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 месторож-

дения 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.