Геолого-экономическая оценка эффективности освоения морских нефтегазовых месторождений Особенности испытаний морских скважин Дзюбло Александр Дмитриевич, д. г. -м. н. , проф.
ОБЗОРНАЯ КАРТА ПРИЯМАЛЬСКОГО ШЕЛЬФА И РАЙОНА ОБСКОЙ И ТАЗОВСКОЙ ГУБ
Самоподъемная плавучая буровая установка “АМАЗОН”
Особенности испытаний морских скважин Работы выполнялись с самоподъемных буровых установок (СПБУ) “Мурманская” (ФГУП “Арктикморнефтегазразведка”, 1998 -2000 г. ) и “Амазон” (ООО “Газфлот”, 2002 -2003 г. ), которая предназначена для бурения скважин глубиной до 3000 м при глубине моря от 4 до 51 м.
Для ускоренного поиска и разведки новых месторождений углеводородов в настоящее время сложился прогрессивный технологический комплекс, включающий высокоэффективные методы сейсморазведки, рациональное размещение скважин и их бурение, современную технологию отбора керна и его обработку, интерпретацию результатов ГИС и ГТИ, высокоэффективные технологии заканчивания морских поисково-разведочных скважин - вторичного вскрытия и испытания продуктивных объектов. Данный комплекс был успешно применен при проведении геологоразведочных работ на указанных выше акваториях в период 1998 -2003 г. г.
При испытании продуктивных объектов был применен современный комплекс испытательного оборудования компании «Halliburton» . Комплекс испытательного оборудования включает трубный пластоиспытатель и палубное оборудование, оснащенное системой сбора, передачи и анализа параметров работы скважины в режиме реального времени. Комплекс может быть использован как на стационарных морских платформах и самоподъёмных буровых установках (СПБУ), так и на плавучих буровых установках: буровых судах (БС), полупогружных буровых установках (ППБУ), для чего в его состав входит подводно-устьевая аварийноотстыковочная система с гидроприводом управления с поверхности.
Данный комплекс также может быть использован с некоторым изменением состава применяемого оборудования при проведении геолого-разведочных работ на суше, а также при проведении ремонтновосстановительных работ в эксплуатационных скважинах. Оборудование изготовлено в кислото и сероводородостойком исполнении и позволяет проводить испытание как газовых скважин с дебитами до 2, 2 млн. м 3/сут, так и нефтяных с дебитами до 2800 м 3/сут в широком диапазоне термобарических скважинных условий (максимальное давление - 103 МПа, максимальная температура - 170 0 С ).
Компоновка пластоиспытателя
Представлена компоновка полнопроходного пластоиспытателя (DST - Drillstem Test Tools), наружный диаметр - 127, 7 мм, внутренний проходной диаметр (макс - 57, 9 мм, мин. -48, 2 мм - пакер), спускаемого в зависимости от решаемых технологических задач на бурильных или на насоснокомпрессорных трубах (НКТ) и включающая в свой состав следующие основные элементы (снизу-вверх): -трубный перфоратор (TCP - Tubing Conveyed Perforating system), оснащенный узлом отстыковки корпуса; -подвесной извлекаемый пакер RTTS; -безопасный переводник (RTTS SAFETY JOINT) (не указан);
-пробоотборник с разрывным диском (RD SAMPLER); -гидравлический циркуляционный клапан; -держатель глубинных измерителей (электронных и механических) давления и температуры ( не указан); -испытательный клапан с азотной камерой (LPR-N Tester Valve) управляемые давлением в затрубном пространстве; -многоразовый циркуляционный клапан OMNI, управляемый давлением в затрубном пространстве и имеющий три рабочих положения: опробование (шаровой клапан открыт, циркуляционные отверстия закрыты), циркуляция (шаровой клапан закрыт, циркуляционные отверстия открыты), нейтральное (шаровой клапан закрыт, циркуляционные отверстия закрыты);
-циркуляционный предохранительный клапан с разрывными дисками (RD Safety Circulating Valve) нормально открытый и используемый на окончательной стадии испытания для промывки и глушения скважины перед подъемом испытательной колонны. Клапан срабатывает от давления в затрубном пространстве, воздействующего на разрывной диск; -телескопические соединения, позволяющие компенсировать растяжение и сжатие испытательной колонны, зафиксированной в клиньях (или колонной головке) на устье и пакером на глубине его установки, а также корректировать меру компоновки после установки пакера.
Использование НКТ для спуска пластоиспытателя имеет ряд преимуществ перед бурильными трубами, а именно, расширяет диапазон методов освоения скважины и интенсификации притока пластовых флюидов к её забою. Пластоиспытатель DST оснащается кварцевыми скважинными датчиками давления и температуры производства фирмы GRC Amerada Gauges с программным обеспечением в среде MS-DOS.
Мера компоновки проведении испытания объекта скв. Каменномысская № 2 (интервал перфорации 1026 -1046 м)
Принципиальная схема комплекса палубного испытательногооборудования
На рисунке представлен технологический комплекс палубного испытательного оборудования, обеспечивающий регулирование режима работы скважины, нагрев, сепарацию, замер и сжигание её продукции и включающий в свой состав: - фонтанную арматуру с клапаном безопасности, допускными и подъёмными патрубками (рабочее давление 68, 9 МПа); - штуцерный манифольд с регулируемым и стационарными штуцерами, а также коллектором сбора данных; - блок теплообменника производительностью 4 Млн. брит. тепл. ед. /час (4220 МДж/час);
- трёхфазный сепаратор (максимальное рабочее давление 10, 0 МПа) производительностью: по газу 1, 64 млн. м 3/сут; по жидкости - 1669 м 3/сут; - замерную емкость (танк): объем - 15, 9 м 3; высота - 6 м; номинальное давление - 0, 34 МПа; - перекачивающий насос производительностью - 1589 м 3/сут при давлении 1, 9 МПа; - горелки (Compact) производительностью - 1907 м 3/сут по нефти при макс. давлении 9, 6 МПа с подачей воды для орошения 2384 м 3/сут и с подачей воздуха 21, 2 м 3/мин при давлении 0, 67 МПа и 2, 26 млн. м 3/сутпо газу.
Комплекс палубного испытательного оборудования оснащен компьютеризированной системой сбора данных SCAN. Система SCAN используется для сбора, передачи и анализа параметров работы скважины в режиме реального времени. Операционная система DOS и Windows. В процессе испытания измеряется и регистрируется в различных элементах технологического оборудования давление, температура, расход флюида. Компьютер контролирует время замера, преобразует аналоговые данные в цифровую форму, выполняет математические расчеты и осуществляет различные манипуляции с полученными данными. Система SCAN позволяет избежать ошибок, которые могут быть допущены человеком. Такие ошибки могут возникнуть при интерпретации данных, снятии показателей счетчиков и определении времени замеров.
Преимуществом системы является возможность контроля качества данных, быстрое обнаружение и устранение ошибки как в ручном, так и в автоматическом режиме сбора данных, оперативно и одновременно получать информацию о следующих параметрах: - давление и температура на устье скважины; - давление в обсадной колонне; -давление и температура в сепараторе, расход газа, нефти и воды. Указанные параметры могут быть совмещены в режиме реального времени с результатами регистрации давления и температуры, полученными с помощью электронных глубинных датчиков.
Комплекс испытательного оборудования дополняется двухбарабанной гидрофицированной лебедкой Slik-lain (проволока d=2, 3 мм; трос d=4, 7 мм) с комплектом секций лубрикатора и сальниковых уплотнений. Установка позволяет осуществить следующие операции: -освоение скважины методом свабирования; -установка и извлечение пакеров, пробок и регуляторов потока; -определение положения башмака колонны НКТ; -проведение скважинных исследований с применением глубинных приборов (эксплуатационный каротаж, отбор глубинных проб пластовых флюидов).
Микропроцессор измерительной системы установки, непрерывно учитывающий удлинение проволоки или троса от воздействия нагрузки и температуры окружающей среды, позволяет добиться высокой точности измерения глубины. Гидравлическая система позволяет оператору добиться плавного движения каната, что особенно важно при выполнении эксплуатационного каротажа с использованием приборов с запоминающими устройствами (расходомеры, датчики давления и температуры). Установка автономна и предназначена для работы в арктических условиях.
Пробоотборное оборудование фирмы LEUTERT включает в свой состав: глубинные пробоотборники для взятия проб нефти с забоя скважины, комплект запорной арматуры и пробоотборных цилиндров для взятия проб на поверхности, установку для перевода глубинных проб в контейнера для транспортировки, приборы для экспресс-анализа нефти.
Современная технология проведения испытания морских скважин заключается в том, что все операции (вскрытие, освоение и испытание продуктивного объекта в комплексе с методами интенсификации притока )проводятся за один спуск инструмента. При этом вторичное вскрытие (перфорация) осуществляется при одновременном создании депрессии на пласт. Указанные особенности позволяют повысить эффективность проводимых работ за счет сокращения числа спусков пластоиспытателя, повышения уровеня информативности и обеспечения контроля за процессом испытания скважины, что значительно ускоряет процесс оценки отдельных параметров пластов и запасов углеводородов месторождения в целом.
Важной составляющей успешного проведения испытания скважин в условиях арктического шельфа (сложные гидрометеорологические условия, ограниченный срок проведения работ) является надежность, эффективность и безопасное применение прострелочного оборудования. Совместно с пластоиспытательным оборудованием фирмы «Halliburton» ООО “Газфлот” успешно применяет трубные перфораторы, разработанные и выпускаемые ОАО “ВНИПИвзрывгеофизика”. Прострелочное оборудование ОАО “ВНИПИвзрывгеофизика” прошло промышленное испытание, сертификацию и имеет разрешение Госгортехнадзора РФ на постоянное применение.
Разработанные трубные перфораторы ПМТ-89 (применены ООО “Газфлот” при вторичном вскрытии продуктивных объектов в поисковой скв. № 1 Северо. Долгинская и в поисковой скв. № 1 Южно-Долгинская) и ПКТ-105 с повышенной пробивной способностью и пониженным фугасным воздействием на корпус в составе с пластоиспытательным оборудованием фирмы «Halliburton» успешно апробированы при творческом сотрудничестве, консультационнотехнической поддержке и непосредственном участии ООО “Газфлот” в работах по вторичному вскрытию продуктивных объектов в морских поисковоразведочных скважинах.
Спускаемый на трубах модульный кумулятивный перфоратор ПМТ 89
Кумулятивный трубный перфоратор ПКТ
Технологическая схема вторичного вскрытия продуктивного пласта перфоратором, спускаемым на насосно-компрессорных трубах с предварительной опрессовкой корпуса перфоратора
Перфораторы ПМТ собираются из модулей, опрессованные на требуемое давление и содержащие кумулятивные заряды, детонирующий шнур и узлы приема-передачи детонации, и помещается в предварительео опрессованный корпус перфоратора, который представляет из себя сборку НКТ. Перфоратор предназначен для вскрытия нефтегазоносных объектов большой мощности за один спуск на трубах при депрессии и контролируемом устье (в том числе с пропусками в интервале перфорации). Перспективно его использование в горизонтальных скважинах. Наличие взрывателя адиабатического действия обеспечивает полную безопасность проведения работ.
Перед сборкой и последующим спуском трубного перфоратора в скважину в составе трубного, полнопроходного и гидравлически управляемого пластоиспытателя его корпус собирается и опрессовывается непосредственно на морской буровой установке. Технологическая схема вторичного вскрытия продуктивного объекта перфоратором, спускаемым на насосно-компрессорных трубах с предварительной опрессовкой корпуса перфоратора. Вторичное вскрытие на депрессии продуктивных объектов в поисково-разведочных скважинах, пробуренных на акваториях Обской и Тазовской губ, было осуществлено перфораторами ПКТ 105, оснащенных зарядами ЗПКТ 73.
Выбор величины депрессии при вторичном вскрытии продуктивного объекта является сложной задачей, решение которой зависит от многих факторов (тип коллектора, его состав и механические свойства и пр. ). Однозначных рекомендаций относительно рациональных величин депрессий при вскрытии продуктивных объектов до настоящего времени нет. Накопленный опыт вскрытия и освоения показал, что величина депрессии при вскрытии сеноманских залежей должна быть не более 25 -30% Рпл, чем и руководствовались при проведении работ по вторичному вскрытию, освоению и испытанию скважин на указанных акваториях.
Начальная депрессия на пласт (в момент вторичного вскрытия) оценивалась исходя из геологогеофизической характеристики интервала вскрытия и последующего быстрого освоения скважины, без применения дополнительных технических средств и технологий. Последующие гидродинамические исследования в процессе испытания проводились после полной очистки призабойной зоны пласта, на режимах прямого и обратного хода, исключающие возникновение условий гидратообразования и выноса песка.
В августе 2000 г. в сводовой части Северо. Каменномысского поднятия ГУП «Актикморнефтегазразведка» по заданию ООО «Газфлот» с СПБУ «Мурманская» была пробурена поисковая скважина № 1 Северо-Каменномысская. Скважина остановлена при забое 1200 м в сеноманских отложениях. В скважине проведен отбор керна, выполнен комплекс ГИС и проведено испытание сеноманских отложений в интервале 1013 - 1063 м. При испытании скважины получен приток газа, дебит которого на штуцере 19, 05 мм составил 572 тыс. м 3/сут. По завершении испытания скважина ликвидирована, как выполнившая свое назначение. Таким образом, по результатам бурения и испытания скв. № 1 в акватории Обской губы было открыто первое газовое месторождение Северо-Каменномысское с продуктивностью сеноманских отложений верхнего мела.
В сентябре 2000 г. в сводовой части Каменномысского поднятия (морской участок Каменномысского месторождения) была пробурена поисковая скважина № 1 Каменномысская-море. Скважина остановлена при забое 1275 м в сеноманских отложениях. В скважине проведен отбор керна, выполнен комплекс ГИС и проведено испытание сеноманских отложений в интервале 1023 – 1041 м. При испытании скважины получен приток газа. Дебит газа на штуцере 22, 2 мм составил 410 тыс. м 3/сут. По завершении испытания скважина ликвидирована как выполнившая свое назначение.
В 2002 г. ООО “Газфлот” продолжил геологоразведочные работы на акваториях Обской и Тазовской губ с использованием самоподъемной буровой установки “Амазон”, предназначенной для работы на мелководье. В августе 2002 г. на крыле Северо. Каменномысской структуры была пробурена скв. № 2. Скважина остановлена при забое 1171 м в сеноманских отложениях. В процессе строительства скважины проведен отбор керна, выполнен комплекс ГИС и проведено испытание сеноманских отложений в интервале 1028 – 1068 м. При испытании скважины получен приток газа. Дебит газа на штуцере 22, 2 мм составил 374 тыс. м 3/сут. Результаты бурения скв. № 2 позволили уточнить геологическое строение и подсчетные параметры сеноманской залежи и тем самым получить прирост запасов газа.
В сентябре-октябре 2002 г. в сводовой части Чугорьяхинской антиклинальной структуры на акватории Тазовской губы была пробурена поисковая скважина № 1 при забое 1170 м. Проведен отбор керна, выполнен комплекс ГИС и проведено испытание продуктивного объекта в сеноманских отложениях в интервале 1045 – 1080 м. При испытании получен приток газа дебитом 7, 2 тыс. м 3/сут и воды – 50 м 3/сут. После проведения изоляционных работ объект был повторно испытан в интервале 1044 – 1052 м. В результате был получен приток газа дебитом 12, 5 тыс. м 3/сут на штуцере 15, 9 мм, чем и была доказана промышленная продуктивность залежи.
В сезоне 2003 г. были пробурены и испытаны две скважины № 2 и № 4 на месторождении Каменномысское-море и пробурена первая поисковая скважина на Обской структуре, вскрывшая отложения сеномана и апта. Из сеноманских отложений получен промышленный приток газа. В процессе проведения ГДИ выявлено, что продукция всех испытанных скважин представляет собой практически сухой газ, состоящий на 99% из метана и имеющего плотность при стандартных условиях 0. 673 кг/м 3.
Все технологические параметры работы скважин и палубного оборудования в процессе испытания измерялись с помощью соответствующих датчиков и фиксировались системой SCAN-2(Surface Computer Acquisition Network –наземная компьютерная сеть для сбора данных второго поколения) начиная с момента вторичного вскрытия, последующей очистки скважины и в течение всего периода газодинамических исследований методом противодавления (последовательная смена фиксированных штуцеров). Система SCAN основана на каротажном модуле Fardux Limited M. I. D. A. S. Одновременно в течение всего процесса испытания скважины глубинными автономными датчиками фиксировались давление и температура в точке их установки. Все измерения осуществлялись в режиме реального времени, что позволяло по завершении испытания скважины согласовать их с теми или иными технологическими операциями.
В качестве примера приведены результаты регистрации системой SCAN расхода газа, измеряемого диафрагменным измерителем, установленным на газовой линии сепаратора в процессе отработки скв. № 1 Обская на фиксированных штуцерах при прямом и обратном ходе.
Результаты измерения забойных давления и температуры глубинными датчиками, установленными под испытательным клапаном. Изменение давления и температуры в процессе проведения ГДИ скв. № 1 Обская (II объект 1066 -1076 м) (запись глубинного манометра, глубина установки - 1042 м)
Результаты испытаний поисково-разведочных скважин, пробуренных ООО"Газфлот" на акватории Обской губы в сезоне 2003 г.
Индикаторная диаграмма скважины № 1 Обская 2 y = 0, 0008 x R 2 + 2, 0037 x = 0, 9878 1200 2 , (кг. с/см ) 2 1000 800 400 пл Р 2 -Р 2 заб 600 200 0 0 50 100 150 200 Дебит газа, тыс. м 250 300 3 /сут 350 400 450
Характеристика поисковоразведочных скважин, пробуренных ООО “Газфлот” на акватории Обской губы в 2003 г.
Полученные значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений пласта А=2, 0037 ат2/тыс. м 3/сут и В=0, 0008 ат2/(тыс. м 3/сут)2 значительно выше фильтрационных показателей пласта, полученных при испытании скв. № 4 Каменномысская- море, что видимо можно объяснить при всех прочих равных условиях различной продолжительностью испытания скважин на отдельных режимах и более низкими фильтрационными характеристиками призабойной зоны пласта скв. № 1 Обская. По результатам лабораторных исследований керна, проведенных ОАО НПЦ “Тверьгеофизика”, разрез сеноманских отложений сложен высокопористыми песчано-глинистыми разностями, значения пористости которых изменяются от 29% до 35%.
Результаты определения проницаемости на образцах керна показали, что проницаемость пород сеноманских отложений высокая и достигает величин от сотен м. Д до одного и более Дарси. Среднее значение проницаемости, определенное по газу при атмосферных условиях по различным методам составляет: Каменномысское месторождение скв. № 4 346 - 5458 м. Д; Обская структура скв. № 1 424 - 1784 м. Д. Что касается эффективной проницаемости (проницаемость в присутствии воды в пластовых условиях), то было отмечено, что для коллекторов эффективная проницаемость близка к проницаемости по газу при атмосферных условиях.
Для вмещающих пород по данным ОАО НПЦ “Тверьгеофизика” эффективная проницаемость уменьшается на несколько порядков, что видимо объясняется присутствием в породе набухающих минералов глин. В коллекторах минералы глин либо отсутствуют, либо их концентрация невелика. Для сеноманского разреза в дальнейшем приемлемым можно считать эффективную проницаемость, полученную в пластовых условиях по результатам гидродинамических исследований в процессе испытания выделенных продуктивных объектов.
Запись кривой восстановления давления осуществлялась после остановки скважины посредством закрытия испытательного клапана сбросом давления в затрубном пространстве, тем самым было сведено к минимуму влияние трубного пространства на качество записи кривой восстановления давления за счет притока газа после закрытия скважины. Так как время работы скважины Т меньше в 20 раз времени t, необходимого для полного восстановления давления (T 20 t), то это позволяет представить КВД в координатах Хорнера. При этом экстраполяция прямолинейного участка до пересечения с осью ординат позволяет определить пластовое давление, а по значению углового коэффициент, используя традиционные методы, определить проницаемость пласта.
КВД скважина № 1 Обская
КВД в координатах Хорнера скважина № 1 Обская
Полученные результаты подтверждают возможные достаточно высокие добывные возможности скважин месторождения в процессе их эксплуатации при давлениях на устье и величинах депрессии, близких к тем значениям, которые имели место в процессе испытания скв. № 2 Северо. Каменномысская. При этих условиях в случае оборудования скважины НКТ диаметром 114 мм дебит может составить 1 млн. м 3/сут.
По результатам геолого-разведочных работ, проведенных в 2000 -2003 годах на акваториях Обской и Тазовской губ можно сделать следующие выводы: - применение новой техники и технологии вторичного вскрытия продуктивных объектов, освоения и испытания морских разведочных скважин позволило получить промышленные притоки газа и открыть новые крупные месторождения углеводородов на Арктическом шельфе РФ. Открыты четыре газовых месторождения: Северо-Каменномысское, Каменномысское-море, Чугорьяхинское и Обское. Сделана оценка запасов газа. Решением Центральной Комиссии МПР РФ по Государственной экспертизе запасов полезных ископаемых указанные месторождения поставлены на государственный учет;
-разработанная и внедренная отечественная прострелочно-взрывная аппаратура с зарядами повышенной пробивной способности дает значительное повышение эффективности вторичного вскрытия продуктивных пластов и не уступает по своим характеристикам лучшим зарубежным аналогам; -проведена комплексная обработка данных ГИС, испытания скважин, а также детальное исследование отобранного кернового материала из отложений сеномана (Обская и Тазовская губы).
Скачать презентацию Геолого-экономическая оценка эффективности освоения морских нефтегазовых месторождений Особенности
лекция 8 Ообенности испытания морских скважин.ppt