-Даги, третьего месторождения проекта «Сахалин-1».

Разработка месторождения Аркутун-Даги позволит добавить к общей годовой добыче проекта «Сахалин-1» до 4,5 миллиона тонн.

Эксон Нефтегаз Лимитед», действующая от имени консорциума «Сахалин-1», объявила 25 сентября 2012 об успешном завершении этой установки основания гравитационного типа (ОГТ) для новой морской платформы.

Платформа под названием «Беркут» спроектирована специально для работы в суровых субарктических условиях и сможет противостоять волнам высотой до 18 метров, давлению ледовых полей толщиной до двух метров и температуре до -44 C°. Она состоит из специально спроектированного железобетонного ОГТ и верхних строений с буровым и эксплуатационным оборудованием. После того, как верхнее строение будет установлено на ОГТ в 2013 году, платформа «Беркут» станет самой крупной морской платформой в России.

ОГТ было построено в сухом доке порта Восточный под Находкой на Дальнем Востоке России. Общий вес основания примерно 160 тысяч тонн, что включает в себя 52 тысячи кубических метров бетона и 27 тысяч тонн стальной арматуры, преднатянутых тросов и оборудования. В течение двух лет почти 4000 российских специалистов было занято в строительстве ОГТ, которое было завершено за два года.

После завершения строительства ОГТ была отбуксирована на расстояние 1024 миль, или 1870 км, со строительной площадки к месторождению Аркутун-Даги через Японское и Охотское моря и пролив Лаперуза. Буксировка заняла около двух недель при средней скорости 3,5 узла (примерно 5,5 км/час). Для буксировки основания были задействованы пять судов, включая три буксировщика океанического класса. ОГТ было установлено на морское дно на свое постоянное место приблизительно в 25 км от о-ва Сахалин на глубине воды около 35 м. Управление балластировкой производилось дистанционно со вспомогательного судна при полном отсутствии персонала на ОГТ. После установки было проведено цементирование, укладка скальных масс и присоединение к объектам промысловой инфраструктуры проекта «Сахалин-1».



4. Инновационные технологии добычи нефти на континентальном шельфе

4.1 Технология скоростного бурения

В качестве одного из примеров можно привести технологию скоростного бурения (ТСБ), которая позволила «ЭксонМобил» существенно улучшить производственные показатели буровых операций. Эта технология, основанная на законах физики, сочетает в себе цифровой анализ (проводимый в реальном масштабе времени) уровней энергопотребления при выполнении буровых операций и систематизированный подход к планированию операций бурения и проектированию скважины с целью ее наиболее эффективного и быстрого строительства. Применение этого метода позволило почти удвоить скорость проходки.

Технология скоростного бурения специально разработана с учетом характера операций компании «ЭксонМобил» и продолжает совершенствоваться благодаря имеющейся у нас возможности быстро накапливать знания и опыт, а также распространять их в глобальном масштабе в качестве передовых методов производства работ.

Внедрение ТСБ повысило технологические показатели бурения скважин любых типов, в породах любой твердости и в стволах любой конфигурации. В рамках реализации проекта «Сахалин-1» с помощью этой технологии был установлен мировой рекорд по протяженности скважин БОВ.

Благодаря этой технологии удалось увеличить механическую скорость проходки и добиться формирования очень ровных стенок стволов скважин, что исключительно важно для экономически эффективного заканчивания скважин.

В последние годы в мире происходит постоянное наращивание объемов бурения горизонтальных скважин, что объясняется как экономическими соображениями, так и снижением доступности объектов бурения для обычных скважин. В США в эксплуатации сегодня находится более 12 тыс. горизонтальных скважин, что составляет 8 % от общего количества действующих фондов. В России пробурено около 1100 горизонтальных скважин, их доля в общем фонде скважин намного меньше 1 %.

В начале 70-х годов на основании геологической информации было начато строительство первой наклонно-направленной скважины с большим отходом от вертикали для разведки запасов находящейся под акваторией Охотского моря части месторождения Одопту-море. Скважина была закончена бурением в 1973 году при длине ствола 3406 м и горизонтальном отходе 2435,4 м. Такой отход от вертикали в течение более 10 лет был рекордом страны, однако при тогдашних технологиях «дотянуться» до залежей углеводородов не удалось.

Разведка нефтегазовых запасов сахалинского шельфа с использованием плавучих буровых установок (ПБУ) началась после подписания в 1975 году соглашения между японской компанией «СОДЕКО» и Минвнешторгом СССР, а уже в 1977 году в 4--10 км от берега было открыто Одоптинское нефтегазоконденсатное месторождение -- Одопту-море. Первая поисковая скважина (2500 м) пробурена на западном крыле Северного купола Одопту-море, где глубина моря не превышает 18 м, и до 1982 года с плавучих буровых установок «Боргстен Дол- фин» и «Хакури-2», СПБУ «Хакури-4» и «Оха» на месторождении было пробурено 3 поисковых и 12 разведочных скважин. Однако сравнительно небольшие запасы нефти и растворенного газа на Северном куполе Одопту-море, которые были утверждены ГКЗ СССР в апреле 1985 года, на тот момент делали его разработку традиционным способом с использованием ледо- стойкой стационарной морской платформы и подводных коммуникаций нерентабельной ввиду больших капитальных затрат.

После анализа имеющихся мировых достижений и собственного производственного опыта бурения, в ОАО «НК «Роснефть -- Сахалин- морнефтегаз» было признано целесообразным использование для разработки Северного купола месторождения Одопту-море, на который компания имеет лицензию, вариант бурения скважин с берега [1]. Таким образом, ОАО первым в России начал приобретать опыт бурения скважин со сверхдальними отклонениями забоев от вертикали. Со строительством в 1998 году наклонно-направленной скважины № 202 на Северном куполе месторождения Одопту-море (рис. 2) с отходом от вертикали на 4781 м начата промышленная добыча нефти на шельфе Сахалина. Сегодня из 12 скважин компания ежедневно добывает на шельфе более 1600 м³ безводной нефти. Причем себестоимость разработки месторождений, удаленных от берега на 5--10 км, с помощью наклонно-направленных скважин оказывается в 4--5 раз ниже, чем при добыче с ледостойких стационарных платформ. Оператор проекта «Сахалин-1», компания Exxon, уже решила использовать опыт «Сахалин- морнефтегаза» при разработке месторождений Чайво и Центрального купола Одопту.

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.

Конструкция скважин

Для разработки Северного купола месторождения Одопту-море с берега необходимо бурить скважины с горизонтальным отклонением 4500--6000 м при вертикальной глубине около 1600 м. По коэффициенту сложности (отношение горизонтального отхода к вертикальной глубине), который в данном случае равен примерно четырем, такие скважины принято считать сложными (рис 3).

Конструкция наклонно-направленных скважин была выбрана исходя из условий предотвращения осложнений в процессе бурения (рис 4).

Верхняя неустойчивая часть ствола скважин (пески), где возможно поступление в скважину морской воды, до глубины 100--150 м перекрывается кондуктором. Ствол скважины под кондуктор бурится долотом 0 660,4 мм на глубину 90--130 м, кондуктор 0 508 мм спускается и цементируется на ту же глубину. При этом ниже кондуктора не имеется зон с условиями бурения, несовместимыми по градиентам давлений столба бурового раствора. Чтобы исключить грифонооб- разование (при газонефтепроявлениях с открытым фонтанированием), в ствол 0 444,5 мм предусмотрен спуск промежуточной колонны 0 340 мм, которая цементируется до устья. Глубина спуска (1300 м) определяется из условия исключения возможности разрыва слабо сцементированных песков под башмаком кондуктора после полного замещения бурового раствора в скважине герметизации устья. В скважинах с большими углами наклона бурение длинного открытого ствола сопровождается значительным желобо- образованием с последующими возможными прихватами бурильных колонн в процессе бурения и обсадных колонн при их спуске. Во избежание этого, выход из-под башмака предыдущей колонны ограничивается до 4400 м, что достигается спуском второй промежуточной колонны 0 244,5 мм в ствол, пробуренный долотом 0 311,2 мм на глубину 4000--6400 м. Колонна перекрывает вышележащие нефтеносные и водоносные пласты, предполагая в последующем возврат на эти объекты. Спуск второй промежуточной колонны повышает гарантии успешного спуска эксплуатационной колонны (хвостовика) до проектной глубины в горизонтальном стволе. Увеличение его длины позволило уменьшить крутящий момент сопротивле- ния и спускать хвостовик с вращением, что в сочетании с применяемым инвертно-эмульси- онным раствором -- значительно снизило трение труб о стенки скважины. Эксплутационная колонна 0 168 мм спускается лайнером (хвостовиком) в горизонтальный ствол с перекрытием башмака предыдущей колонны на 50--100 м по стволу, и устанавливается в интервале 4000--6800 м. При этом эксплуатационную колонну и предшествующую ей промежуточную колону связывает герметичное соединение.

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. Промывочная жидкость

Выбор типа бурового раствора при бурении наклонно-направленных скважин на Сахалине определяли не особенности геологических условий бурения, а конфигурация стволов скважин. Большие величины углов наклона (до 85--90°) и горизонтальных отходов (до 6 км), длинные наклонные участки, при вертикальной глубине до 1,5 км, требуют от буровых растворов, прежде всего, высокой смазывающей способности, обеспечивающей коэффициент трения < 0,3; исключения прихватов из-за перепадов давлений; хорошего выноса шлама, уменьшения кавернообразования и замедления желобообразования [2].

В наибольшей степени этим требованиям соответствует буровой инвертный эмульсионный раствор (БИЭР) на углеводородной основе, рецептура которого, а также рекомендации по перечню и объёмам химических реагентов и материалов, разработаны специалистами «Сахалинморнефтегаза» совместно с учеными УГНТУ [3]. С начала работ первоначально выбранная рецептура (на основе отечественных материалов) потребовала лишь незначительных корректировок.

Выводы и заключения

Использование метода наклонно-направленного бурения при освоении морского месторождения Одопту-море позволило ОАО «Роснефть -- Сахалинморнефтегаз» первым начать промышленную эксплуатацию нефтегазовых запасов шельфа Сахалина, опередив крупные международные проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2». За 6 лет на Северном куполе месторождения были построены 11 скважин однозабойной конструкции с углом отклонения от вертикали 80°--88 °, и одна скважина с двумя стволами. Достигнутые значения отхода скважин от вертикали находятся на уровне мировых достижений.

Длительная эксплуатация скважин, до сих пор дающих безводную продукцию, подтверждает высокий профессионально-технический уровень крепления скважин. Освоение месторождения Одопту-море (Северный купол) путем бурения наклонно-направленных скважин с берега позволило ОАО «НК «РН» -- СМНГ» за 5 лет нарастить годовую добычу с него до 350 тыс. т (рис. 5) и поддержать уровень добычи в целом по предприятию, эксплуатирующему, в основном, месторождения, находящиеся _{300 350 400} на завершающей стадии разработки.

Промыслово-геофизические исследования в процессе бурения скважин позволяют вести постоянный контроль за траекторией стволов, расчлененностью и продуктивностью вскрываемого разреза. На их основании уточнено геологическое строение месторождения, открыты две новые нефтяные залежи, приуроченные к XX₃ пластам, и приращены извлекаемые запасы нефти категории С₁ и С₂ в сумме 5 млн. т.

Что не менее важно, метод освоения морского месторождения условно-горизонталными скважинами по сравнению с традиционными методами обустройства морскими стационарными сооружениями позволил значительно снизить расходы. Строительство одной ледо- стойкой платформы обошлось бы в $200 млн., плюс расходы на подводные коммуникации и обеспечение экологической безопасности. Вместе с тем «Сахалинморнефтегазу» за счет совершенствования технологии удается постепенно увеличивать скорость бурения и снижать себестоимость скважин. Немаловажно, что при таком подходе практически снимаются экологи еские риски разработки месторождения, имеющие место при добыче с морских стационарных платформ.

В ходе работ ОАО «НК «Роснефть-Сахалин- морнефтегаз» приобрел ценный опыт проводки наклонно-направленных скважин со сверхдальним отходом от вертикали, почерпнуть который из технической литературы невозможно (подобные материалы не публикуются) и который значительно улучшил ТЭП строительства скважин (рис. 6).

Получена чрезвычайно важная информация о потенциальных возможностях морских месторождений, которая позволяет повысить степень достоверности проектирования их разработки.



5. Патентный обзор

Морская буровая платформа и способ предотвращения загрязнения акватории пластовыми водами.

Изобретение относится к добыче нефти и газа, позволяет предотвратить загрязнение акватории пластовыми водами. Решение указанной задачи достигнуто в морской буровой платформе, включающей опоры и платформу, на которой установлено устьевое оборудование для добычи нефти, соединяющее колонну труб добывающей скважины с входом в сепаратор, первый выход которого подключен к нефтенакопительному резервуару, тем, что второй выход сепаратора через нагнетательный насос соединен с трубопроводом подачи пластовой воды в нагнетательную скважину, горизонтальная часть которой расположена ниже продуктивного пласта. Между вторым выходом сепаратора и трубопроводом подачи пластовой воды в нагнетательную скважину установлена дополнительная емкость для пластовой воды и водяной насос для ее подачи из сепаратора. В качестве нагнетательного насоса для закачки пластовой воды в нагнетательную скважину используется поршневой насос между первым выходом сепаратора и нефтенакопительным резервуаром установлен промежуточный насос. Для перекачки нефти в танкер она снабжена причальным буем, вынесенным в море, закрепленным к морскому дну тросом или цепью и соединенным гибким рукавом с трубопроводом подачи нефти, проложенным по дну от морской платформы гибкий рукав, закрепленный на причальном буе, соединен с задвижкой, выполненной с быстроразъемным соединением, например байонетным для соединения с нефтеналивным рукавом танкера. Между выходом из нефтенакопительного резервуара и трубопроводом подачи нефти установлен перекачивающий насос и расходомер. В продуктивном пласте добывающей скважины установлены скважинные фильтры и скважинный погружной насос, в нагнетательной скважине установлены скважинные фильтры. Решение указанных задач достигнуто в способе предотвращения загрязнения акватории пластовыми водами, включающем добычу нефти, содержащей пластовую воду, ее сепарацию от нефти, тем, что отделенную от нефти пластовую воду закачивают в скважину, горизонтальная часть которой расположена ниже продуктивного пласта. Одновременно с сепарацией пластовой воды осуществляют отделение попутного газа. Одновременно с сепарацией пластовой воды осуществляют отделение твердых частиц породы. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к морским платформам для бурения нефтяных и газовых скважин. Изобретение позволяет предотвратить загрязнение акватории пластовыми водами.

Известна платформа морского бурения нефтяных и газовых скважин по патенту РФ 2166611, которая имеет буровую площадку, установленную на плавсредствах. Недостаток - низкая надежность устройства, неспособного противостоять сильным штормам, течениям и смещению ледяного покрова.

Известно изобретение по патенту РФ 2288320. Морская платформа может быть установлена в акватории океана и содержит основание и опоры с защитным блоком и источник электроэнергии, подключенный к потребителям энергии. Платформа имеет защитный блок, выполненный в виде бандажной конструкции, установленный на грунте водоема и закрепленный на нем. По отношению к опоре морского инженерного сооружения он расположен с зазором между его стенкой и опорой морского инженерного сооружения, что исключает соприкосновение защитного блока с опорой морского инженерного сооружения. Величина зазора составляет не менее значения, определяемого по расчетному соотношению. Предусмотрена возможность подогрева жидкости (морской воды), находящейся в пространстве, образованном зазором между опорой морского инженерного сооружения и стенкой защитного блока, например, путем сообщения указанного пространства с источником.

Недостатком изобретения является загрязнение акватории пластовыми водами, которые отделяют от нефти путем сепарации.

Известна морская буровая платформа по патенту РФ на изобретение 2312185, прототип. Эта платформа содержит опоры для крепления к грунту, основание платформы, на котором установлена буровая вышка, обсадную колонну со скважинными фильтрами, установленными в нефтеносном пласте, насос с подключенным к его выходу сепаратором.

Задача создания изобретения - предотвращение загрязнения акватории пластовыми водами.

Решение указанных задач достигнуто в морской буровой платформе, включающей опоры и платформу, на которой установлено устьевое оборудование для добычи нефти, соединяющее колонну труб добывающей скважины с входом в сепаратор, первый выход которого подключен к нефтенакопительному резервуару, тем, что второй выход сепаратора через нагнетательный насос соединен с трубопроводом подачи пластовой воды в нагнетательную скважину, горизонтальная часть которой расположена ниже продуктивного пласта. Между вторым выходом сепаратора и трубопроводом подачи пластовой воды в нагнетательную скважину установлена дополнительная емкость для пластовой воды и водяной насос для ее подачи из сепаратора. В качестве нагнетательного насоса для закачки пластовой воды в нагнетательную скважину используется поршневой насос. Между первым выходом сепаратора и нефтенакопительным резервуаром установлен промежуточный насос. Для перекачки нефти в танкер она снабжена причальным буем, вынесенным в море, закрепленным к морскому дну тросом или цепью и соединенным гибким рукавом с трубопроводом подачи нефти, проложенным по дну от морской платформы. Гибкий рукав, закрепленный на причальном буе, соединен с задвижкой, выполненной с быстроразъемным соединением, например байонетным, для соединения с нефтеналивным рукавом танкера. Между выходом из нефтенакопительного резервуара и трубопроводом подачи нефти установлен перекачивающий насос и расходомер. В продуктивном пласте добывающей скважины установлены скважинные фильтры и скважинный погружной насос. В нагнетательной скважине установлены скважинные фильтры.

Решение указанных задач достигнуто в способе предотвращения загрязнения акватории пластовыми водами, включающем добычу нефти, содержащей пластовую воду, ее сепарацию от нефти, тем, что отделенную от нефти пластовую воду закачивают в скважину, горизонтальная часть которой расположена ниже продуктивного пласта. Одновременно с сепарацией пластовой воды осуществляют отделение попутного газа. Одновременно с сепарацией пластовой воды осуществляют отделение твердых частиц породы.

Предложенное техническое решение обладает новизной, изобретательским уровнем и промышленной применимостью, т.е всеми критериями изобретения.

Новизна подтверждается проведенными патентными исследованиями, изобретательский уровень - достижением нового технического эффекта предотвращение загрязнения акватории в месте установки морских платформ пластовыми водами, отделенными в сепараторе от нефти и ранее сбрасываемыми в океан. Промышленная применимость обусловлена тем, что для реализации изобретения требуются известные материалы и технологии.

Сущность изобретения поясняется на иллюстрациях фиг.1 и 2, где

на фиг.1 приведена конструкция морской платформы и упрощенная схема добычи нефти из продуктивного пласта,

...