Паламодов К.Е.
АНАЛИЗ ОПАСНОСТЕЙ ПРИ БУРЕНИИ В АРКТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ *
Аннотация:
цель данного исследования - определить риски при бурении в условиях Арктики, проанализировать пути их решений, разработать превентивные мероприятия по минимизации осложнений в ходе бурения в Заполярье, в особенности бурение в эвапоритовых (соляных) структурах и рядом с ними. Анализ имеющихся технологий бурения для снижения любой ожидаемой опасности в ходе бурения. Опираясь на опыт эксплуатации в других областях, схожих с буровыми работами в Арктике
Ключевые слова:
бурение в Арктических условиях, плотность раствора, Арктический шельф, морское бурение, соляной купол
УДК 550.822.71/.73
Паламодов К.Е.
Главный специалист управления супервайзинга бурения
ООО «РН-Пурнефтегаз»
(г. Губкинский, Россия)
АНАЛИЗ ОПАСНОСТЕЙ ПРИ БУРЕНИИ
В АРКТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
Аннотация: цель данного исследования - определить риски при бурении в условиях Арктики, проанализировать пути их решений, разработать превентивные мероприятия по минимизации осложнений в ходе бурения в Заполярье, в особенности бурение в эвапоритовых (соляных) структурах и рядом с ними. Анализ имеющихся технологий бурения для снижения любой ожидаемой опасности в ходе бурения. Опираясь на опыт эксплуатации в других областях, схожих с буровыми работами в Арктике.
Ключевые слова: бурение в Арктических условиях, плотность раствора, Арктический шельф, морское бурение, соляной купол.
Введение
Огромный нефтегазовый потенциал Арктики стимулирует геологоразведку с середины 20-го века. Государственные учреждения, такие как Геологическая служба России, и исторические компании, такие как Газпром и Роснефть, актуализируют важнейшую информацию о геологии и нефтяных открытиях. Геологическая служба России (2008) опубликовала средние по Арктике оценки неразведанных технически извлекаемых ресурсов таких, как нефть и газа на общую сумму 412 миллиардов баррелей нефтяного эквивалента (далее - БНЭ).
Геологоразведка в Арктике различается по сложности в основном это зависит от глубины бурения и возможных осложнений (не только геологических, но и осложнений, обусловленных ледниковыми торосами). Удаленность бурения в любой точке Арктики делает как береговые, так и морские операции в целом более сложными, чем бурение в других регионах мира. В перспективе наши исследования времени бурения в Карском море показали, что для большинства скважин высокой сложности, непроизводительное время (далее - НПВ) может превышать 24% от общего времени бурения, а половина документированного НПВ приходится на проблемы, связанные с наличием в пласте соляных структур.
Наш геологический анализ показал, что арктические нефтяные бассейны и окраины, такие как бассейн Восточная Канада, Карский и Восточно-сибирский, демонстрируют соляную тектонику, сравнимую с тектоникой континентальной окраины Новой Шотландии, шельфа Бразилии и Анголы. Часто встречаются соляные диапиры, соляные купола и толстые соляные разрезы. В этих бассейнах наблюдаются сопутствующие структуры, такие как антиклинали, разломы простирания, разломы типа "ключ". Эти структуры являются плоскостями слабости. В зависимости от условий эффективного внутрипластового напряжения эти разломы и интенсивные естественные трещины могут стать критически напряженными и вызвать скольжение по плоскости.
Реология и геохимия соли создают более высокий риск бурения, чем бурение через другие породы. Соль ползет к скважине во время бурения, и при бурении через соляные пропластки неизбежна пластическая текучесть вокруг скважины. Пограничная зона имеет тенденцию быть сильно трещиноватой, брекчированной или сдвиговой, и порода может стать неконсолидированной. Имеющиеся в открытом доступе документы по Арктическому региону подтверждают опасности, выявленные в ходе нашего геологического анализа, а также свидетельствуют о том, что на ранних этапах разведки существует большая неопределенность в отношении скважин. В аналогичных условиях за полярным кругом проблемы бурения, связанные с неопределенностью давления и стабильностью ствола скважины, упоминаются повсеместно, а извлеченные уроки предлагают ограничить неопределенность, когда это возможно, и использовать планирование на случай непредвиденных обстоятельств. Существующее аномальное давление и не редкость газоводонефтепроявления (далее - ГНВП) при бурении соляного купола/пропластка. Исходя из сходства структурной геометрии нефтяного бассейна в Арктике и отдельных бассейнов в других частях света, кажется логичным, что уроки, извлеченные из этих районов вдали от Арктики, например, на шельфе Саудовской Аравии и Анголы, должны оказать определенную помощь при планировании и проведении буровых работ в Арктике.
Имеется достаточное количество информации об исторических геологоразведочных работах, проведенных в Российском арктическом регионе. Ряд разведочных скважин был пробурен на шельфе моря Бофорта, Карском и Баренцевом. Опасности, возникавшие при бурении исторических скважин, были связаны с нарушением земных напряжений вокруг скважины, вызванных созданием самой скважины и взаимодействием бурового раствора с пластом. Отчеты о бурении показывают, что наиболее распространенными проблемами при бурении являются: наплывы пласта, ГНВП, потеря циркуляции бурового раствора, дифференциальные прихваты.
Сравнение нефтяной геологии шельфа Баренцевого моря и Карского показывает, что месторождения, расположенные в Баренцевом море, находятся под влиянием соляной тектоники и процесса галокинеза, а месторождения, расположенные в Карском море, в целом не подвержены влиянию процессов, связанных с мобилизацией соли.
Методы
Геологическая обстановка
Региональная стратиграфия Баренцевого моря подразделяется на четыре тектоно-стратиграфические группы: инувикский, франклинский, эллерсмерийский и брукианский. Тектоно-стратиграфические комплексы разделены региональными несогласиями. Брукианские пласты далее подразделяются на нижний и верхний брукиан, демаркированные несоответствием, разделяющим верхнемеловые породы и нижележащие породы. Большинство углеводородных ресурсов, обнаруженных в регионе Баренцевого и Карского моря, находятся в верхних брукских толщах.
В Карском море выявлено 8 последовательностей отложений:
Каждая последовательность состоит из переменной толщины прослоев слабо консолидированного песка до слабо сцементированного песчаника и глины/сланца. По направлению к дистальному фронту дельты количество глины/сланца увеличивается по сравнению с количеством песка/песчаника. В западной части Баренцевого моря присутствуют дельтовые фации. Мезозойская последовательность пород Западного бассейна состоит почти полностью из обломочных отложений. В целом, песчаники встречаются по краям бассейна, а сланцы - в центре бассейна.
Оценка общих ресурсов
По оценкам Геологической службы России в 1994 году морская дельтовая группа Баренцевого и Карского морей содержала от 12,6 до 15,5 млрд/м3 природного газа и от 1,8 до 2,3 млрд баррелей технически извлекаемой нефти. Было обнаружено более 40% предполагаемой нефти и около 10% газа. В западной части Баренцевого моря есть три пласта, которые образуют единую группу пластов. По оценкам Геологической службы, западная часть Баренцевого моря содержит от 8,6 до 14,3 млрд/м3 природного газа и от 1,4 до 2,5 млрд баррелей нефти. В целом, западная часть Баренцевого моря практически не изучена. Геологическая служба России продолжает оценку ресурсов в западном бассейне Карского моря. Используя два метода оценки - процесс открытия и объемный метод, средние ресурсы нефти от 3,8 до 4,3 млрд баррелей и природного газа от 46 до 47 млрд/м3. На карту нанесено более 200 перспективных объектов, включая соляные структуры.
Идентификация опасностей при бурении
Имеется большое количество информации об исторических разведочных работах, проведенных в арктическом регионе. На шельфе Баренцевого моря и в западной части бассейна Карского моря было пробурено несколько разведочных скважин. Опасности, возникавшие при бурении этих скважин, были связаны с нарушением земных напряжений вокруг скважины, вызванных созданием самой скважины и взаимодействием бурового раствора с формацией. Наиболее распространенными проблемами, возникавшими при бурении этих скважин, были:
Мы изучили историю бурения семи скважин и задокументировали встречающиеся опасности бурения. Выбор скважин был основан на сочетании разнообразия пластов, текущей оценке ресурсов, а также на предполагаемых местах будущей разведки.
Превентивными мерами для минимизации вероятности возникновения могут являться:
- применение девертора, который обеспечивает безопасный отвод флюида скважины в случае ГНВП на малых глубинах;
- использование мониторинга притока в режиме реального времени для обнаружения возможных выбросов пластовой жидкости;
- использование метода мониторинга и обнаружения массового баланса отслеживает объемы жидкости для раннего обнаружения ГНВП и потери циркуляции;
- поддержание постоянного забойного давления улучшает общую стабильность ствола скважины;
- активное регулирование и мониторинг эквивалентной циркуляционной плотности (далее - ЭЦП) с возможностью применения обратного давления на поверхности сводит к минимуму необходимость регулировки плотности бурового раствора;
- минимизация эффекта свабирования, за счет регулирования реологических показателей бурового раствора;
- минимизация начального давления циркуляции, за счет улучшения дизайна бурового раствора и минимизации влияния перепада температур на реологию промывочной жидкости.
Так же следует отметить что, активное управление ЭЦП с возможностью применения поверхностного противодавления устраняет необходимость снижения производительности буровых насосов. Прогнозирование порового давления в реальном времени во время бурения позволяет избежать опасностей, связанных с аномально высоким пластовым давлением. Использование передового гидравлического моделирования и системы программного управления для проведения динамического испытания целостности пласта и выполнение теста на утечку (далее - LOT) определяет окно бурения и позволяет оптимизировать конструкцию скважины за счет снижения металлоемкости и уменьшения количества промежуточных обсадных колонн.
Опасности бурения, связанные с солью
Мы ожидаем, что в будущем арктические шельфовые месторождения будут обусловлены прохождением через массивные соляные пласты и купола. В данном разделе статьи представлен обзор потенциальных опасностей, которые могут возникнуть при бурении через соляные купола/пласты. Соляные и соляно-слоистые испарительные тела в виде диапиров представляют опасности для бурения, связанные с морфологией соли, внутренней деформацией, геохимией, механическими свойствами окружающей породы и эффективным напряженным состоянием призабойной зоны пласта. Геохимия соли может значительно отличаться на одном и том же месторождении, вплоть до соседних скважин на кустовой площадке. Геохимия варьируется от галита (NaCl) до смесей хлоридных солей, например, сильвита (KCl) и карналита. Соляные тела могут иметь другие эвапоритовые минералы, например, ангидрит и гипс, связанные с соляными телами. Эвапориты могут откладываться поверх, вокруг или встраиваться в структуру соли. Связанные с солью эвапориты могут быть пористыми или естественно трещиноватыми и/или разломанными, с солью или жидкостями, содержащимися в пустотах.
Вязкое поведение соли при умеренных давлениях и температурах позволяет ей мобилизоваться из-за разницы в плотности между солью (~ 16 г/см3 для галита и другими породами (от 3 до 5 г/см3). В зависимости от структурной геометрии соли в месте бурения, траектория бурения оптимизируется таким образом, чтобы избежать или пройти через соль. Скорость ползучести соли, эффективное напряжение на месте и механические свойства породы, окружающей соляное тело, определяют наиболее безопасную траекторию бурения с точки зрения сохранения контроля над скважиной и стабильности ствола скважины.
Растворение соли, приводящее к увеличение номинального диаметра ствола скважины, может произойти при бурении через соляной пласт/купол. Некоторые причины этого - недонасыщение бурового раствора, химическое взаимодействие бурового раствора и перепад температур бурового раствора. Различные типы солей представляют различный риск, например, бишофит более растворим, чем галит. Когда для бурения через соляной пласт/купол выбирается раствор на водной основе, относительная растворимость солей определяет степень их растворения. Кроме того, температурные воздействия вызывают растворение солей. В скважине при высокой температуре соль растворяется значительно быстрее и переходит в состав бурового раствора в качестве загрязнителя. Когда буровой раствор поднимается к поверхности, соль кристаллизуется при снижении температуры. Циклы нагрева и охлаждения бурового раствора при бурении через соляной пласт/купол вызывает постепенное растворение соли в прискважинной области. При бурении через соляной пласт/купол вероятность возникновения деформации соли, приводящей к образованию узкого отверстия. Соль пластично деформируется при повышенном давлении и температуре, например, на глубине ~1,5 км и глубже, при температуре более ~93°С. Массивные пропластки соли более склонны к течению, чем пропластки меньшей мощности. Толщина пласта соли более ~300 метров представляет опасность при бурении. При бурении через соляной пласт/купол внутренние напряжения снимаются с соли. Сила, выталкивающая соль, равна весу вскрышных пород, и соль течет к скважине. В тяжелых случаях поток соли перекрывает ствол скважины и заклинивает бурильную колонну. Значения напряжений на месте, оцененные в дальнем поле соляного тела, не могут быть использованы для прогноза устойчивости скважины и анализа риска бурения. Напряжения вокруг и внутри соляного тела могут быть большими. Обычно пограничные зоны между солью и окружающими породами представляют собой смесь измененных пород в сдвиговых и брекчированных зонах или зонах естественной трещиноватости. Обычно в пограничных зонах находится узкое окно веса бурового раствора. Соль служит барьером для флюидов. В пограничной зоне запертая вода в глинистой породе может превратить литифицированную породу в неконсолидированный материал. Неконсолидированный материал слабый и может приближаться к прочности материала почвы, т.е. к пределу прочности на сжатие без ограничения. Соль является пластичным материалом. В соли давление и напряжение одинаковы во всех направлениях. При бурении через соляной пласт/купол литостатическое давление превращается в поровое давление и плотность бурового раствора должен увеличиваться с увеличением плотности соли, добавляемой к вскрышным нагрузкам. Когда соляные разрезы переслаиваются с другими эвапоритами или карбонатами, поровое пространство между эвапоритами и карбонатами или открытые трещины заполняются либо солью, либо жидкостями высокого давления. Реология и геохимия соли создают более высокий риск бурения, чем бурение через другие породы. Соль ползет к скважине во время бурения и при бурении через соляные пласты/купола неизбежны пластические выделения вокруг скважины. Пограничная зона, фланговое солевое образование, как правило, имеет сильную естественную трещиноватость, брекчирование или сдвиг и порода может стать неконсолидированной и потерять свою связность и устойчивость. Возможны большие потери в естественно трещиноватой пограничной зоне. В пограничной зоне существуют карманы, где соль не закрывает поровое пространство и пространство трещин, там сконцентрировано аномальное пластовое давление, которое нередко служит причиной ГНВП.
Решение по управлению опасностями при бурении
Бурение через малоизученные пласты на разведочном месторождении может привести к множеству непредвиденных инцидентов, связанных с управлением скважиной, что представляет опасность для окружающей среды и персонала платформы. При бурении через пласты с аномальным пластовым давлением, забойное давление скважины необходимо поддерживать между поровым давлением пласта и градиентом давления гидроразрыва для обеспечения безопасности буровых работ. Допустимый диапазон плотности бурового раствора может быть чрезвычайно низким, поэтому необходимо тщательно отслеживать и контролировать эквивалентную циркулирующую плотность на забое скважины. Более того, из-за неопределенности при бурении новых пластов плотность бурового раствора не может быть точно спроектирована или отрегулирована так быстро, как это было бы необходимо для предотвращения ГНВП. Эти неизвестные факторы подвергают буровую операцию высокому риску в области ОТ, ТБ и ООС. Минимизировать негативные последствия этого высокого риска можно путем совершенствования процедур и улучшения промышленных технологий.
В традиционном бурении основной контроль для безопасного бурения скважины сосредоточен на проектировании скважины, которое включает в себя проектирование скважины, проектирование обсадной колонны и моделирование дизайна бурового раствора. Традиционная система бурения использует барьеры для смягчения последствий только после того, как произошел инцидент при бурении. Традиционный контроль скважины может оказаться недостаточным для бурения разведочных скважин в Арктике, особенно подводных и скважин с увеличенной глубиной охвата. Благодаря использованию инновационного поверхностного оборудования и передового программного обеспечения можно управлять противодавлением на поверхности для бурения в управляемом режиме через узкое окно бурения и избегать ГНВП при встрече с пластами, имеющими аномально высокое давление. Дальнейшее повышение безопасности достигается за счет бурения с замкнутым контуром, дополненным девертором, что помогает избежать выброса газа при прохождении верхних интервалов. Сочетание технологий значительно снижает фактор риска возникновения аварий и инцидентов, что одновременно сокращает непроизводительное время работ.
Заключение
Исходя из геологических условий арктического шельфа и исторических исследований скважин, метод бурения под управляемым давлением (далее - MPD) может быть более подходящим, чем традиционный метод бурения, для бурения будущих морских скважин в Арктике, особенно скважин, которые будут пробурены рядом с соляными породами. Целью MPD является управление профилем давления в скважине, улучшение контроля скважины, стабильности ствола, предотвращение прихватов/заклинок компановки, а также более точное определение скважинного окна между градиентом давления в порах и трещинах.
Использование автоматизированной системы MPD во время бурения может обеспечить значительную экономию времени и средств. Две вариации системы MPD, используемой при бурении - это вариация с постоянным забойным давлением (далее - ПЗД) и вариация с контролем возвратного потока. Эти два варианта в сочетании обеспечивают технические преимущества и безопасность. В условиях ПЗД противодавление подается с помощью автоматизированного бурового дроссельного коллектора, разработанного специально для операций MPD. MPD - это более гибкая технология бурения, чем обычная технология бурения. Система MPD может легко поддерживать давление на постоянном фоне или устранять колебания высокого давления, т.е. эквивалентная циркуляционная плотность равна эквивалентной статической плотности. Согласно данным Ассоциации буровых инженеров (MPD) при правильном применении, имеет высокую вероятность снижения большинства, если не всех, рисков, связанных с бурением.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
Номер журнала Вестник науки №4 (61) том 3
Ссылка для цитирования:
Паламодов К.Е. АНАЛИЗ ОПАСНОСТЕЙ ПРИ БУРЕНИИ В АРКТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ // Вестник науки №4 (61) том 3. С. 231 - 242. 2023 г. ISSN 2712-8849 // Электронный ресурс: https://www.вестник-науки.рф/article/7794 (дата обращения: 16.04.2024 г.)
Вестник науки СМИ ЭЛ № ФС 77 - 84401 © 2023. 16+