книги / Морская нефть. Развитие технологий освоения морских арктических месторождений нефти и газа
.pdfБурение вышеуказанных скважин происходило в сложных условиях, и ре шение многих технических проблем во многих случаях осуществлялось впер вые. На основании результатов работы в 1978 г. были сделаны очень важные выводы и даны рекомендации для выполнения работ в дальнейшем. Последо вательность выполнения работ во времени и технологии бурения по каждой скважине подтверждают вышесказанное. Распределение работ по месяцам с трех судов фирмы «Канмар» представлено на рис. 3.4.
Июль |
Август |
|
Сентябрь Октябрь |
Ноябрь |
I |
|
/ |
1 |
|
Эксплорер Г |
|
|
|
|
|г || |
Эксплорер 1
Е
Эксплорер 1
1
з1 0 0 ’
1 ' 1
_________
Рисунок 3.4 — Распределение работ по месяцам с трех судов фирмы «Канмар»:
скважины: 1 — «Укалерк 2С-50»; 2 — «Тарсиут А-2.5»; 3 — «Копаноар М-13»; 4 — «Нерлерк М-98»; 5 — «Каглулик М-64», «Тигмиарк К-91»; б — «Каглулик А-75»; 7 — «Тарсиут А-25»; 8 — «Натсек Е-56»
10 июля 1978 г. с судна «Канмар Эксплорер I» было начато бурение сква жины «Укалерк 2С-50» при глубине воды 30 м. 762-миллиметровая направ ляющая колонна была спущена на глубину 147 м и зацементирована. Затем бурение продолжалось до глубины 609 м, а 508-миллиметровая направляющая колонна была спущена на глубину 697 м и зацементирована. 438-миллимет- ровый ствол пробурили до 1375 м, затем сняли каротажную диаграмму и до глубины 1354 м спустили и зацементировали 340-миллиметровый кондуктор. Бурение продолжалось 311-миллиметровым долотом до глубины 2695 м, где произошел прихват бурильной колонны. После освобождения колонны сняли каротажную диаграмму и до 2690 м спустили и зацементировали 244-милли- метровую обсадную колонну.
Бурение 216-миллиметрового ствола продолжалось до 4169 м, и после снятия каротажа на забой спустили 178-миллиметровый хвостовик и зацемен тировали его. Конечной глубины 4953 м достигли 4 октября. Была снята каро тажная диаграмма и установлен 127-миллиметровый хвостовик, который был зацементирован в интервале от 4952 до 4106 м.
Бурение продолжалось до глубины 603 м с постоянными потерями цирку ляции бурового раствора и увеличением поступления газа. При глубине 645 м во время выкачивания газа судно было сдвинуто с места вторгшимися льдами, что вызвало механическое повреждение буровой установки и водоотделяющей колонны морского стояка.
После шести дней ожидания благоприятной погоды, подсоединения водо отделяющей колонны и установки противовыбросового оборудования также были открыты срезающие плашки, и из скважины через превенторы с морского дна стала поступать вода. Над скважиной установили контроль путем закачки баритовых и цементных пробок. Инспекционное погружение водолазов пока зало отсутствие потока через противовыбросовое оборудование или с морско го дна. 6 августа буровое судно было освобождено без извлечения комплекта противовыбросового оборудования.
Бурение скважины «Натсек Е-56» началось 10 июля 1978 г. с судна «Экс плорер II», 762-миллиметровую направляющую колонну спустили до 150 м
изацементировали. До 563 м пробурили 444-миллиметровый ствол, затем сня ли каротажные диаграммы, ствол расширили до 660 м, 508-миллиметровую обсадную колонну спустили до 541 м зацементировали ее. Затем установили предохраняющий от коррозии колпак и звуковой маркер, и 23 июля судно «Экс плорер И» снялось с точки бурения. 7 сентября с судна «Эксплорер Ш» в сква жину снова был спущен инструмент. После испытания I обсадной колонны на герметичность разбурили башмак, и бурение продолжалось до 1671 м. Затем провели каротаж, и до 1656 м спустили 340-миллиметровую обсадную колонну.
Бурение продолжалось до 8 октября, когда на глубине 2694 м встретилась крепкая порода для надежной установки обсадной колонны. 244-миллиметро вую обсадную колонну спустили до 2686 м и зацементировали ее. Было произ ведено исследование скважины геофизическими приборами для определения точных координат забоя и на глубине 750 м установлена 30-метровая проб ка. После установки предохраняющего от коррозии колпака 14 октября судно «Эксплорер Ш» покинуло точку бурения.
16 сентября судно «Эксплорер III» прибыло к скважине «Тарсиут А-25» на точку бурения и было начато бурение под кондуктор. 762-миллиметровую обсадную колонну спустили до 138 м и зацементировали. После разбуривания башмака 762-миллиметровой обсадной колонны бурение продолжалось до глу бины 434 м. Оно сопровождалось постоянно усиливающимся газопроявлением
ианомальным осыпанием стенок скважины, что свидетельствовало о возмож ности наличия газогидратной зоны.
508-миллиметровую обсадную колонну спустили до 413 м и зацементиро вали. Был проведен нейтронный плотностной гамма- и акустический каротаж.
После установки предохраняющего от коррозии колпака 29 октября судно покинуло точку бурения.
Бурение скважины «Нерлерк М-98» началось в 1977 г., и в нее спустили 762-миллиметровую обсадную колонну. Буровое судно «Эксплорер III» при было на точку бурения 7 августа 1978 г., и 13 августа на устье скважины был установлен комплект превенторов. Однако в связи с приближением льдов
вскважину не была спущена колонна бурильных труб. Вследствие неполадок
вакустической системе отсоединения на следующий день отсоединилась во доотделяющая колонна и повредились две якорные линии. Линии были извле чены при помощи судов снабжения, также был поднят комплект превенторов. Судно отошло в ожидании благоприятных погодных условий.
15 и 16 августа были сделаны попытки разместить и удержать судно на точке бурения, но погодные условия ухудшились, и 19 августа судно покинуло скважину «Нерлерк М-98».
Судно «Эксплорер II» прибыло на место 1 ноября, и 3 ноября началось бурение скважины «Каглулик М-64». До 140 м пробурили 508-миллиметро вый ствол и расширили его до 914 мм. Затем пробурили дополнительно 3,6 м 660-миллиметрового ствола до 145 м и провели подготовительные работы
кспуску 762-миллиметровой направляющей колонны. За пределами систе мы якорей лед разрушался ледоколом «Джон А. Мак-Дональд», а в пределах системы понадобилось, по меньшей мере, два вспомогательных ледокола для ломки льда на более мелкие куски. Однако ухудшающиеся ледовые условия привели к разрыву якорного троса № 3, а якорный трос №4 был размотан, что бы предотвратить его обрыв. Пришлось обрезать якорный трос № 7, так как отказала аварийная система быстрого отсоединения. Других попыток продол жать работы не делалось, и 4 ноября судно покинуло точку бурения.
В1976 г. скважина «Копаноар D-14» была пробурена до глубины 1129 м,
азатем ликвидирована, так как компания-оператор не могла справиться с при током воды под высоким давлением с глубины около 548 м. Позднее в том же сезоне было замечено выделение пузырьков газа вокруг точки бурения. Таким образом, компания-оператор должна была в 1977 г. и в 1978 гг. провести даль нейшие исследования.
Исследования показали, что из скважины все еще продолжала поступать вода с небольшим количеством газа. Никаких попыток оценить дебит сква жины не проводилось, хотя измерения температуры, солености, содержания растворенного кислорода и визуальные наблюдения свидетельствовали об уменьшении притока воды.
В 1976 г. скважина «Тингмиарк К-91» была пробурена до 3051 м и вскры ла песок, содержащий воду и газ под высоким давлением. Этот песок вы
звал серьезные осложнения, связанные с контролем скважины, которые не удалось ликвидировать к концу сезона буровых работ. Скважина была временно законсервирована после вскрытия зоны водопритока в интервале 3051-3219 м.
В сентябре 1977 г. компания «Канмар» обнаружила пузырьки газа на по верхности на точке размещения скважины и установила наличие открытой горной воронки с горячей (315-330 К) жидкостью. В пределах этой воронки в морском дне было расположено выходное отверстие, где, по расчетам, при ток подземной воды составлял 318 м3/сут. Это была пресная вода, смешанная с буровым раствором и содержащая пузырьки метана.
Поскольку любое ухудшение состояния окружающей среды было бы ло кализовано, от компании «Канмар» не требовалось остановить приток, а лишь продолжать наблюдение во время сезона работ 1978 г. 14 июля 1978 г. была проведена обширная программа отбора проб, результаты которой показали, что температура в воронке значительно понизилась, критического недостатка кис лорода не наблюдалось, а приток воды и газа был едва заметен. При повторном исследовании в сентябре 1978 г. притока газа обнаружено не было, а приток воды если и был, то очень незначительный.
После проведения работ в 1978 г. канадское правительство предложило компаниям «Доум» и «Канмар» для выполнения в 1979 г. следующие основные рекомендации:
1.Необходимо повысить надежность или обеспечить замену акустической системы отсоединения, которая плохо работала в 1978 г. и не обеспечивала быстрого аварийного освобождения бурового судна. Следовало обсудить воз можность использования вспомогательной системы освобождения якорей «гильотинного» типа, в которой использовались кумулятивные заряды для об резания остальных швартовов.
2.Компании-операторы должны обеспечить защиту причальных сооруже ний, противопожарных систем, балластных цистерн и другого оборудования, включая электродвигатели, лебедки, нагревательные приборы и т. п., от воздей ствия низких температур. Необходимо было более тщательно удалять мощный слой льда в пространстве от пола буровой до устья скважины.
3.Следовало полностью пересмотреть инструкции по предупреждению
оледовой обстановке в период после начала замерзания ввиду ухудшения видимости, быстрого перехода от условий, когда со льдами можно бороть ся, к условиям, когда это уже невозможно, с учетом усталости команд на ле доколах и времени простоя из-за механических поломок.
4.Необходимо было на каждой предполагаемой точке бурения проводить испытания прочности грунта для определения возможности спуска специаль
ного оборудования вместе с 762- и 508-миллиметровыми направляющими ко лоннами для предотвращения оседания устья скважины.
5. На каждой точке бурения компании «Доум» и «Канмар» были обяза ны проводить сейсморазведку для определения вечномерзлых и водоносных зон с высоким давлением. Там, где для этого есть показания, следовало как можно ближе к водоносной зоне спускать 508-миллиметровую направляющую колонну и проводить ее ступенчатое цементирование для получения хорошего сцепления цемента с колонной и предотвращения промывов вокруг башмака обсадной колонны и возникновения неконтролируемого притока воды.
Инструкция по предотвращению выбросов была пересмотрена до нача ла сезона 1979 г. на основании опыта бурения в 1978 г. Учитывая аварийные ситуации на скважине «Копаноар М-13», появилась необходимость дополни тельного обучения буровых бригад предотвращению выбросов и промывке скважин. Бурение следовало прекращать в тех случаях, когда проводилось утяжеление системы бурового раствора и когда содержание газа в растворе достигало 5%.
Предполагалось продолжить исследования компаний «Доум», «Галф» и других на скважине «Тингмиарк К-91» и компаний «Хант» и «Доум» на скважине «Копаноар D-14» для определения возможности продолжения при токов воды и газа. Кроме замеров распределения температуры и солености по вертикали, следовало провести исследования на наличие выхода воды и газа в радиусе до 10 м от скважины.
Работы в 1979 г. ограничивались теми скважинами, бурение которых было начато в 1978 г. или раньше. С бурового судна «Эксплорер II» велось бурение скважины «Тарсиут А-25», а с судна «Эксплорер I» — скважины «Нерлерк М-98» до проектных глубин.
Ссудна «Эксплорер III» проводились испытания предполагаемой продук тивной зоны на скважинах «Копаноар М-13» и «Укалерк-2С-50».
Сбурового судна «Эксплорер IV», которое работало в море Бофорта, пер вый сезон велось бурение скважины «Натсек Е-56». Глубина скважины до вре менного прекращения работ в 1978 г. составляла 2694 м.
В1979 г. в море Бофорта был перебазирован ледокол четвертого клас са «Кигориак». Ледоколы четвертого класса могли непрерывно разрушать 1,2-метровые льды при скорости хода 5,5 км/ч. Была углублена акватория за лива Макензи, где создали зимнюю гавань для флота буровых судов компа нии «Канмар». Эта новая гавань располагалась ближе к району ведения работ
ик открытому морю.
На островах Арктического архипелага зимой 1978-1979 гг. на суше рабо тали три буровые установки: одна на острове Мелвилл и две на острове Эллеф-
Рингнес. В 1979 г. в море с намороженных ледяных платформ северо-восточнее
исеверо-западнее месторождения «Дрейк-Пойнт» пробурили три разведочные скважины. В море Бофорта близ дельты реки Макензи фирма «Импириал» в се редине 1979 г. с искусственного острова, сооруженного в водах глубиной 13 м, пробурила газовую скважину-открывательницу «Иссерк Е-27».
Фирма «Панарктик» вела бурение с намороженных ледяных платформ
впроливе Броад (бассейн Свердруп в регионе острова Арктического архипе лага). Одна из скважин, «Уайтфиш Н-63», расположенная в 32 км от берега
ив 80 км северо-восточнее газового месторождения «Дрейк-Пойнт», с глуби ны 1524-1545 м дала 230 тыс. м3/сут газа.
Уберегов восточной Канады в 1979 г. завершилась программа бурения пяти скважин на шельфе Новой Шотландии у берегов острова Сейбл. Одна из них, расположенная в 13 км восточнее острова Сейбл, при испытании дала 290 тыс. м/сут газа из юрского песчаника мощностью 21 м. Запасы газа здесь оценивались в 28 млрд м3.
На шельфе Новой Шотландии и банке Гранд было пробурено более 100 скважин. Во многих из них были получены нефть и газ, но обнаружен ные запасы не являлись основанием для дальнейшей промышленной добы чи. В 1979 г. привлекали внимание нефтяников шельф полуострова Лабрадор и Девисов пролив. На континентальном шельфе имелись большие опрокину тые блоки, нарушенные сбросами. С 1974 г. здесь пробурили четыре газокон денсатные скважины-открывательницы. Последняя из них, «Хоупдейл Е-33», была закончена в 1978 г. фирмами «Шеврон» и «Петро-Канада» и находилась
вводах глубиной 549 м. При ее испытании получили 408 и 524 тыс. м3/сут газа,
атакже 49 и 57 м3/сут конденсата.
В летний сезон 1979 г. работали семь передвижных установок общей стои мостью 200 млн дол. В противоположность успехам, достигнутым на шель фе полуострова Лабрадор, разведочные работы на противоположной стороне Девисова пролива у берегов Гренландии дали разочаровывающие результаты. В 1976-1977 гг. здесь пробурили пять сухих скважин. Работы были прекраще ны, фирмы-операторы возвратили большинство своих лицензионных участков. Отрицательные результаты разведочных работ можно было объяснить тем, что на берегу западной Гренландии имелись мощные меловые и нижнетретичные отложения, включающие органогенные сланцы и переслаивающиеся с ними пористые и проницаемые песчаники. Оказалось, что на море такая благопри ятная комбинации нефтематеринских и коллекторских пород в тектонических ловушках отсутствует. Негативные результаты работ у берегов Гренландии на ходились в резком контрасте с постоянным расширением разведочного буре ния у канадского побережья Девисового пролива и у берегов Лабрадора.
В 1979 г. на Большой Ньюфаундлендской банке было открыто крупное нефтяное месторождение Хиберниа, что стимулировало здесь бурение, при ведшее к открытию менее крупных месторождений, включая нефтяное место рождение Терра-Нова.
Месторождение Терра-Нова расположено в 35 км юго-восточнее место рождения Хиберниа. Из скважины-открывательницы К-08, пробуренной в 1984 г. в водах глубиной 94 м, при испытании получили 1730 м3/сут нефти. Первоначальные геологические запасы нефти по предварительным оценкам определялись в 11 млн м3.
Разработка этих месторождений обусловила создание добывающей ин фраструктуры, что сделало эксплуатацию сравнительно небольших, а также труднодоступных месторождений экономически оправданной.
Месторождение Хиберниа расположено в 320 км восточнее Сен-Джонса
вводах глубиной 80 м. Природные условия в этом месте очень неблагопри ятные: зимой частые сильные штормы, паковый лед, весной и летом айсбер ги, густые туманы. Оператором являлась компания «Мобил» и ее партнеры «Петро-Канада», «Галф Канада», «Шеврон», «Коламбия гэс». Было пробу рено девять оценочных скважин. Нефть обнаружена в двух главных продук тивных пластах (хиберниа и авалон); оба сложены пористыми песчаниками. Основной продуктивный пласт — хиберниа, залегающий на глубине 3800 м ниже уровня моря. Геологические запасы нефти в этом пласте оценивались
в207 млн м3, извлекаемые — в 72 млн м3. Пласт осложнен сбросами, имеет 11 отдельных блоков, которые пришлось эксплуатировать как отдельные за лежи. Менее важный песчаник авалон залегает выше и поперек пласта хи берниа на глубине 2300 м ниже уровня моря. Он также сложен сбросами, его коллекторные свойства хуже, чем свойства пласта хиберниа. Из пласта авалон предполагалось добыть 12 млн м3 нефти. Для увеличения полноты из влечения нефти предполагалось предусмотреть закачку морской воды вдоль нижних границ пласта и нагнетать добываемый газ в газовую шапку. На чальные отборы нефти из песчаника хиберниа оценивались в 17,5 тыс. м3/сут. К разработке пласта авалон планировалось приступить через девять лет по сле ввода в эксплуатацию пласта хиберниа, когда отборы из него будут сни жаться.
После успешного завершения в 1979 г. скважины-открывательницы «Хи берниа Р-18», которая дала дебит нефти около 3200 м3/сут, в подтверждающей скважине «Хиберниа 0-35» также получили приток нефти. Результаты испыта ний этой и последующей скважин («Хиберниа В-08») показали, что структура имеет более сложное геологическое строение, чем считалось прежде. Было установлено, что мощность продуктивной толщи сильно меняется по площа-
ди. Удалось также обнаружить несколько небольших сбросов, осложняющих геологическое строение структуры.
Нефтеносные зоны прослеживались от юрских отложений до стратигра фического несогласия в среднемеловых породах. В скважине-открывательнице опробовали три пласта, вскрытых на глубинах 2400, 3800 и 4100 м. Наиболее продуктивной оказалась средняя зона; в скважине «Хиберниа 0-35» ее, повидимому, просмотрели.
Из 12 опробованных интервалов десять дали приток нефти и газа. Ре зультаты, полученные при испытании пластов в скважине Б-08, приведены в табл. 3.1.
Таблица 3.1 — Результаты испытания пластов в скважине «Хиберниа Б-08»
Номер |
И нтервал |
Диаметр |
Приток, м3/сут |
|
испы тания |
испы тания |
штуцера, мм |
нефти |
газа |
1 |
3912-3924 |
12,7 |
- |
- |
2а |
3705-3715 |
12,7 |
386 |
64429 |
26 |
- |
17,8 |
649 |
129992 |
3 |
3640-3652 |
- |
Следы |
Следы |
4а |
3604-3613 |
6,35 |
202 |
57208 |
46 |
- |
12,7 |
577 |
145568 |
|
|
|
|
|
4в |
- |
19 |
691 |
253752 |
5а |
3581-3591 |
17 |
911 |
299348 |
56 |
- |
12,7 |
559 |
161427 |
6а |
3557-3562 |
12,7 |
489 |
358538 |
66 |
- |
17,8 |
625 |
524780 |
7а |
3530-3545 |
12,7 |
525 |
504106 |
76 |
- |
17,8 |
644 |
637213 |
8а |
3485-3489 |
12,7 |
455 |
515435 |
86 |
- |
17,8 |
539 |
625885 |
9 |
3071-3081 |
12,7 |
Следы |
84962 |
10 |
3018-3033 |
6,35 |
79 |
280374 |
11 |
2954-2963 |
6,35 |
81 |
200150 |
12а |
2648-2661 |
19 |
539 |
65137 |
126 |
- |
12,7 |
439 |
59473 |
В результате осложнений механического характера нижнюю часть этой скважины пришлось затампоннровать. Керны отобранные при проводке ниж ней части скважины, указали на возможное присутствие нефти в этом интер вале. После достижения 4700 м скважина была затампонирована до глубины 2667 м для испытания вышележащих зон. На 13-миллиметровом штуцере
получили дебиты нефти до 494 м3/сут. Плотность нефти (0,870-0,910 г/см3) в скважине «Хиберниа 0-353» оказалась значительно выше, чем в скважине «Хиберниа Б-08» (0,845 г/см3).
Для окончательного определения запасов по этому месторождению фир ма «Мобил» планировала летом 1980 г. провести трехмерную сейсмическую съемку общей стоимостью 7 млн дол.
Вэто же время поисковая скважина «Бен-Невис 1-45», которая была за ложена в 40 км к юго-востоку от скважины «Хиберниа Р-16» была закончена бурением. В этой скважине продуктивные интервалы значительной протяжен ности встретили на глубинах ниже 2377 и 4073 м.
При испытании одной из зон в интервале 4520-4550 м на 13-миллимет- ровом штуцере получили 254 м3/сут нефти и 340 тыс. м3/сут газа. Проектной глубины (5640 м) достигнуть не удалось, так как на больших глубинах столк нулись с проблемами, связанными с высокими давлениями, и скважину при шлось закончить на отметке 4932 м. Фирма «Мобил» решила переоснастить буровые суда, действующие в этом районе, противовыбросовым оборудовани ем, рассчитанным на более высокие давления. Первое буровое судно плани ровали осенью 1980 г. снабдить противовыбросовым устройством, способным выдержать давление 100 МПа.
Всвязи с большими перспективами месторождения Хиберниа фирма «Мобил» проводила исследования возможных способов его эксплуатации. Не исключая монтаж стационарных эксплуатационных платформ, более благо приятным считали применение плавучих эксплуатационных систем. Место рождение находится вне «аллеи айсбергов», но случайно крупные айсберги могли появляться в этом районе. При строительстве трубопровода к материку также могли возникать проблемы, поскольку имеющийся слой донных осад ков недостаточен для защиты труб от действия айсбергов и различных судов. Предполагалось проектировать плавучие эксплуатационные системы с учетом возможности их быстрого отсоединения от подводных сооружений при угрозе столкновения с айсбергом.
Бурение скважин должно было осуществляться кустовым методом, при чем устьевая арматура должна была располагаться на морском дне или ниже него. Такая технология работ являлась в то время совершенно новой, не опро бованной и находилась в стадии разработки.
Наиболее важное открытие на море в 1980 г. было сделано на банке Гранд, в 314 км восточнее Сент-Джонса (Ньюфаундленд). Скважина «Хиберниа Р-15», пробуренная в водах глубиной 82 м до 4138 м, вскрыла три нефтеносных ин тервала, приуроченных к меловым песчаникам, залегающим на глубине от 2422 до 4447 м. Потенциальный дебит скважины-открывательницы — более