книги / Морская нефть. Развитие технологий освоения морских арктических месторождений нефти и газа

Рисунок 2.5 — Типичная конструкция поисково-разведочной скважины

глубиной 4200 м, пробуренной на суше в Арктике. Вечномерзлый грунт

залегает от поверхности до глубины 600 м; что требует применения

специального раствора для цементирования направления и кондуктора:

1— раствор «Арктик пак» от поверхности до глубины 760 м; 2 — цементный раствор на глубине 760-820 м; 3 — 178-миллиметровый хвостовик; 4 — поверхность Земли; 5 — направление диа­ метром 762 мм, цементируется с подъемом раствора до поверхности; 6 — ствол диаметром 660 мм, цементируется с подъемом до поверхности раствором, устойчивым к воздействию вечной мерзлоты; 7 — колонна диаметром 508 мм и линейной плотностью 140 кг/м до глуби­ ны 240 м; 8 — ствол диаметром 445 м цементируется раствором, устойчивым к воздействию вечной мерзлоты (расход цемента — 170 т); 9 — колонка труб диаметром 340 мм и линейной плотностью 107 кг/м из стали марки L-80, соединенных замками с трапециевидной резьбой, до глубины 820 м; 10 — ствол диаметром 311 мм; 11 — колонна диаметром 245 мм, зацементиро­ ванная с подъемом раствора до глубины 2130 м; 12 — колонна труб диаметром 245 мм и дли­ ной 3355 м из стали марки S-95, соединенных замками с трапециевидной резьбой; 13 — ствол диаметром 216 мм; 14 — хвостовик диаметром 178 мм из труб линейной плотностью 43 кг/м из стали марки S-95 до проектной глубины 4200 м

Затем производилась закачка цементного раствора с подъемом его на вы­ соту 30 м, после чего пакер закрывали. Закачка незамерзающего раствора предотвращала возможность смятия обсадной колонны и находящейся внутри нее колонны диаметром 245 мм. Вслед за испытанием промежуточной колон­ ны бурили 230-миллиметровый ствол до проектной глубины. Если при этом имели место такие осложнения, как поглощение промывочного раствора или проходка зон с аномально высоким пластовым давлением, то устанавливали хвостовик диаметром 178 мм и до проектной глубины бурили 152-миллимет­ ровый ствол.

Все применяемые трубы и трубные изделия изготавливались из стали марки L-80 (за исключением случаев, когда требовалось использовать более высокопрочные трубы) для предотвращения возможности их разрушения при низких температурах воздуха (-46 °С и ниже). Сталь L-80 обладает высокой устойчивостью к низким температурам. Большинство фирм использовали тру­ бы с трапециевидной резьбой.

При бурении обычно использовали промывочные растворы на водной основе с добавкой полимерного загустителя Х-С. Свойства промывочного рас­ твора постоянно регулировались в зависимости от условий бурения.

При проходке верхних горизонтов, как правило, применяли долота с длин­ ными зубьями с герметизированными опорами. При бурении ствола диаметром 310 мм использовали долота с удлиненными насадками, что обеспечивало по­ вышенную скорость проходки некоторых интервалов. В процессе бурения важ­ но поддерживать соответствующий режим работы в гидравлической системе, причем давления на стоящее достигают 31 МПа.

При проходке отложений сэдпрочит и лисбюри наблюдались поглощения промывочного раствора, что приводило к уменьшению давления столба рас­ твора и повышению вероятности выброса. Опробование пласта обычно про­ изводилось через колонну насосно-компрессорных труб диаметром 115 мм; добытые нефть и газ сжигали на факелах.

Определенные трудности представляло и снабжение буровых установок топливом. Стоимость 1 л топлива, доставляемого к точке бурения, составляла в среднем 0,79 дол., а в конкретном случае зависела от расстояния от ПрадхоБей и вида транспорта. Расход топлива зависел от типа буровой установки. Для старых буровых установок, не имеющих систем утилизации тепла и не оборудованных теплоизоляцией, расход топлива составлял до 22,7 м3/сут в рас­ чете на одну установку. В более современных буровых установках, спроекти­ рованных специально для использования в холодном климате, потребление топлива снижено до 12,1 м3/сут, причем эти установки имеют вдвое большую мощность, чем старые.

Тип выбранной установки во многом определял экономику бурения. При сооружении скважины в Арктике решающим фактором являлось время, и по­ этому скважину надо было бурить как можно быстрее. Фирма выбирала уста­ новку, предназначенную либо для эксплуатационного, либо для разведочного бурения. Установки для эксплуатационного бурения можно быстро перебазиро­ вать на небольшие расстояния (обычно на 30 м), и они разбирались на большие и громоздкие блоки массой до 67 т. Перемещение таких блоков на значитель­ ные расстояния (что часто необходимо при разведочном бурении) — весьма трудоемкая операция. Транспортировать подобные крупные блоки по воздуху невозможно. Кроме того, для их сборки требовались подъемные краны.

Установки для разведочного бурения разбирались на меньшие блоки (мас­ сой до 22,7 т), что давало возможность легко перевозить их воздушным или автомобильным транспортом. Недостатки старых буровых установок для раз­ ведочного бурения заключались в неэффективном использовании топлива, сла­ бой мощности, отсутствии системы утилизации тепла, малой эффективности системы циркуляции промывочного раствора.

Ежесуточная стоимость эксплуатации старой установки для разведочно­ го бурения, включая оплату за жилые помещения и заработную плату брига­ де, составляла около 24 тыс. дол. Потребление топлива двигателями буровой установки велико — порядка 18,9-26,5 м3/сут. Период подготовки установки к работе составлял 14-30 сут. Установки часто простаивали из-за отсутствия резервных мощностей различных систем. Они монтировались на прочном основании, что увеличивало затраты на подготовку площадки. В конструк­ циях более современных установок для разведочного бурения в арктических условиях учитывались недостатки старых конструкций и применялись новые технологические решения. Новые установки обеспечивались качественной теплоизоляцией, оборудовались системой утилизации тепла и при мощности 3360 кВт потребляли лишь 11,3-13,2 м3/сут топлива.

Новые буровые установки быстро разбирались на блоки, так как узлы их были собраны с использованием быстроразъемных соединительных элемен­ тов, а не на болтах. За счет применения более совершенных систем промывки уменьшалось потребление воды и увеличивалась скорость проходки. Ежесу­ точная стоимость эксплуатации такой установки составляла 30-35 тыс. дол. Это выше, чем у установки старого типа. Однако новые установки бурили значительно быстрее, потребляли меньше топлива, имели меньшие простои и поэтому были в целом более экономичны. Оценка стоимости показателей бурения в арктических условиях приведена в табл. 2.2-2А Все цены указаны для 1983 г. Данные этих таблиц наглядно показывают значительную разницу в стоимости бурения скважины на суше и в море в условиях Арктики.

Таблица 2.2 — Сравнение затрат на бурение скважины на суше и на море в условиях Арктики

Таблица 2.3 — Затраты на бурение поисково-разведочной скважины на суше в 160 км западнее Прадхо-Бей

Таблица 2.4 — Затраты на бурение поисково-разведочной скважины

в море Бофорта в водах глубиной 6 м на расстоянии 40 км от района Ист-Док в Прадхо-Бей

К 1983 г. самыми распространенными основаниями на арктическом шельфе являлись искусственные острова. Металлические и железобетон­ ные стационарные платформы в определенных условиях не выдерживали ледовых нагрузок, а как показала практика, такие нагрузки способны вы­ держивать только большие искусственные острова. Перспектива их ис­ пользования при освоении месторождений в море Бофорта в этот период времени была самая благоприятная. На основании опыта эксплуатации существующих искусственных островов была разработана концепция их создания и использования под основания для бурения скважин и эксплуа­ тации месторождений.

Для создания искусственных островов из всего многообразия строитель­ ной техники требовались в основном земснаряды, способные поднимать грунт со дна и транспортировать его на большие расстояния. Один из земснарядов, спроектированный фирмой «Доум петролеум» для круглогодичной эксплуата­ ции в море Бофорта представлен на рис. 2.6.

Его производительность около 11 млн м3 грунта в год. Основные элемен­ ты: ледостойкий корпус, позволяющий земснаряду автономно передвигаться во льдах в течение года; всасывающие трубы, грунтоприемники и грунтовые насосы, управляемые через отверстие в палубе, что предохраняет их от воз­ действия льда; грунтовый трюм, в 2-3 раза превышающий по объему грунто­ вые трюмы существующих земснарядов; выдвижная колонна, позволяющая земснаряду работать на глубинах моря до 80 м. Первый земснаряд этой серии приступил к работе в море Бофорта летом 1983 г.

1— всасывающая труба; 2 — грунтоприемник; 3 — выдвижная колонна

Буровое и технологическое оборудование монтировалось на баржах и раз­ мещалось на акватории между двумя островами, имеющими полукруглую фор­ му, что обеспечивало необходимую защиту от ледовых воздействий.

На каждом нефтяном месторождении строился большой искусственный остров в форме атолла, который служил для добычи нефти и налива ее в танке­ ры. Такое сооружение обеспечивало защиту от ледовых воздействий тяжелых барж с установленной на них буровой и эксплуатационной техникой, а также нефтехранилищ и нефтеналивного оборудования.

На периферии каждого крупного месторождения сооружались небольшие острова, на которых размещалось буровое и эксплуатационное оборудование, предназначенное для освоения краевых зон этих месторождений. Добываемая на этих островах продукция поступала по трубопроводам на искусственный атолл каждого месторождения.

При создании атоллов и островов использовался зернистый материал, под­ нятый со дна с помощью мощных земснарядов. Поверхность как атоллов, так и островов закреплялась железобетонными кессонами.

Экспериментальный остров был построен фирмой «Доум петролеум» с партнерами в 1981 г. для отработки технологии строительства подобных сооружений на глубинах 20-60 м. Основными особенностями эксперимен­ тального острова являлись: 1) подводный уступ с уклоном 1 : 5 (в отличие от уклона 1 15 для ранее строившихся островов), что позволяло снизить объем насыпного грунта на 50%; 2) железобетонные кессоны, предназначенные для