книги / Морская нефть. Развитие технических средств для освоения морских арктических месторождений нефти и газа. Переработка продукции скважин

«HLC» полагали, что идею можно с тем же успехом воплотить в жизнь в усло­ виях Аляски. Сделка «HLC» с «Карго Лайфер» включала продажу одного воздушного шара «Аир Кран» с правом приобрести еще 25 дополнительных образцов по цене 10 млн дол. каждый.

Разработка CL160 продолжалась. Он должен был иметь длину 260 м и ши­ рину 65 м и транспортировать отдельные блоки перевозимого оборудования массой до 160 т. Промышленное производство должно было начаться после 2006 г.

В начале 1996 г. компания «Норск Худро» на платформе «Осеберг С»

внорвежской части Северного моря впервые в мире использовала конструк­ цию многоствольной скважины, полностью допускающей повторный ввод инструмента. Скважина имела два боковых ствола длиной 1525 м, пробурен­ ных из основного ствола (3100 м) с подсоединяемым хвостовиком и гидрав­ лически изолированным местом крепления.

Многоствольная технология была применена с целью увеличения извле­ каемых запасов законченного разработкой месторождения, для чего потребо­ валась возможность одновременной эксплуатации первичного и вторичного пластов. В связи с перепадом давления, каждый пласт должен был периоди­ чески перекрываться. Кроме того, вторичный пласт, требовал повторной пер­ форации, поэтому необходимо было обеспечить раздельный вход в основной

ибоковые стволы для спуска перфорационного оборудования, аппаратуры для скважинных исследований притока и установки устройств управления дебитом.

Многоствольная конструкция была разработана компанией «Халибёртен»

втесном контакте с «Ветхерфуд Ентерра». На скважине компании «Норск Хуцро» с двумя боковыми стволами были применены обсадная колонна 0244 мм

и178-миллиметровые стальные хвостовики, механически подсоединенные

иизолированные в месте соединения. Эксплуатационная колонна диаметром 178 мм позволяла обеспечить максимальный дебит для одного ствола. Подоб­ ная работа была выполнена и в Персидском заливе. Эволюция технологии проводки многоствольных скважин представлена на рис. 1.125. А — вариант многоствольной открытой скважины, наиболее распространенный при работе

вмеловых отложениях Техаса (Austin Chalk) и на Ближнем Востоке. Здесь по­ роды достаточно устойчивы, поэтому спуск обсадных колонн для крепления стенок скважины не требуется. Такая ситуация исключает повторный доступ

вствол и возможность изоляции пластов. В — открыты боковые стволы, про­ буренные через существующую обсадную колонну с использованием откло­ нителей и фрезерных долот. В боковые стволы могут быть спущены заранее собранные фильтры или хвостовики с щелевидными отверстиями, но они не будут связаны с основным стволом. Существует некоторая возможность

изоляции пласта для открытия или перекрытия потока. С — обсаженная сква­ жина с полноразмерным хвостовиком для бокового ствола. Это последнее до­ стижение технологии многоствольного бурения, позволяющее осуществлять подсоединение, изоляцию пластов и повторный ввод инструмента полного диаметра.

Рисунок 1.125 — Эволюция технологии проводки многоствольных скважин:

А— многостовольная открытая скважина; В — скважина с открытыми боковыми стволами;

С— обсаженная скважина с полноразмерным хвостовиком для бокового ствола

Всеверных условиях на Аляске в начале XXI в. на месторождении МилнПойнт начали использовать многоствольные скважины на Северном склоне.

Несмотря на то что эксплуатация месторождения на Северном склоне штата Аляска началась давно, неиспользованные запасы, составляющие свыше 15 млрд бар. нетронутых залежей нефти, оставались привлекательной перспективой. Сочетание неустойчивых цен на нефть и стоимости бурения (обычно в три — пять раз превышающей стоимость бурения сопоставимых скважин, расположенных в остальных штатах США или Канаде) подкрепили надежды некоторых нефтедобывающих компаний на целесообразность раз­ работай и серьезно расстроили планы других. Однако компания «Би Пи» реа­ лизовала стратегию разработки, основанную на технологии многоствольного заканчивания скважин третьего уровня сложности (по классификации много­ ствольных скважин, разработанной группой совершенствования технологии бурения многоствольных скважин TAML). Другие нефтедобывающие ком­ пании следовали этому примеру. Технология многоствольного заканчивания скважин третьего уровня сложности позволяла снизить затраты и увеличить дебит скважин. Компании «Би Пи», «Филипс», «ХТО» внедрили стратегию эксплуатации месторождения, основанную на этой технологии.

Компания «Коноко» начала разработку участка Милн-Пойнт в 1987 г., осуществляя добычу сначала из песчаного горизонта кунарук, а затем — с че­ тырех гравийных насыпей в новом эксплуатационном регионе на песчаный горизонт шрэдер-блафф. После нескольких лет исследований «Коноко» по­ считала проект неэкономичным. Компания «Би Пи» приобрела 91 % участка Милн-Пойнт в 1994 г. и оставшиеся 9 % — в 2000 г.

С момента начала промышленной эксплуатации добыча производилась механизированным способом с помощью электрических погружных насосов (ESP) на всем участке Милн-Пойнт для скважин на горизонты как шрэдерблафф, так и кунарук. Поскольку чрезмерное содержание твердой фазы в до­ бытой нефти приводило к отказам ESP, а стоимость замены насосов состав­ ляла в среднем 300 тыс. дол., оказалось необходимым регулирование выноса песка на забое. При средней долговечности ESP 2,5 года, ремонт скважин с суточным дебитом менее 200 бар. считался неэкономичным.

Первоначальный дебит нефтяных скважин в течение первых девяти лет эксплуатации месторождения Милн-Пойнт составлял в среднем 300 бар/сут.

Втечение этого времени «Коноко», а позже и «Би Пи» пытались отыскать способ увеличения дебита скважин при сокращении стоимости бурения и заканчивания. При эксплуатации первых 17 скважин компания «Коноко» сосредоточила внимание на традиционной технологии заканчивания скважин при различных методах контроля за выносом песка. Рациональным путем должно было стать увеличение объемов добычи нефти за счет увеличения количества песчаных горизонтов, на которые заканчивалась каждая скважи­ на. Была пробурена одна горизонтальная скважина.

С1994 до 1996 г. компания «Би Пи» провела промышленные испытания различных вариантов заканчивания скважин путем гидравлического разрыва пласта с последующей гравийной набивкой. В 1996 г. компания разработала крупномасштабную программу разработки горизонта шрэдер-блафф, осно­ ванную на технологии гидравлического разрыва пласта для контроля выноса песка (Frac for Sand Control — FSC), полагая, что это даст возможность довес­ ти суточный дебит скважин до 600 бар. Программа стоимостью в 1 млрд дол. потребовала строительства пяти новых гравийных насыпей, 16 км новых до­ рог и нового трубопровода протяженностью в 120 км. Следовало пробурить приблизительно 500 FSC-скважин в радиусе 2288 м с каждой насыпи.

Первая фаза этого плана была осуществлена в 1997 г. проводкой ряда сква­ жин, которые были последовательно пробурены в 1997 г. и освоены в 1998 г.

Вто время как 14 традиционно законченных по этой программе скважин обеспечили в среднем суточный дебит в 275 бар. на скважину, горизонтальная скважина ступенчатой конструкции без контроля за выносом песка позволила получить 600 бар. в сутки. В 1998 г. были пробурены две дополнительные

горизонтальные скважины без контроля за выносом песка. Хотя их произ­ водительность мало отличалась от предыдущих, традиционно законченных скважин, все три горизонтальные скважины показали большую устойчивость песков при более высоких дебитах, чем предполагалось на основе изучения механики горных пород и лабораторных исследований содержания песка. В то же время в 1996 г. на большинстве скважин, законченных по технологии FSC, произошли быстрые и многочисленные отказы электропогружных насосов из-за расклинивающего агента (в жидкости для гидроразрыва) и выноса пес­ ка. В этот момент крупномасштабная программа разработки месторождения была приостановлена и подверглась переоценке.

Первые многоствольные скважины на площади Милн-Пойнт были про­ бурены в ноябре 2000 г. Предпроектная подготовка до начала бурения состоя­ ла из определения точки ответвления (в песке или вышележащем сланце); обеспечения в будущем доступа в боковой ствол, проектирования перекрытия песка, воды и (или) давления в точке ответвления. При отсутствии песка типа N и потребности в контроле над его содержанием (надежность применения хвостовика со щелевидными отверстиями была доказана ранее) многостволь­ ная конструкция могла быть закончена относительно простыми средствами, при системе второго или третьего уровня сложности. Группа разработки пос­ читала будущий ввод в боковой ствол критическим для возможного исполь­ зования с целью очистки ствола системы с гибкими трубами, без применения собственно буровой установки. Кроме того, высокая стоимость бурения на Аляске диктовала применение систем, которые могли бы сократить до мини­ мума число рейсов и время бурения.

Первые три многоствольные скважины были пробурены с использованием системы второго уровня сложности, с первым в мире полым направляющим, разработанным для обеспечения повторного ввода колонны гибких труб

воба боковых ствола. Из-за аварии на необсаженной скважине, случившейся

в1999 г., решили изменить проект. В 2001 г. была установлена первая в мире система третьего уровня сложности с подвеской для крюка 4,5" х 7".

Система подвески обеспечивала механическую опору для соединений обсаженного и зацементированного главного ствола с защищенными филь­ трами необсаженными боковыми стволами в скважинах со смешанным типом добычи. На месторождении Милн-Пойнт это позволяло установить соедине­ ние и хвостовик со щелевидными отверстиями совместно, за один рейс.

Введение этой системы подвески в январе 1999 г. было существенным шагом в разработке экономичных, подходящих для данного конкретного слу­ чая многоствольных конструкций, так как она обеспечила одновременный ввод в главный и боковой ствол. До этого системы третьего уровня имели ограниченные функциональные возможности, так как хвостовик со щелевид­

с помощью FSC превратить некоторые из ранее законченных скважин в мно­ гоствольные с горизонтальными стволами и таким образом удвоить или утро­ ить их текущую добычу. Следующая фаза разработки включала проводку многоствольных скважин в неуплотненных песках типа N. На 2003 г. было запланировано бурение двух скважин для проверки концепции.

Аналогичную задачу решала компания «Филлипс Петролеум», разраба­ тывающая пласт уэст-сэк на площади Грейтер Кунарук Северного склона, где необходимо было добиваться снижения текущих затрат в многоствольных скважинах за счет сокращения числа рейсов, увеличения дебита на освоенных месторождениях и сокращения риска при проводке многоствольных скважин. К 2003 г. «Филлипс» установила две системы подвески.

Чтобы обеспечить прямое симметричное удлиненное окно под подвеску

сфланцевым крюком, для «Филлипс» была разработана новая система от­ клонителя WindowMaster. Новый узел отклонителя был спущен в скважину и установлен под углом 19° влево от верхнего уровня. После фрезерования, верхний боковой был пробурен до проектной глубины, а отклонитель извле­ чен из скважины.

Упрощенный метод заканчивания для этой скважины сократил число рей­ сов на 50 % по сравнению с некоторыми другими многоствольными система­ ми и позволил сэкономить свыше 100 ч времени бурения. Экономия средств составила оценочно 360 тыс. дол. В то же самое время дебит увеличился на 280 % по сравнению с обычной одиночной скважиной. Если одиночные сква­ жины на этом месторождении обычно давали в сутки от 200 до 300 бар., то дебит новых многоствольных скважин составлял от 600 до 800 бар. в сут.

На 2003 г. установка подвески крюка на глубине 3242 м — самая глубо­ кая установка, которая была осуществлена для компании «ХТО Энержи» на площади Кук-Инлет. Работы по проводке многоствольной скважины начались

судаления существующего оборудования для заканчивания скважин, вклю­ чая эксплуатационную колонну и узел герметизации, вплоть до пакера глав­ ного ствола. После спуска скрепера для очистки отдельных участков ствола и проверки внутреннего диаметра 7-дюймовой обсадной колонны с линейной плотностью 47,63 кг/м была спущена система отклонителя, причем оборудо­ вание для MWD было включено в забойную компоновку для фрезерования.

Предыдущие одиночные скважины на этой площади производили в сред­ нем от 150 до 200 бар./сут. Новая многоствольная скважина третьего уровня

в2003 г. имела суточный дебит 600 бар. Система подвески нашла свою нишу

вэтой часта света, помогая нефтедобывающим компаниям значительно уве­ личить добычу при сокращении стоимости скважин и рисков.

В2002 г. Департамент службы Управления внутренними минеральными ресурсами США разработал пятилетний план на 2002-2007 гг. для моря

Бофорта, включающий 3 нефтяные и газовые арендные продажи. «Шелл Оф­ фшор Инк.» получила 84 арендных договора на территории в море Бофорта, основанные на заявке в более чем 44 млн дол. за Договор 195 (март 2005 г.) и предложила 39 млн дол. за Договор 202 (март 2007 г.).

При рассмотрении арендных сделок в море Бофорта «Шелл Оффшор Инк.» оценивала стоимость и возможность осуществления бурения.

Первоначально были рассмотрены 4 буровые установки, способные рабо­ тать в арктическом регионе:

—2 разведочных буровых судна «Канмар», стоящих в Сингапуре;

—буровая баржа с донным основанием SDC, стоящая у острова Хершель, к западу от дельты реки Маккензи, принадлежащая норвежской «Сеатанкерс Лтд.»;

—буровая баржа «Куллук», стоящая в заливе Маккинли, к востоку от дельты

реки Маккензи, принадлежащая «Сеатанкерс Лтд.».

К 2005 г. в результате анализа выбор был сокращен до барж SDC

и«Куллук», хотя мировое внимание повернулось в сторону судов арктическо­ го класса, первоначально спроектированных для эксплуатации в Баренцевом море. «Шелл» были необходимы буровые установки со стандартным швартовочным оборудованием, однако предназначенные для работы на мелководье моря Бофорта. Компания решила, что баржа SDC не имеет достаточных глубинных возможностей для проведения запланированных буровых про­ грамм. Летом 2005 г. «Шелл» направила группу для оценки баржи «Куллук», состоящую из мастеров, морских и буровых инженеров, представителя DNV

инескольких полевых инженеров. Они провели несколько недель на установ­ ке, оценивая каркас, а также морские и буровые системы. В декабре 2005 г. «Шелл Оффшор Инк.» выкупила «Куллук» у «Сеатанкерс».

Параллельно с буровой баржей «Куллук» «Шелл» начала рассмотрение бурения глушащей скважины. Компания решила, что для этого она нуждается во второй буровой установке и очень заинтересована в приобретении допол­ нительного бурового судна.

Выбранное судно принадлежало норвежскому буровому подрядчику «Фронтье Дриллинг АС», которое компания собиралась преобразовать в суд­ но арктического класса. В конце декабря «Шелл» и «Фронтье» подписали контракт на обновление судна «Фронтье Дискавэр» (рис. 1.128).

Вянваре 2006 г. компании подписали еще один контракт на управление

иэксплуатацию баржи «Куллук» для морских разработок компании «Шелл» компанией «Фронтье». Первоначальный срок контракта — 3 года с возмож­ ным продлением на 5 лет с июля 2007 г.

Работы по обновлению баржи «Куллук» предполагалось выполнить в за­ ливе Маккинли.