СУЩЕСТВУЮЩИЕ ПРОБЛЕМЫ ПРИ БУРЕНИИ ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НА УГЛЕВОДОРОДЫ
Кафедра нефтепромысловой геологии, горного и нефтегазового дела
Российский университет дружбы народов,
, Москва, Россия, 117198
Последний век ушедшего тысячелетия характеризуется все более возрастающим вмешательством человека в природную среду. Интенсивность техногенной нагрузки на недра увеличивается в связи с потребностями человечества в углеводородном сырье. Площади по производству буровых работ на нефть и газ, будучи важным народнохозяйственным объектом, в свою очередь являются источником повышенной опасности для окружающей среды.
Почти все продуктивные пласты на нефть и газ находятся под обширными мощными слоями соли. Слои соли сохраняют относительно низкую плотность, даже под весом других отложений. В настоящее время успешно функционируют технологии бурения, обеспечивающие проход сквозь толщи соли. Однако, в целях сохранения и улучшения как экологической, так и экономической обстановки нужно стремиться к уменьшению и предотвращению негативных последствий при разработке нефтегазовых месторождений с помощью существующих мер, внедрения новых технологий и путем наилучшего использования уже имеющихся технологических решений [1].
При проводке скважин через соляные отложения возникает множество проблем. В большинстве своем они связаны с подвижностью солей. Возможности визуализации соляных пластов весьма ограничены, и связанные с этим ошибки в прогнозировании глубин выхода из соляных пластов чреваты неожиданным попаданием в зоны повышенного или пониженного давления, как внутри толщи соли, так и под ней.
Выйдя из соли, можно сразу же попасть в зону дробления, не имея возможности заранее предсказать степень её трещиноватости, давление и наличие перевернутых пластов [2].
У большинства операторов глубоководных проектов в Мексиканском заливе уже приняты корпоративные регламенты выхода из соляных пластов. В целом, буровики стараются выбирать для выхода горизонтальные или минимально наклоненные участки подошвы пласта. Если же это оказывается невозможным, то угол между подошвой соляного пласта и осью ствола на выходе стараются выдерживать близко к 90° (рис. 1).
Примерно за 122 м до выбранной точки выхода из подошвы соляного пласта буровики снижают механическую скорость проходки до 12,2 м/ч. Одновременно отслеживаются и стабилизируются параметры бурения: крутящий момент, нагрузка на долото, температура на забое, эквивалентная циркуляционная плотность, вибрация и показания гамма-каротажа вблизи долота.
Самым удачным считается выход из соляного пласта в месте горизонтального расположения его подошвы. Однако такая возможность представляется не всегда, и тогда, как показано на рис.1, один из возможных вариантов состоит в наборе угла в самом соляном пласте, причем, так, чтобы в итоге угол между плоскостью подошвы пласта и осью ствола оказался как можно ближе к 90°.
На этом же этапе буровики в некоторых случаях повышают удельный вес бурового раствора и вводят в него материал для борьбы с поглощением бурового раствора (lost circulation material – LCM). Наиболее предусмотрительные буровики также предпочитают держать наготове тот же материал, если поровое давление подсолевых формаций окажется ниже, чем у соляного пласта.
Рис.1. Выход из соли
Как только изменение показателей бурения сигнализирует о выходе из подошвы соляного пласта, буровику следует вернуть долото в соляной интервал и провести испытание на приток. Наблюдения за объёмом выходящего бурового раствора позволяют определить наличие выбросов или поглощений в подсолевой зоне дробления. На следующем этапе подбирают длину свечи бурильных труб, в том числе используя трубы нестандартной длины, таким образом, чтобы далее бурить интервал на полную длину свечи бурильных труб без остановок на свинчивание труб. Затем продолжают бурить интервалы по 3–5 м, постоянно отслеживая забойные условия и периодически поднимая колонну обратно в соляной интервал для очистки ствола ниже долота и проверки объёма бурового раствора.
Если наблюдения не выявляют признаков поглощения, высокого давления или обрушения стенок ствола, интервалы контролируемого бурения между проверками состояния забоя увеличивают до 5-9 м. Бурение в таком режиме продолжают вплоть до завершения проходки подсолевого интервала длиной в две свечи – до 91 м. [2]
По завершении бурения соляного интервала необходимо спустить и зацементировать обсадную колонну. Однако и на этапе цементирования соль также оказывает свое негативное воздействие, создавая неравномерную нагрузку на обсадные трубы, что может в итоге привести к смятию колонны (рис. 2). Поэтому помимо разобщения интервалов и базовой структурообразующей функции – непременных требований к цементному кольцу любой скважины – цементирование соляных интервалов должно обеспечивать равномерное распределение нагрузки, которая обязательно возникнет вследствие сползания соли. Цемент должен быть в достаточной степени устойчивым по отношению к изгибающим и растягивающим напряжениям, чтобы выдерживать давление и нагрузки на обсадную колонну в течение всего срока эксплуатации скважины. [3]
До недавнего времени опытные инженеры по цементированию традиционно использовали на длинных соляных интервалах соленасыщенные цементные растворы. Предполагалось, что они должны обеспечивать лучшее сцепление с породой, выдерживать химическое воздействие, сдерживать миграцию газа при спуске колонны и в меньшей степени растворять соляные отложения. Однако выяснилось, что при массовой концентрации более 18% по весу воды соль увеличивает время схватывания цементного раствора, снижает устойчивость к сжатию, а также способствует поглощению жидкостей и выделению воды. [4]
Рис.2. Цементирование интервалов в подвижных солях
Для противодействия неравномерной нагрузке на обсадную колонну со стороны сползающих соляных масс необходимо продавливать цементный раствор до кровли соляного пласта. В данном случае (слева на рис.) для защиты обсадных труб от радиальной деформации в зацементированную обсадную колонну был спущен хвостовик. По мере дальнейшего продвижения соли (справа на рис.) нагрузка на обсадную колонну может со временем привести к деформации труб, которую можно отсрочить при помощи качественного цементирования и использования труб увеличенных размеров с большей толщиной стенок.
И, тем не менее, эффективная разработка глубоководных месторождений с точки зрения объёмов добычи и экономических показателей всё ещё остается нетривиальной задачей. При этом главным сдерживающим фактором для разработки подсолевых запасов остается ограниченная возможность получения достаточно точных изображений подошв соляных пластов и подсолевых формаций. Но в ответ на рост спроса на подобную точную визуализацию арсенал инновационных технических решений и способов интерпретации данных сейсморазведки за последнее время существенно расширился. Рано или поздно бурение на подсолевые пласты будет представляться не более сложной задачей, чем проводка ствола в любых других отраженных на сейсмограммах переходных зонах сегодня. Это всего лишь вопрос времени.
ЛИТЕРАТУРА
[1] Poiate E, Costa AM and Falcao JL: “Well Design for Drilling Through Thick Evaporite Layers in Santos Basin—Brazil,” paper IADC/SPE 99161, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, Miami, Florida, USA, February 21–23, 2006.
[2] Israel RR, D’Ambrosio P, Leavitt AD, Shaughnessey JM and Sanclemente J: “Challenges of Directional Drilling Through Salt in Deepwater Gulf of Mexico,” paper IADC/SPE 112669, presented at the IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition, Orlando, Florida, March 4–6, 2008.
[3] Bellabarba M, Bulte-Loyer H, Froelich B, Le Roy-Delage S, van Kuijk R, Zeroug S, Guillot D, Moroni N, Pastor S and Zanchi A: “Ensuring Zonal Isolation Beyond the Life of the Well,” Oilfield Review 20, no. 1 (Spring 2008): 18–31. В русском переводе: М. Беллабарба, Э. Бюльте-Лойе, Б. Фрёлиш, С. Ле Руа-Делаж, Р. ван Кёйк, С. Зиру, Д. Гию, Н. Морони, С. Пастор и А. Занки: «Обеспечение эффективного разобщения пластов после окончания эксплуатации скважины», Нефтегазовое обозрение, том 20, № 1 (весна 2008 г.): 22–37.
[4] Garzon R and Simmons B: “Deepwater Wells Drive Salt Cementing Advances,” E&P (May 2008): 99–101.
