ROGTEC Magazine - Russian Oil & Gas Technologies - News, Reviews & Articles

ROGTEC Magazine - Russian Oil & Gas Technologies - News, Reviews & Articles

Friday, December 30th, 2011

Совет директоров «Штокман Девелопмент АГ» подвел итоги работы Компании в 2011 году

Совет директоров «Штокман Девелопмент АГ» подвел итоги работы Компании в 2011 году

29 декабря 2011 г. в Москве состоялось очередное заседание Совета директоров «Штокман Девелопмент АГ» (ШДАГ). Совет директоров подвел итоги работы Компании в 2011 году и констатировал, что в течение года была проведена масштабная работа в рамках подготовительной стадии Проекта.

Акционеры высоко оценили достигнутые результаты, но считают, что согласование условий, необходимых для принятия Окончательного инвестиционного решения, требует дополнительного времени.

Обсудив текущую ситуацию, акционеры приняли решение о переносе принятия Окончательного инвестиционного решения на конец марта 2012 года. Такой график для принятия ОИР необходим, учитывая важность и масштаб Штокмановского проекта.

 

«Штокмановский проект является стратегически важным для всех его участников,- отметил Президент Совета директоров ШДАГ, Председатель Правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер. -  В этой связи инвестиционное решение должно быть взвешенным, учитывающим масштаб и сложность Проекта. Акционеры и ШДАГ нацелены на продолжение тесного взаимодействия».

Share in top social networks!


Monday, December 19th, 2011

Руководство СПБУ «Кольская» ответило на вопросы СМИ

В первой половине дня  19.12.2011 руководство компании провело пресс-конференцию для СМИ по трагедии, произошедшей при буксировки СПБУ «Кольская» в Охотском море.

Буксировка морем – сложная операция, особенно платформы с людьми на борту. Для проведения  всех переходов «Кольской» предприятием были получены необходимые разрешения, разработан проект буксировки, утвержденный Российским морским регистром судоходства, инструкции по эксплуатации СПБУ, регламенты, заранее проведены необходимые учения и тренировки.

Профессионализм и действия руководителей «Кольской», а также  членов экипажа нельзя подвергать сомнению. Каждый из членов  экипажа проходил подготовку в соответствии с международными стандартами безопасности мореплавания. Платформа была обеспечена необходимыми средствами спасения. Во время чрезвычайной ситуации, экипаж был переодет в гидрокостюмы, в которых можно находиться в холодной воде до шести часов, на плоту-дольше. Однако штормовые условия не позволили людям воспользоваться спасательными плотами.

СПБУ «Кольская» находилась в технически исправном состоянии. В феврале 2011 года  она прошла капитальный ремонт,  который осуществлялся под надзором двух классификационных обществ: норвежского DNV  и Российского морского регистра судоходства. К буровой установке предъявлялись самые высокие требования безопасности мореплавания.

Буровая платформа, а также ответственность компании перед членами экипажа платформы и пассажирами была застрахована страховой группой «СОГАЗ», что также подтверждает соответствие требованиям буксировки СПБУ.

Несмотря на неблагоприятный прогноз погоды (ожидаются штормовой ветер и снег)  спасательная операция продолжается. Район поиска значительно расширен.

Напомним, 18 декабря в Охотском море при осуществлении буксировки затонула буровая установка “Кольская”. В момент аварии на платформе находилось 67 человек. На текущий момент 14 из них спасены, четверо из них находятся с больнице, остальные на судах, участвующих в поисках пропавших. Так же были найдены тела 14 погибших, ранее поступала информация о 16 найденных телах, но она не подтвердилась.

 

Source

 

 

Share in top social networks!


Tuesday, December 13th, 2011

РЕЗУЛЬТАТЫ ЗАСЕДАНИЯ СОВЕТА ДИРЕКТОРОВ ТНК-BP

ТНК-ВР сообщает, что 9 декабря состоялось очередное заседание Совета директоров ТНК-BP Лимитед – основной холдинговой компании Группы ТНК-BР.

Члены Совета директоров рассмотрели операционные и финансовые показатели Компании в 2011 году и отметили, что увеличение добычи на новых месторождениях, повышение объемов переработки, а также благоприятная рыночная конъюнктура позволили Компании добиться значительного роста основных показателей в текущем году. Основываясь на результатах третьего квартала, Совет директоров одобрил выплату дополнительных дивидендов за третий квартал в объеме $1,25 млрд.

Совет директоров заслушал текущую информацию по трехлетнему бизнес-плану и был проинформирован о статусе крупных проектов в Ямало-Ненецком автономном округе и на севере Красноярского края, а также о промежуточных итогах реализации программы по стабилизации добычи в Западной Сибири и улучшению бизнеса Компании на Украине. Совет директоров был также проинформирован об операционной деятельности Компании во Вьетнаме, Венесуэле и Бразилии и поддержал участие Компании в тендере на оффшорные лицензионные участки, который в настоящее время проходит во Вьетнаме.

Исполнительный председатель Совета директоров Михаил Фридман сказал: «Мы удовлетворены превосходными результатами, которые ТНК-ВР показывает в 2011 году. Компания добилась существенного прогресса в реализации ключевых проектов по стабилизации добычи в Западной Сибири и разработке месторождений нефти и газа на Ямале. ТНК-ВР будет и дальше развивать свои активы за пределами России для достижения стратегической цели – трансформации в одну из наиболее эффективных международных нефтегазовых компаний».

Два независимых неисполнительных Директора, бывший Канцлер ФРГ Герхард Шрёдер и Джеймс Лэнг, объявили на заседании Совета директоров о выходе из состава Совета директоров TNK-BP Limited в конце 2011 года. “Я очень благодарен г-ну Шрёдеру и г-ну Лэнгу за неоценимый вклад, который они внесли в успех ТНК-ВР за три года, проведенные вместе с Компанией”,- сказал Михаил Фридман. “Их мудрость, опыт и видение развития Компании являются действительно уникальными”.

Компания начнет поиск новых независимых директоров, которые присоединятся в Совете директоров ТНК-ВР к Александру Шохину, председателю Российского Союза Промышленников и Предпринимателей.

Source

Share in top social networks!


Friday, December 9th, 2011

Интервью ROGTEC: Колин Дафф, директор по продажам Hardbanding Solutions Europe Ltd

Какова Ваша должность в компании и как долго Вы работаете в этой должности?
Я был назначен директором по продажам, когда Hardbanding Solutions Europe Ltd была основана как компания-технический центр для армирующих покрытий Duraband NC и Tuffband NC 1 сентября 2011 года. До этого я занимал должность менеджера по продажам компании Mathieson Ltd, ранее поставлявшей эти продукты на российский рынок. Новая компания была основана, чтобы мы могли полностью сконцентрироваться только на армирующих покрытиях, улучшая предлагаемый ассортимент продуктов и качество поддержки наших клиентов.

Как давно Вы работаете в России и в Каспийском регионе?
Мы поставляем решения в области армирующих покрытий в Россию с начала 2009 года. Сначала мы определяем организации, которые могли бы использовать нашу технологию для улучшения показателей бурения и защиты их активов, затем обучаем представителей местных сервисных компаний предоставлять услуги по нанесению армирующего покрытия по самым высоким стандартам. Мы недавно вышли на рынок каспийского региона и планируем расширить наше присутствие там в 2012 году.

С какими компаниями Вы работали в этом регионе?
Компания Hardbanding Solutions тесно сотрудничает с операторами, буровыми подрядчиками и компаниями по аренде буровых труб, обеспечивая серьезную экономию средств посредством защиты имущества и более эффективного бурения при использовании наших армирующих покрытий. Мы также располагаем местными российскими сервисными компаниями, квалифицированными для первичного и повторного нанесения покрытий Duraband NC и Tuffband NC.

Расскажите о Ваших последних успехах на этом рынке?
Недавно в Тюменской области российский оператор начал использовать Duraband NC. Руководитель буровых работ был рад сообщить нам, что после бурения двенадцати скважин длинной около 3 тысяч метров (2000 часов работы буровой), покрытие Duraband NC на их трубах продолжало очень хорошо держаться. Более того, когда мы попросили измерить износ, нам сказали, что в этом нет необходимости, так как износ был совсем незначительным. Армирующее покрытие сэкономит этой компании миллионы долларов на стоимости буровых труб в ближайшие годы.

Ваша любимая музыкальная группа и композиция?
Сегодня это ‘Bad’ группы U2.  Но ответ на этот вопрос меняется не меньше двух раз в неделю!

Где в мире бы Вы хотели побывать и почему?
Я никогда не бывал в Южной Америке. Я очень хотел бы провести некоторое время в Рио, в Бразилии. Я также хотел бы пройти трек к Мачу Пикчу в Перу. Еще я слышал, что фантастический вечер можно провести в Буэнос-Айресе… Поэтому давайте просто скажем Южная Америка – вся.

Какой Ваш любимый вид спорта и за какую команду Вы болеете?
Футбол! Многие недели я мучаюсь, болея за Килмарнок Шотландской премьер-лиги, их нужно винить за мою отступающую линию волос. Я страстно слежу за шотландской национальной сборной, которые также очень часто проигрывают, но, по крайней мере, я могу повеселиться, путешествуя в другие страны поболеть за них, в полном обмундировании с килтом и волынкой. Это замечательный способ посетить новые места и получить новый культурный опыт.

Каковы Ваши прогнозы относительно российского нефтегазового рынка до конца этого года и в будущем?
Судя по моим недавним беседам с профессионалами отрасли, я думаю, что прогноз для разведки и добычи в России очень благоприятен. В частности, потенциал использования армирующих покрытий очень радует. Мне кажется, что эта технология уже начала завоевывать воображение участников российского рынка и пройдет не много времени, прежде чем станет стандартной практикой повторно наносить армирующие покрытия на буровые трубы по всей стране. Наиболее сильным решением в этой области мне видится Duraband NC, и мы в компании Hardbanding Solutions Europe стремимся предоставить нашим клиентам самую лучшую поддержку.

Share in top social networks!


Friday, December 9th, 2011

Моделирование нефтегазоносного бассейна Аляски и перспективы для Сибири

Шенк , O., Спахич , Д., Берд , K.Дж., и Питерс , K.E.

Bпоследние годы моделирование бассейнов седиментации и нефтегазоносных систем стало неотъемлемой частью проектов по изучению динамики областей доказанной и перспективной нефтегазоносности. Основные задачи, решаемые программами моделирования нефтегазоносных бассейнов, – это восстановление истории геологического развития региона и всех процессов, сопровождающих стадии накопления и преобразования осадочных пород и органического вещества с последующей оценкой возможности формирования экономически перспективных залежей жидких и газообразных углеводородов. Подобные исследования, проводимые на стадии планирования геологоразведочных работ, способствуют снижению рисков при бурении поисковых и разведочных скважин. Рассматриваемая технология основана на динамическом моделировании основных термодинамических процессов, обуславливающих генерацию, миграцию и накопление углеводородов  в направлении вектора  геологического времени, т.е., в направлении от древнейших времен к настоящему (Hantschel and Kauerauf, 2009; Peters, 2009). Высокотехнологичный программный комплекс PetroMod* компании «Шлюмберже», предназначенный для моделирования седиментационных бассейнов и нефтегазоносных систем, осуществляет прогноз времени генерации и масштаб миграции углеводородов из нефтегазоматеринских пород, реконструкцию структуры бассейна, путей миграции флюидов и оценку наиболее вероятного положения в разрезе потенциальных ловушек и скоплений УВ на основании решения системы дифференциальных уравнений, описывающих основные геологические и геохимические процессы. (Peters et al., 2009).

Моделирование геохимических и геологических процессов во времени может производиться в 1D размерности, если речь идет о восстановлении геологической истории по стволу скважины (или псевдо-скважины), в размерности 2D при работе с геологическим профилем и в 3D, если используется набор карт геологических границ исследуемого региона.

Подобные расчеты требуют наличия концептуальной геолого-стратиграфической модели развития седиментационного бассейна с идентификацией основных периодов накопления и эрозии (размыва) осадков. Степень детальности концептуальной модели определяется объемом и качеством фактических данных по региону, т.е. для малоизученных территорий в качестве начального приближения рекомендуется использование обобщенной (трендовой ) 2D или 3D геолого-стратиграфической модели с выделением лишь основных структурных элементов и циклов осадконакопления. На основании входной информации строится 2D или 3D цифровая геологическая модель, суть которой в соблюдении исходной геологической интерпретации разреза. Даже если исследования проводятся в краевых областях, где отсутствуют какие-либо данные о наличии в разрезе нефтегазоматеринских отложений, использование процедур бассейнового моделирования все равно может быть весьма полезным для прогноза вероятной нефтегазоносности, т.к. получаемая модель нефтегазоносной системы позволяет проверить одновременно несколько гипотез о составе и свойствах нефтегазогенерирующих отложений и возможном объеме спродуцированных углеводородов (Peters et al., 2009 ).

Моделирование осадочных бассейнов и нефтегазоносных систем является итерационным многоступенчатым процессом, состоящим из двух основных стадий: собственно построения сеточной модели и ее динамического восстановления в выбранном диапазоне геологической истории (Рис.1.), более подробно этот процесс описан в работах Al-Hajeri et al. (2009) and Peters et al. (2009)).

Основная цель данной публикации, представляющей откалиброванную 3D модель нефтегазоносной системы Северного склона Аляски, – доказать возможность применения разработанной методики для оценки перспектив основных нефтегазоносных бассейнов на территории Российской Федерации. Наиболее схожими по условиям нефтегазонакопления являются нефтегазоносные провинции Сибири, где, так же как и на севере Аляски, есть районы с развитой нефтегазодобывающей и геологоразведочной промышленностью и районы, где освоение месторождений нефти и газа только начинается и объем накопленных данных еще невелик. На территории крупнейшего в России Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна добывается порядка 70 % нефти и 90% газа в стране (EIA, 1997). Тем не менее, предполагается, что в регионе и сейчас присутствует большой объем недоизученных запасов углеводородов и именно детальная модель бассейна может дать ключ к пониманию механизмов их генерации и распределения в разрезе осадочного чехла, и тем самым способствовать повышению эффективности геологоразведочных работ. Существующие неопределенности в оценке потенциала сибирских нефтегазоносных провинций кратко изложены в данной статье с целью сравнительного анализа с уже существующей 3D моделью нефтегазоносной системы бассейна Северного склона Аляски. Процесс моделирования включал в себя реконструкцию, количественный анализ и оценку отдельных нефтегазогенерационных систем, восстановление истории захоронения осадков, изменения термального режима, миграции, накопления и сохранения скоплений сгенерированных УВ. (Schenk et al., 2011). Проведенная работа по восстановлению геологического строения и истории развития региона позволила более точно оценить оставшийся углеводородный потенциал этой удаленной, но перспективной провинции. Опираясь на полученный опыт успешного моделирования, мы предлагаем использовать разработанный подход к оценке перспектив нефтегазоносных бассейнов, расположенных в центральной и западной частях Сибирской платформы. Выполнение подобного проекта может способствовать :
i) более глубокому понимаю строения уже известных и еще неразведанных нефтегазоносных систем, ii) уточнению оценки оставшегося углеводородного потенциала в регионе и вероятных ресурсов нефти и газа, iii) снижению рисков при проведении геологоразведочных работ, iv) обеспечению системного подхода к оценке новых  участков с использованием новейшей технологии локального измельчения сетки и детализации модели.

Восточно-Сибирская и Западно-Сибирская нефтегазоносные провинции – сложности геологического строения и традиционные подходы к изучению
В пределах седиментационных бассейнов на территории Российской Федерации выделяется несколько нефтегазоносных провинций, объединяющих от 2269 до 2325 уже известных месторождений нефти и газа (Kalamkarov, 2003) (Рис.2), среди которых несомненно самыми крупными являются Западно-Сибирская и Восточно-Сибирская нефтегазоносные провинции. Эти два нефтегазоносных бассейна характеризуются различными условиями формирования, но в недрах обоих содержатся большие объемы углеводородов. Возраст Восточно-Сибирского бассейна оценивается как мезо-неопротерозой-рифейский (~1650-650 миллионов лет) и это делает соответствующую ему нефтегазоносную провинцию одной из древнейших из ныне известных в мире (e.g., Everett, 2010). По последним оценкам, нефтегазогенерационный потенциал бассейна оценивается в 29,953 MMBOE (~ 3,792 млн. т.) (IHS, 2010). История эволюции этого древнего и обширного региона включает несколько седиментационных мегациклов, которые привели к формированию мощного осадочного чехла (Frolov et al., 2011). Мегациклы исторически разделялись перерывами в осадконакоплении и  четко идентифицируются в разрезе границами стратиграфических несогласий и  эрозии  нижележащих отложений. Наиболее молодыми в пределах каждого мегацикла являются карбонатные отложения. Вся толща осадков была деформирована и смята в складки во время неопротерозойской складчатости. В пределах провинции выделяется несколько нефтегазоносных систем. В работе Peters et al. (2007) представлены биомаркеры и анализ изотопного состава УВ для нескольких генетических групп нефтей с месторождений Восточной Сибири, три группы нефтей однозначно были сгенерированы в пределах различных органофаций морских известковистых глин докембрийского возраста. Однако четких корреляционных зависимостей между составом нефтей и исходными нефтематеринскими породами найдено не было, поэтому было рекомендовано провести дополнительные исследования по идентификации влияния сложных деформационных и геотектонических процессов на формирование структурных ловушек в регионе (Frolov et al., 2011). Принимая во внимание уровень существующих неопределенностей, можно предположить, что именно динамическая модель бассейна и сопряженных нефтегазоносных систем может помочь в определении соотношения во времени процессов генерации углеводородов, формирования структурных ловушек и возможной миграции и накопления  в них нефти и газа.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция является крупнейшей на территории Российской Федерации. Большая часть  открытых здесь скоплений нефти и газа приурочена к  двум нефтегазоносным системам мезозойского возраста – (баженовско-неокомской и тогурско-тюменской ; e.g., Peters et al., 1994; Ulmishek, 2003; Vyssotski et al., 2005). Насыщенные органическим веществом осадки мезозоя накапливались по всей территории бассейна после обширного разлива базальтовой лавы примерно на границе перми и триаса.
По предположению Brink (2009), эти лавовые потоки связаны со сросшимися участками земной коры и,следовательно, процесс погружения бассейна не может быть описан с точки зрения классической теории стретчинга ( растяжения ) литосферы (e.g., McKenzie (1978) и Wernicke (1981) и ссылки в данной работе) и для корректного моделирования  термодинамической обстановки и скорости погружения бассейна с последующей калибровкой необходимы дополнительные лабораторные исследования. Но, несмотря на столь сложную историю геологического развития, легкодоступные скопления углеводородов этих «самых молодых» сибирских нефтегазоносных систем достаточно хорошо изучены. Кроме высокопродуктивных крупных залежей в меловых отложениях, на территории Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна вскрыты, так называемые, «мало-перспективные» залежи углеводородов в юрских и палеозойских отложениях, генезис которых значительно менее понятен (e.g., Karodogin and Nezhdanov, 1988; Ablya et al., 2008), так как на формирование залежей в этих более древних нефтегазоносных системах оказало влияние не только общее погружение бассейна в мезозойское время, но и герцинская складчатость, подъем территории в пред-триасовый период и развитие рифтовой системы в раннем триасе. С помощью бассейнового моделирования эти «мало-перспективные» системы и залежи в них могут быть сейчас более детально проанализированы и изучены.

На примере двух Сибирских нефтегазоносных провинций можно наблюдать разницу в подходах к планированию геологоразведочных работ, в частности, анализируя соотношение объемов сейсморазведочных работ и бурения. В то время, как в Западно-Сибирском регионе плотность сетки разведочных скважин, сконцентрированных в районах доказанной нефтегазоносности, достаточно высока и относительно немного данных сейсморазведки, в Восточной Сибири соотношение практически обратное. Согласно данным Отчета управления информации в энергетике ( EIA, 1997), для 70 % месторождений Западной Сибири есть характеристики залежей по результатам вскрытия всех пластов. Для обеих провинций характерны начальные трудности в изучении, связанные со слабой интеграцией и управлением сбора и хранения геологоразведочных материалов (таких как материалы площадной сейсморазведки, поискового и разведочного бурения), что, соответственно, ведет к снижению уровня изученности нефтегазоносных систем и механизмов их формирования. Как следствие столь неравномерной изученности и несогласованности в проведении геологоразведочных работ, по данным того же отчета, возникают значительные колебания в уровне добычи. Интенсивный процесс освоения месторождений углеводородного сырья в Западной Сибири испытал две фазы значительного спада производства. Первая фаза наблюдалась в период с 1988 по 1994 год, когда среднесуточная добыча нефти упала с 8.5 до 4.1 млн баррелей в сутки, вторая фаза охарактеризовалась незначительным падением объемов добычи газа – с 22.6 до 21.9 трл. куб.футов газа в год (61.9 до 60.0 млрд.куб. футов в день) в период с 1991 по 1993 гг. Столь ощутимое падение уровня добычи заставило  некоторых экспертов засомневаться в способности России сохранить статус надежного поставщика  нефти и газа на международный рынок. Однако оценка извлекаемых запасов (EUR) из открытых (EIA) и еще неоткрытых (Ulmishek 2003) месторождениий показала, что остаточный углеводородный потенциал Западно-Сибирского бассейна еще очень велик.

Далее мы проиллюстрируем, каким образом можно снизить степень неопределенности в оценке потенциала нефтегазоносных систем  Сибирских провинций, на примере применения разработанной нами методики для построения модели нефтегазоносной системы Северного склона Аляски. Вся методика реализована на базе программного комплекса компании «Шлюмберже» PetroMod.

Практический пример – модель нефтегазоносного бассейна Северного склона Аляски
Северный склон Аляски и соседние с ним материковые шельфовые зоны Чукотского моря и моря Бофорта являются элементами окраинного седиментационного бассейна, который по оценкам экспертов содержит большую часть еще неразведанных запасов нефти и газа в арктическом секторе Северной Америки (Gautier et al., 2009). Мы представляем вашему вниманию откалиброванную и проанализированную 3D модель нефтегазоносного бассейна Cеверного склона Аляски, которая явилась результатом нашей совместной работы с Американским геологическим комитетом ( U.S.G.S. ). В ходе работы над проектом была выполнена реконструкция, количественная и качественная оценка степени развития  отдельных нефтегазоносных систем, восстановлена история захоронения осадков, изменения термального режима и спрогнозированы возможные пути миграции, скопления и консервации сгенерированных УВ.

Тектоническое развитие достаточно сложной по своему геологическому строению нефтегазоносной провинции Северного склона Аляски происходило последовательно в обстановках пассивной окраины бассейна, зоны рифта, фронтальной части бассейна седиментации и фронтальной складчато-надвиговой зоны. Генерация углеводородов происходила в нескольких нефтематеринских толщах, и смешаннный тип нефтей в продуктивных горизонтах подтверждает наличие в разрезе бассейна нескольких нефтегазопродуциирующих толщ. Наиболее крупные залежи нефти и газа контролируются структурными элементами рифта и региональной поверхностью размыва, оказавшими решающее влияние на процессы миграции УВ и формирование структурных ловушек. Кроме того, достаточно большой потенциальный объем ресурсов углеводородов  приурочен к стратиграфическим ловушкам, сформировавшимся в результате активизации процессов  растяжения и сжатия земной коры, соответственно в юрских и кайнозойских отложениях фаций шельфа и турбидитовых потоков.

Восстановление региональной динамической модели тектонического и седиментационного развития бассейна Северного склона Аляски позволило обобщить и проанализировать многие аспекты формирования нефтегазоносной системы. Площадь модели составляет порядка 275,000 км2 (грид размерностью 832 х 520 км с расстоянием между узлами сетки 1 км, Рис.3), включая территорию Чукотской платформы, континентальный шельф моря Бофорта и подножье хребта Брукса. Основанием для построения модели послужили результаты недавно завершенной интерпретации > 48,000 погонных километров 2D сейсмосъемки и информация по более, чем 400 скважинам, включая данные калибровки и геохимического анализа. Особое внимание уделялось картированию зон перекрытия (налегания) и срезания пластов, сформировавшихся на территории бассейна на стадиях режима пассивной окраины и рифтогенеза (в период от миссисипианского яруса до нижнего мела), так как было установлено, что именно эти зоны играли решающую роль в процессе миграции углеводородов и формировании ловушек.

Перекрывающий брукский комплекс, с общей мощностью порядка 8,000 м, был сформирован в меловое и кайнозойское время в условиях фронтального седиментационного бассейна, последовательно заполнявшегося полосообразными проградационными отложениями, ориентированными с  запада- юго-запада на восток-северо-восток (Bird, 2001). Одной из ключевых задач, выполненных в ходе работы над региональной моделью, была реконструкция палео-геометрии данной толщи, включая прослеживание границ контактов разновозрастных отложений, вариации фациального состава и мощности отложений, вариации геометрии палео-бассейна. Трансгрессивные циклы восстанавливались путем прослеживания границ одновозрастных отложений, а не границ формаций. Картирование проводилось в зоне между  границей поверхности земли и кромкой шельфа. Кроме того, учитывалось влияние нескольких циклов перерыва и эрозии осадков в третичном периоде.

В построении модели были использованы ранее построенные карты общего содержания органического вещества TOC (ТОСo) и водородного индекса HI (HIo) ( Peters et al (2006), экстраполированные до границ модели. Термически недозрелые образцы нефтегазоматеринских пород были проанализированы с помощью новой методики “Phase Kinetics”, разработанной и откалиброванной в соответствии с законами термодинамики для прогноза фазового состояния углеводородов, была проведена оценка основных свойств, таких как плотность и газовый фактор (API и GOR) (di Primio and Horsfield, 2006). Полученные результаты были увязаны  с соответствующими нефтегазогенерирующими комплексами.

Обширный скважинный материал из бассейна Северного склона Аляски позволил провести точную калибровку значений температур и давлений по всему разрезу региона. Давление калибровалось в два этапа (по сжимаемости и проницаемости пород). Тепловой поток калибровался по показателям отражательной способности витринита и далее сверялся со скорректированными показателями забойных температур в скважинах.

История захоронения осадков бассейна и все сопутствующие физические процессы генерации-миграции-накопления углеводородов моделировалиcь в 3D масштабе в направлении от самых древних отложений до настоящего времени (e.g., Hantschel and Kauerauf, 2009). Основополагающей особенностью трехмерной модели Северного склона Аляски является включение в общую модель бассейна трансгрессивной последовательности отложений мела – брукско-третичного возраста, с учетом разницы в мощности отложений между периклиналью и сводовой частью вала, и несинхронизированных во времени периодов воздымания бассейна и эрозии в третичный период (Рис.4).


Результаты моделирования показали, что степень термальной зрелости до-брукских отложений контролировалась, в основном, скоростью прогибания брукской толщи (Рис. 5). Также существенное влияние на генерацию и миграцию углеводородов оказали собственно процессы накопления трансгрессивного брукского комплекса и изменение общей геометрии бассейна.
Основная миграция углеводородов происходила в северном направлении, что привело к формированию большей части залежей, включая месторождение Прадо Бей, в ловушках комбинированного структурно-стратиграфического типа вдоль антиклинали (свода) Барроу. На крупнейшем в Северной Америке  месторождении Прадо Бей процесс формирования ловушки на борту рифта предшествовал началу выжимания сгенерированных углеводородов из нефтематеринских пород, что и привело к формированию этой сверхгигантской залежи. Анализ биомаркеров показал, что нефти на месторождении являются смесью углеводородов, сгенерированных, в основном, в пределах свиты шублик триасового возраста и сланцевой толщи Хью мелового возраста с небольшой примесью нефтей свиты кингак юрского возраста (Peters et al., 2008). Данный вывод хорошо согласуется с результатами 3D моделирования (Рис.6): вытеснение углеводородов из свит шублик и кингак началось в меловой период, преимущественно в зоне развития фронтального бассейна, постепенно смещавшейся в северном направлении к борту рифта. В третичный период захоронение осадков происходило, главным образом, только в самой восточной части фронтального бассейна и на пассивной окраине борта рифта, где сопровождавший этот процесс наклон и погружение осадков привели к генерации углеводородов в сланцах свиты Хью. Эти углеводороды затем выжимались вниз по простиранию пластов в зону, ограниченную поверхностью нижне-мелового перерыва (несогласие LCU), вдоль которой они мигрировали в направлении к антиклинали Барроу, что и привело в дальнейшем к примешиванию нефтей свиты Хью к нефтям месторождения Прадо Бей.

До сих пор продолжаются дебаты вокруг неудачной поисковой скважины Муклук. В период бурения скважины извлекаемые запасы нефти на исследуемой площади  оценивались в 1.5 млрд. баррелей и предположительно локализовались в структурно-стратиграфической ловушке, аналогичной месторождению Прадо Бей, хотя процесс сейсморазведочных работ  был сильно затруднен помехами в записи волновых данных при прохождении через толщи вечномерзлых пород и четких результатов интерпретации не было получено. Образцы бурового шлама и отобранного из скважины керна показывали наличие интенсивных нефтепроявлений в целевом интервале разреза. В свое время эта скважина считалась самой дорогой «сухой» скважиной в мире. Анализ пород скважины Муклук показал, что когда-то нефть присутсвовала в структуре, но затем мигрировала дальше. В нефтегазоносной системе отсутствовал основополагающий элемент или процесс. Построенная нами 3D модель подтвердила, что изначально нефть накапливалась в ловушке, но затем перетекла на юго-восток в направлении меторождения Купарук-Ривер по тонкому слою песчаников, перекрывающих границу размыва, предположительно в период общего наклона бассейна в третичный период. Пример скважины Муклук показывает, насколько эффективной может быть технология бассейнового моделирования и моделирования нефтегазоносных систем не только в процессе прогноза генерации, миграции, накопления углеводородов, но в идентификации возможных перетоков и потерь УВ из потенциально перспективных структур.

Проект создания трехмерной модели бассейна Северного склона Аляски представляет собой пример одной из самых крупных региональных цифровых моделей осадочного бассейна на сегодняшний день, уникальной по степени сложности и детализации. Как было показано на примере исследования неудачи скважины Муклук, модель предоставляет уникальную возможность для анализа регионального и локального геологического строения с помощью технологии «локального измельчения сетки». В ходе выполнения проекта был сформирован уникальный обучающий набор данных, позволяющий освоить технологию построения региональных моделей осадочных бассейнов сложного геологического строения. Степень изученности территории широко варьируется от районов начальной стадии поисковых работ до районов пробной промышленной эксплуатации на стадиях детальной доразведки (смотрите Рис.3).

Выводы
Модель бассейна Аляски показала, как моделирование нефтегазоносной системы может быть использовано для улучшения понимания и более точной оценки влияния геологических неопределенностей на историю формирования разреза, для минимизации рисков геологоразведочного процесса и правильного определения регионов, наиболее перспективных для будущего инвестирования. Кроме того, приведенный  пример успешного моделирования ориентирован на дальнейшее применение методики в изучении сложнопостроенных нефтегазоносных провинций Сибирского региона. Методика динамического моделирования нефтегазоносных систем представляет собой оптимальный экономичный способ интеграции всех имеющихся данных (геологических, геофизических, петрофизических и геохимических) с последующей количественной оценкой и прогнозом направлений распространения и времени формирования системы. Попытки смоделировать историческое развитие Восточно-Сибирского бассейна проводятся уже и сейчас.

Например, Everett (2010) использовал одномерное моделирование по стволу псевдо-скважины Ковыктинского месторождения для проверки гипотезы наличия нефтегазоматеринских пород в точке исследования. Однако, для более тщательного исследования нефтегазоносной системы и более точного прогноза и оценки направлений движения, типа, состава и объема углеводородов, необходимо собрать все имеющиеся данные по интерпретации 2D и 3D сейсморазведки, скважинную и геохимическую информацию для последующей загрузки в PetroMod и создания полноценной динамической 2D или 3D модели. Выбор между 2D и 3D масштабом зависит от доступности соответствующих данных и наличия определенной заинтересованности со стороны геологов и разработчиков. Моделирование может быть проведено как по разрезу одной скважины, так и по всей провинции в целом.

Пример практического применения методики на Аляске показал, что калибровка динамической модели в PetroMod помогает (i) более аккуратно восстанавливать региональную историю захоронения нефтегазоматеринских пород, (ii) корректно задавать граничные условия давлений и температур, включая стерень зрелости органического вещества, (iii) определять направления и расстояние миграции, оценивать качество ловушек и покрышек и (iv) рассчитывать объем углеводородов, заключенный в ловушке. Подобные расчеты, проведенные программными средствами,  помогают снизить риски и оценить влияние на систему хорошо известных неопределенностей, связанных с Сибирской нефтегазоносной системой, таких как: колебания в степени зрелости органического вещества, неопределенность путей миграции, сложное распределение пород-коллекторов, изменения в строении резервуара (e.g., Gratzer et al., 2011), качество ловушки, не возможность точного прогноза времени осадконакопления и (или) степени биодеградации (Everett, 2010). Следствием создания динамической модели бассейнов Сибири в PetroMod может стать разработка эффективной финансово-временной стратегии реализации проекта разведки данного региона. И, что более важно, откалиброванная региональная 3D модель может послужить надежной  основой для более точного заложения будущих скважин на территории провинции и позволит сэкономить компаниям большой объем финансовых средств. Подобная работа  может быть легко реализована с помощью комбинирования в одном проекте всей линейки моделирования в 1D, 2D, 3D масштабах. Данный проект, построенный на основании всех имеющихся результатов интерпретации, может быть легко обновлен при получении новых результатов сейсмических и скважинных исследований, т.к. PetroMod – это не только уникальная программа для моделирования, но еще и не заменимый инструмент для эффективной организации и хранения всех материалов геологоразведочных работ.

Share in top social networks!


Friday, December 9th, 2011

Риски и неопределенности в геологоразведочном процессе

Александр Фокин (ANFokin@tnk-bp.com), и.о. директора Департамента экспертизы ГРР, Группа управлений по международным проектам и ГРР, БН «Разведка и Добыча»

Понятия «геологические риски», «неопределенность», «вероятностная оценка» сопровождают все этапы геологоразведочного процесса и играют в нем ключевую роль. Их необходимо учитывать при планировании и оценке эффективности геологоразведочных работ (ГРР), оценке новых лицензионных участков и новых регионов, обосновании бурения поисковых и разведочных скважин, ранжировании поисковых объектов и лицензий. Чтобы обеспечить корректную оценку параметров, связанных с неопределенностями, необходимо применять правильные методологии.

Mногочисленные факторы рисков, влияющие на успех и коммерческую привлекательность нефтегазового проекта, можно условно разделить на четыре группы: технические, коммерческие, организационные и поли-тические. Геологические риски относятся к первой группе – техническим рискам. Они описывают вероятность наличия или отсутствия залежей нефти и газа при проектировании ГРР, возможный объем запасов и качество углеводородов.

При проектировании ГРР используют такие взаимосвязанные понятия как «вероятность», «риск», «неопределенность». Термины «вероятность» и «риск» означают возможность наступления или ненаступления каких-либо событий. Эти величины являются взаимообратными и измеряются в долях единицы (Вероятность = 1 – Риск). Понятие «неопределенность» описывает ситуацию, при которой ожидаемый результат не может быть предсказан точно, потому что существует целый ряд возможных результатов.

Геологический риск или обратная ему величина – вероятность нахождения залежи – обусловлены неопределенностями геологического строения исследуемой территории и истории ее формирования. Чем сложнее геология и меньше изученность, тем больше неопределенности и, соответственно, тем больше геологические риски. Поиск и разведка углеводородов включают в себя анализ разнообразной по объему и качеству информации. Правильность оценки рисков зависит от наличия, полноты и достоверности данных, на основе которых выполняется этот анализ.Любой нефтегазовый проект в значительной степени зависит от геологических рисков, поэтому их оценка является приоритетной задачей в геологоразведочном процессе.

Методические подходы ТНК-ВР
При обосновании ценности поисковых объектов эксперты решают две ключевые задачи – анализируют вероятность открытия нефтегазовых залежей и оценивают их прогнозные запасы предполагаемых залежей. Для решения каждой из этих задач в мировой практике существует ряд методических подходов, большинство из которых применяется и в ТНК-ВР.

Независимо от методологии в основе каждого подхода лежит предварительный системный анализ геологических предпосылок нахождения залежей углеводородов. Оценка геологических рисков является лишь заключительной фазой сложного трудоемкого и объемного процесса геологического изучения исследуемой территории с целью поисков месторождений нефти и газа.

Комплекс геологических и геофизических изысканий должен охарактеризоватьследующие ключевые факторы, описывающие вероятность нахождения залежей:
» наличие возможной ловушки углеводородов;
» наличие коллектора, способного вмещать углеводороды;
» наличие покрышки (экрана), удерживающей углеводороды;
» возможность заполнения ловушек углеводородами.

Методические приемы по оценке риска используются для численной оценки и визуального представления вероятностей, обусловленных каждым из этих факторов.

Стандартизация процесса оценки
Оценка вероятности открытия залежей нефти и газа в виде коэффициентного анализа – наиболее часто используемая техника, которая является обязательной процедурой при проектировании геологоразведочных работ в ТНК-ВР. Для каждого объекта (потенциальной залежи в предполагаемом продуктивном пласте) выполняется количественная оценка (в долях единицы) по каждому из ключевых факторов. Итоговое значение вероятности открытия является произведением этих составных вероятностей (Табл. 1).

Особенностью такого анализа является большая доля субъективизма при его выполнении. Величину ключевых рисков, как правило, определяют на качественном уровне, чаще всего основываясь на сравнении геологических особенностей одних объектов с другими на ограниченной территории. При этом геологи используют свой опыт и знания геологической обстановки в исследуемом районе, и каждый автор проводит оценку по-своему, поэтому нередко итоговый риск по одному и тому же объекту у разных исполнителей может значительно отличаться. Соответственно, разница в оценках рисков по объектам-аналогам из разных регионов еще больше.

Стоит отметить, что эта проблема существует в большинстве нефтяных компаний, проектирующих геологоразведочные работы. Итоговые величины рисков используются на разных стадиях планирования и обоснования прове- дения ГРР и влияют на положение перспективных объектов в списках ранжирования. В связи с этим задача геологов при обосновании рисков – обеспе- чить максимально возможную объективность.

В качестве эксперимента специалисты Управления ГРР разработали единый шаблон для оценки геологических рисков, который позволяет стандартизовать процесс обоснования и минимизировать влияние субъективных подходов. Шаблон выполнен в виде матрицы, где в качестве ключевых геологических факторов выбраны традиционно используемые вероятности: наличие ловуш- ки, коллектора, покрышки, вероятность заполнения углеводородами.

Для каждого фактора подобрано от семи до десяти наиболее влияющих параметров, определены возможные варианты их изменения и численные значения в долях единицы. Численные значения являются составляющими множителями в оценке ключевых рисков и общего геологического риска.

В качестве примера можно рассмотреть восемь влияющих параметров, выбранных для одного из ключевых факторов – наличия ловушки. Они разбиты на три группы. В первую входят параметры, связанные с данными, используемыми для анализа, и их качеством, – это данные сейсморазведки, количество скважин вокруг изучаемого объекта, а также данные вертикального сейсмического профилирования (ВСП). Вторая группа включает параметры, относящиеся к типу и надежности замыкания ловушки, третья – параметры надежности структурных построений, такие как амплитуда ловушки по отношению к точности структурных построений, качество сейсмических данных, неопределенности, возникающие при преобразовании «время – глубина», а также привязка отражений, регистрируемых при проведении сейсмических исследований. Для каждого из восьми приведенных параметров подобраны варианты изменения.

Работа с шаблоном заключается в выборе для всех параметров значений, соответствующих исследуемому геологическому объекту. Результатом умножения составных долей вероятности будет определяемое значение геологического риска. Использование такого подхода позволит значительно снизить разброс оценок рисков при выполнении анализа разными специалистами.

Очевидное вероятное
Изменение геологических рисков по площади распространения исследуемых горизонтов отображается на так называемых вероятностных картах, которые составляются для распределения пород-коллекторов, покрышек, нефтематеринских пород. В зависимости от изменения параметров производится раскраска наиболее перспективных или рискованных зон. Суммирование вероятностных карт дает итоговую карту риска, сравнение которой со структурной основой позволяет делать выводы о перспективах нахождения залежей углеводородов в изучаемом районе. Построение карт риска базируется на картах палеогеографии, картах изменения свойств пород по данным сейсморазведки и геоинформационных систем, данных геохимических изысканий. Принцип построения вероятностных карт пред- ставлен на Рис. 1.

Преимущество метода вероятностных карт заключается в том, что он обеспечивает систематический анализ геологических рисков на значительных территориях, а также позволяет выявить зоны с наиболее высокой вероятностью нефтегазоносности.

Данный вид анализа активно применяется в Департаментах геологоразведки Тюменского нефтяного научного центра (ТННЦ). Вероятностные карты, построенные на базе региональных карт палеогеографии, используют при планировании поискового и разведочного бурения. Новые данные по результатам выполненных сейсморазведочных работ и пробуренных скважин позволяют проводить детализацию и уточнение существующих карт.

Без ошибок
Применение вероятностной методики стало обычной практикой при прогнозной оценке запасов поисковых и разведочных объектов в ТНК-ВР. Она используется для обоснования минимальных, базовых и максимальных оценок ресурсов, которые затем используются в различных сценариях расчетов инвестпроектов.

Преимущество этой методики перед обычной детерминистской оценкой запасов заключается в том, что она позволяет учесть влияние неопределенностей всех подсчетных параметров, участвующих в оценке. Подсчет запасов выполняется по традиционным формулам, но в качестве подсчетных параметров используются не средние величины, а их статистические распределения. Расчеты производятся в программах, позволяющих выполнять стохастическое моделирование методом «Монте-Карло». Результат расчетов представляется также в виде распределения прогнозных запасов, где каждой вероятности от 0% до 100% соответствует своя величина запасов.

Вероятностная методика уже давно отработана в мировой практике, однако все еще существует ряд вопросов, связанных с верностью применения метода в различных случаях, как например, при определении суммарной вероятностной оценки по нескольким пластам и совместного применения с величинами геологического риска. Это типичные ошибки, которые совершают специалисты многих компаний.

У новичков не вызывает затруднений применение вероятностной оценки в программных средствах типа Crystal Ball – освоение такого программного обеспечения занимает не более часа. Однако получение корректных результатов требует соблюдения правил обращения с вероятностными величинами – как с исходными, так и с результирующими данными.

В Табл. 2 представлен пример вероятностной оценки по поисковому объекту, содержащему три перспективных горизонта, по каждому из которых выполнен прогноз с результатами в виде вероятностей (персентилей) Р10, Р20, …, Р90. В этом примере итоговое значение прогноза запасов по объекту в целом представлено в виде сумм запасов по соответствующим персентилям каждого горизонта. Это ошибочное действие при поведении прогнозов выполнялось подразделениями ГРР в начале внедрения вероятностной оценки в работу.

На сайте SPE есть публикация, описывающая эту типичную ошибку (см. E.C. Capen. «Probabilistic Reserves. Here at Last?», SPE, 2001). В статье излагаются правила действий с вероятностными величинами, а также правильный подход для получения суммарной прогнозной оценки. Для выполнения корректной оценки суммарных запасов по объекту в программе Crystal Ball наряду с прогнозами по отдельным горизонтам необходимо выполнить также прогноз по сумме запасов по всем горизонтам. Итоговая суммарная оценка, выполненная программой, будет значительно отличаться от простой арифметической суммы оценок по отдельным пластам. Если вероятности содержания запасов нефти по горизонтам независимы друг от друга, то диапазон правильного распределения суммарной оценки будет гораздо меньше. Это легко объясняется правилами действий с вероятностями независимых событий. Для нашего случая вероятность Р наступления хоть одного из трех независимых событий с вероятностями Р1, Р2, Р3 или их совместного наступления равна: Р=1-(1-Р1)*(1-Р2)*(1-Р3).

Итоговая вероятность по отношению к Р1, Р2, Р3 при такой операции увеличивается, следовательно, диапазон неопределенности уменьшается. При вероятностной оценке по горизонтам, зависимым друг от друга по каким-либо геологическим особенностям, проводятся корреляционные связи по параметрам, описывающим эти особенности. Диапазон итогового
прогноза при этом увеличивается.

Комбинирование вероятностной оценки с геологическими рисками
Стоит также уделить внимание совместному применению вероятностной оценки и величин геологического риска. На Рис. 2 изображены интегральные распределения вероятностной оценки запасов по одному из геологических объектов без учета и с учетом геологического риска. Этот рисунок хорошо иллюстрирует суть правильного взаимодействия вероятностной оценки и значений риска (вероятности открытия залежи углеводородов). Она заключается в том, что геологический риск, по сути, является масштабирующим коэффициентом оси вероятностей, а не оси запасов.

На практике коэффициенты риска используются при планировании прогнозных приростов запасов и описывают возможность нахождения залежей углеводоро- дов. При реализации программы ГРР правильная оценка рисков позволяет добиться значений фактических приростов запасов, близких к запланированным. При прогнозе приростов с применением обычной детерминистской оценки итоговые значения запасов по объектам умножаются на значения рисков. По аналогии с этим, в начале внедрения вероятностной оценки в производственный процесс в подразделениях ГРР, результаты вероятностной оценки также умножались на значения рисков, что является неверным подходом.

Результаты детерминистской оценки представлены средними значениями, и их умножение на вероятность дает корректный результат. Однако умножать величину риска на значения запасов, соответствующие вероятностям Р10, Р20, …, Р90, методически неверно. Корректную оценку с учетом рисков также можно выполнить в программе Crystal Ball. Результаты оценки на первый взгляд могут показаться необычными. К примеру, при значении риска 0,5 значения запасов, соответствующие вероятностям Р50 и меньше, равны 0. Однако надо иметь в виду, что вероятность успеха 0,5 означает, что в 50% случаев может наступить «неуспех».

Правильная оценка рисков позволяет избежать прямых экономических и репутационных потерь, а также ухудшения рыночной капитализации. Поэтому для любой нефтяной компании эффективная оценка рисков по всем аспектам недропользования является одной из ключевых задач.

Спасибо компании TNK-BP и журналу «Новатор» за предоставление материалов.

Share in top social networks!


Friday, December 9th, 2011

Отчеты Блэкберн: Нефтегазовая геология доюрского периода

Грехем Блэкберн: Blackbourn Geoconsulting

II.2.1 Палеозой
В некоторых центральных и южных районах Западно-Сибирский бассейн (ЗСБ), широко распространены признаки нефти и газа, и многочисленные скопления углеводородов были найдены в выветренных и трещиноватых породах среднего и позднего палеозоя под юрским несогласием, особенно в структурно высоких областях, прилегающих к позднепермскому и триасовому грабенам, и включая палеозойские рифы и другие карбонатные пароды (Карнюшина, 2005). Большинство этих пород в разной степени метаморфизированы, но также встречались области сравнительно низкосортной палеозойской литологии.

Литология пород, вмещающих триасовые и палеозойские пласты под-несогласия в среднеобской области включает (Мясникова и др., 2005):
»     Основные вулканические породы: базальты и приуроченные туфы (Сургутский свод, Федоровский прогиб).
»     Промежуточные вулканические породы: андезит-порфиры, андезит-базальт-порфиры, брекчированные риолитовые порфиры.
»     Кислые вулканические породы: дациты, риолиты, игнимбриты (Северо-Даниловская область) и         приуроченные спекшиеся туфы.
»     Ультраосновные породы на небольших площадях.
»     Метаморфические сланцы, гнейсы, роговики, чарнокиты (Вынгапуровское месторождение).
»     Интрузии: плагиограниты, граниты, серпентиниты, формирующие дайки, силли и мелкие интрузии.
»     Слегка деформированные и метаморфизованные кластические и карбонатные породы, залегающие почти горизонтально, каменноугольного и девонского периодов (Ханты-мансийская область, месторождение Горелое).

В отчете Задоенко и др. (2004), представлены результаты бурения примерно 35 скважин, пробуренных в палеозойские породы под подошвенно-юрским несогласием в восточно-центральной части ЗСБ, показавшие наличие углеводородов.

Типичный дебет скважин составил несколько тонн нефти в сутки, максимум 90.4 м3/сутки из кавернозных карбонатных пород на интервале 2690-2734 м в скважине Медведевская-6.

Анализ 50 таких скоплений нефти и газа, открытых непосредственно под подошвенно-юрским несогласием Сурковым и Смирновым (2003), к удовлетворению авторов, показали что во всех случаях, эти скопления имеют прямое сообщение с нефтегазоносными пластами раннего, среднего и позднего юрского периода и трансгрессивно залегают поверх подстилающую топографию. Данные авторы пришли к заключению, что хотя палеозойские пласты и существуют, единственные значимые материнские породы (за исключением пород Нюрольского бассейна, см. раздел II.2.1.1) залегают в мезозойской секции. Факторы, предположительно негативно влияющие на формирование залежей углеводородов в доюрской секции, включают: 1) высокие температуры, с вероятностью произошедшего широкомасштабного термического разложения нефти; потенциал перезрелости нефтематеринских пород в большинстве районов; 2) сильная тектоническая активность в палеозойский и триасовый периоды и широко распространенная вулканическая деятельность, предположительно, повлекшая за собой потерю или разрушение более ранних скоплений; общее низкое качество пластов (большинство из упомянутых выше скоплений доюрского времени формировались в зонах трещиноватости, выветривания или выщелачивания, что связано с поверхностью под-несогласия); и 4) скудость хороших непроницаемых пород, таких как эвапориты и качественные глины.

Бочкарев и др. (2003) приводят список из нескольких сотен глубоких скважин в разных частях Западно-Сибирского Бассейна, вскрывших палеозойские (в дополнение к триасовым) отложения. Авторы настаивают на присутствии потенциально нефтеносных пластов, а также на потенциале богатых органикой палеозойских материнских пород, предполагая, таким образом, что перспективность палеозоя значительно недооценена. Хотя их выкладки относительно эпизодического присутствия скоплений газа в палеозойских отложениях и достоверны, они не учитывают приведенные выше аспекты, негативно влияющие на вероятность присутствия нефти.

Эту позицию поддерживает Фомин (2004), изучавший уровень зрелости палеозойских керогенов на большей территории Западно-Сибирского Бассейна; в его отчете сообщается, что большая часть палеозойского периода достигла в главную зону газообразования до поднятия земной коры, предшествующего мезозойскому циклу осадконакопления. Фомин заключает, что большая часть углеводородов, образовавшихся в палеозойский период, вероятно, была утеряна в атмосферу еще до начала юрского времени, а последующее накопление запасов, скорее всего, ограничивалось сравнительно небольшими объемами газа, и вероятность нахождения любых крупных скоплений нефти в палеозойских отложениях (либо в мезозойских отложениях, имеющих источники в палеозое) невелика. Однако, Фомин также замечает, что уровень зрелости пород был самым низким для Нюрольского бассейна, где значения температурного градиента были ниже, и его заключения согласуются с предположениями о происхождении палеозойской нефти в этом районе, изложенными в разделе II.2.1.1

Следует заметить, что Е.А. Костырева (2004) провела изучение биомаркеров нефти палеозоя (включая под-несогласие) и околоподошвенных мезозойских скоплений вблизи Нюрольского бассейна и пришла к заключению, что они формируют три группы, а именно:
1)    Генетически связанные с палеозойскими морскими материнскими породами.
2)    Полигенные, сформированные смесью нефти палеозойских и мезозойских материнских пород.
3)    Генетически связанные с континентальными материнскими породами раннеюрских тогурской и тюменской свит, сформировавшиеся в озерных, болотных и речных условиях.

Также был сделан вывод, что большая часть нефти в скоплениях под-несогласия относится к первой группе, т.е. имеет источник в палеозое. Остается вероятным, что скопления под-несогласия на большей территории ЗСБ относятся к мезозою, хотя в работе Костыревой отстаивается мнение, что такие скопления в Нюрольском бассейне берут свое начало в палеозойское время.

Некоторые российские геологи считают перспективными осадочные сукцессии палеозоя в Ханты-Мансийском подошвенном блоке (Раздел I.2.2.3). Хотя эти сукцессии могут содержать вероятные пласты, никаких значимых интервалов материнских пород на сегодняшний день не обнаружено. Скважина Фроловская-1, пробуренная к юго-востоку от Ханты-Мансийска (Чувашов и Яцканич, 2003), вскрыла раннедевонские известняки на глубину 300 м, и результаты изучения керна этой скважины предполагают, что они сформировались на мелководье. Поэтому они вряд ли имеют материнский потенциал, в отличие от заявленного для девонских известняков Нюрольского бассейна (Раздел II.2.1.1).

Скопления под-несогласия, упомянутые выше, могут добавить ценности юрским скоплениям, но маловероятно могут считаться экономически рентабельными сами по себе. Сурков и Смирнов (2003) составили карту ЗСБ с указанием мест, где, по мнению авторов, имеются благоприятные условия для развития таких отложений, на основе распространения нефтегазоносных юрских пластов, трансгрессивно перекрывающих выступы фундамента в районах возможной пористости под-несогласия (Рис. II.2.1).

II.2.1.1 Нюрольский бассейн
Этот бассейн находится на юго-востоке ЗСБ (Рис. II.2.1). Большая часть его нефтегазовых месторождений является скоплениями под-несогласия, схожих с рассматриваемыми выше и залегающих в выветренных, доломитизированных, трещиноватых и брекчированных карбонатах (Рис. II.2.2). Как рассматривалось выше, обычно их происхождение было бы отнесено к мезозою, хотя и имеются признаки палеозойского происхождения. Здесь нефть была найдена глубже в девонских и даже силурийских карбонатных ловушках (на Малоичском месторождении), на глубине до 4600 м. Трудно представить, как эта нефть могла иметь мезозойское происхождение – подошвенно-юрское несогласие располагается на глубине до 1000 м выше этих скоплений и предполагается, что внутрипалеозойские материнские породы имеют отношение к их формированию. Как указывалось выше, эти выкладки подтверждаются исследованиями биомаркеров.

Более глубокие скопления на Малоичском месторождении (т.е. расположенные ниже скоплений под-несогласия) располагаются внутри сукцессии, сложенной, в основном, биокластическими известняками, аргиллитами и глинистыми известняками. Общая стратиграфическая мощность этих отложений – до 3000 м (из них >1000 м – раннедевонская сукцессия (кыштовская, армичевская, солоновская и надеждинская свиты) и 2000 м – среднедевонско-раннекаменнтугольная сукцессия (лугинецская и табаганская свиты). Однако, в связи с эрозией и сильной складчатостью, бурение достигло лежащих ниже верхнесилурийских пород и максимальное вскрытие палеозоя составило около 1000 м. Данная сукцессия малоизученна, но Костырева (2004) заключает, что мощная девонская сукцессия с преимущественно карбонатными породами имеет значительный материнский потенциал.

Считается, что эти пласты обусловлены вторичной пористостью, вызванной трещинноватостью и выщелачиванием (и доломитизацией) карбонатов, включая возможные биогермными структурами. Приведенные в рис. II.2.2 скопления Малоичского месторождения связаны с разломами, а вторичная пористость может относиться к течению флюидов вдоль этих разломов.
Для Нюрольского бассейна существует мало прямых свидетельств обстановки осадконакопления в палеозойский период. Данилкин (2005) предполагает, что нефть начла формироваться в этой сукцессии в палеозой, при этом глубина залегания не выходит за пределы главной зоны нефтеобразования в это время, и что пермское поднятие и триасовый рифтогенез разрушили любые скопления, сформировавшиеся к этому времени. Далее Данилкин предполагает, что после начала погружения в мезозойский период, палеозойские отложения Нюрольского бассейна повторно вошли в главную зону нефтеобразования, и существовало достаточно остаточного потенциала нефтеформирования для генерации сравнительно небольших объемов нефти, находимых сегодня в пластах палеозойского периода (включая пласты под-несогласия) в этом районе.

Запасы нефти Арчинского месторождения (крупнейшего в Нюрольском бассейне) заявлены Запиваловым (2004) в объеме 12.85 миллионов тонн (около 85 миллионов баррелей в категориях C1 + C2), но 3 производственных скважины добыли в общем лишь 5.6 тысяч тонн в 2003 году (в среднем около 36 баррелей в день на скважину). Объемы добычи на других месторождениях этого района находятся на том же уровне. Эти месторождения не могут считаться высокопроизводительными.

Хотя и частично спорное, предположение Данилкина об их формировании дает правдоподобное объяснение довольно многочисленным, но в основном, сравнительно мелким скоплениям углеводородов палеозойского периода в Нюрольском бассейне. Нет причин полагать, что в других мощных палеозойских сукцессиях в фундаменте Западно-Сибирского Бассейна не могут быть найдены подобные скопления, сформировавшиеся неглубоко до начала мезозоя, хотя количество районов, отвечающих этим критериям, вряд ли будет велико. В любом случае, такие скопления, вероятнее всего, будут невелики, и сложно определить такие районы ЗСБ, где разведочные работы, направленные непосредственно на заложения палеозоя были бы оправданы.

II.2.2 (Пермско-) Триасовый рифтогенез
Как описано в Разделе I.3.1, крупнейший рифтогенез, вулканические процессы и формирование ловушек произошло на границе пермского и триасового времени. Местные рифты включают поздние пермские отложения под старейшими вулканическими горизонтами; большинство вулканических процессов относятся к раннему триасу, хотя некоторые вулканические горизонты встречаются и в среднем триасе. К позднему триасу, заложение сильно вышло за границы рифта и происходило на большой площади северной части ЗСБ (Рис. I.3.2). Вероятно, местами оно продолжилось и включает в себя нижние юрские континентальные отложения.

Этот фактически “синрифтовый” стратиграфический интервал, от позднепермского до раннеюрского времени, залегает между эрозированным фундаментом палеозоя и надлежащей послерифтовской сукцессией, и в российской литературе чаще всего именуется “промежуточным комплексом”. Для простоты изложения, в данном отчете он указывается просто как триасовый интервал, поскольку подавляющее большинство относящихся к нему месторождений принадлежат к этому периоду.

Эти триасовые рифты наполнены мощными залежами вулканических и промежуточных отложений, а также некоторым количеством речных и озерных пород. В общем, они не считаются перспективными на наличие углеводородов в связи с отсутствием материнских пород, хотя есть некоторая вероятность того, что нефть и газ местами могли мигрировать в эти породы из карбонатных материнских пород палеозоя. Как указывалось в Разделе II.2.1, некоторые из скоплений под-несогласия, имеющие истоки в юрском периоде, встречаются и в триасе, в том числе в вулканических породах (Мясникова и др., 2005). Скорее всего, скопления в таких местах будут мелкими.

Сообщается о находках триасовых породы с признаками отражательной способности витринитов вдоль Иртыша, недалеко от Омска, указывающих на то, что значения палео-температуры не превышали для главной зоны нефтеобразования. Потенциально материнские породы каменноугольного периода также были найдены на юго-западе недалеко от Кургана (Фомин, 1987).

II.2.3 Триасовая (до среднеюрской) платформенная сукцессия
Как указывалось выше, более поздние заложения триаса вышли за первоначальные границы рифта и сформировали триасовую “платформенную” сукцессию, состоящую из мощных лагунных и морских осадочных пород, распространившихся на большей территории северной части ЗСБ (Рис. I.3.2). Мощность этих платформенных триасовых пород сильно возрастает к северу до более 2-3 км. Они залегают на глубину до более 6 км ниже юрских пород и более ранних отложений на севере Уренгойско-Ямбургского района (приложение 6). Литология триасовых пород здесь мало изучена. Отдельные скважины, вскрывающие триасовые отложения в этом районе, проникли в секцию переслаивающихся темно-серых сланцев, алевролитов, песчаников и туфовых песчаников (Конторович и др., 1975). Присутствие обширных триасовых обломочных пород в Енисей-Хатангской области почти до Таймырского поднятия указывает, что кластические пласты, частично морские, могут встречаться на северо-востоке и, возможно, в других частях северного района, хотя о наличии материнских пород точно не известно. Сравнительно мощная секция триасовых пород обнаружена в сейсмических разрезах на территории Южно-Карского бассейна к северо-западу. Вероятной кажется возможность наличия качественных кластических пластов триаса и материнских пород на севере бассейна, особенно в ныне морской зоне. Однако, за исключением северо-восточного района близ Таймырского поднятия и Енисей-Хатангского прогиба, эти породы в большинстве случаев залегают на глубинах главной зоны газообразования или даже глубже. Хорошие сланцевые непроницаемые породы ожидаются в триасовых горизонтах и выше них по всей этой территории, а подходящие материнские породы могут присутствовать в триасовых морских, лагунных и даже озерных комплексах. Ермаков и др. (1979) считают, что платформенные заложения триаса в этих северных районах благоприятны для открытия залежей газа.

Таким образом, перспективность триасовых отложений – как рифтовых, так и платформенных – схожа с палеозойской сукцессией Западно-Сибирского Бассейна. Скопления под-несогласия встречаются в связи с примыкающими юрскими скоплениями, но отсутствие известных материнских пород сильно сокращает вероятность обнаружения нефти на более глубинных интервалах.

Share in top social networks!


Friday, December 9th, 2011

Комплексная интерпретация данных сейсморазведки для прогноза распространения песчаных тел и повышения эффективности бурения

Р.И. Абдрахимов, Р.Р. Галиев, Д.Д. Сулейманов
Т.С. Усманов, к.х.н. (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)
И.С. Афанасьев, к.ф.-м.н. (ОАО «НК «Роснефть»)

Введение
В Западной Сибири неокомский разрез сформировался за счет постепенного бокового заполнения обломочным материалом сравнительно глубоководного морского бассейна. Для основной территории источником обломочного материала служило восточное обрамление плиты. Заполнение бассейна осадконакопления происходило на фоне постоянного погружения региона. Все это обусловило клиноформное строение разреза [1].

Приобская нефтеносная площадь, размеры которой составляют более 6 тыс. км2, является уникальным объектом для исследований геологического строения клиноформных комплексов.

Основная площадь месторождения разрабатывается тремя недропользователями (ОАО «Газпром-нефть-Хантос», ООО «РН-Юганскнефтегаз», НАК «Аки-Отыр»). Запасы углеводородов сосредоточены в пластах группы АС (АС7-АС12), в меньшей степени – в отложениях ачимовской толщи, а также в верхнеюрских интервалах. Основными объектами разработки являются пласты АС10-АС12, залежи в которых литологически экранированы, водонефтяной контакт (ВНК) отсутствует. Палеогеографические обстановки формирования пород, в которых выявлены залежи, сменяют друг друга в западном направлении от прибрежно-морских, шельфовых, склоновых до глубоководных [2].

Изменение коллекторских свойств пород зависит от удаленности тех или иных фаций от кромки палеошельфа. Коллектор в восточной части характеризуется относительно высокой проницаемостью ((6-10).10-3 мкм2), хорошей связанностью и выдержан по площади (шельфовый тип), в западной – слабо связан, низкопроницаем ((1-3).10-3 мкм2) и крайне изменчив по латерали (глубоководный тип).

В условиях отсутствия в залежах свободной воды основной задачей геологического сопровождения разработки месторождения является прогнозирование развития коллектора как по площади, так и по разрезу. Если для отложений в области палеошельфа поиск решения не вызывает затруднений вследствие выдержанности нефтесодержащих интервалов, то для глубоководных образований ситуация коренным образом отличается. Продуктивная часть разреза сосредоточена в небольших по размеру, литологически экранированных линзах, слабо связанных между собой, и, на первый взгляд, «хаотично разбросанных» по площади. В связи с этим бурение новых скважин сопровождается значительными рисками неподтверждения прогнозных эффективных нефтенасыщенных толщин коллекторов. На более ранних этапах разбуривания месторождения риски компенсировались природным фактором: над глубоководными отложениями пласта АС12 всегда присутствовали выдержанные по площади пласты АС10 и АС11. В областях бурения новых скважин продуктивные интервалы полностью представлены глубоководным типом отложений пласта АС12, и для достоверного прогноза необходим комплексный анализ всех имеющихся данных.

Одной из таких площадей является Горшковская (рис. 1), расположенная в северной неразбуренной части Приобского месторождения, где сосредоточено более 1 млрд. т геологических запасов нефти и запланировано бурение около 2000 скважин. Рассматриваемая территория занимает площадь 700 км2, изучена 48 разведочными скважинами, в которых проведен полный комплекс геофизических исследований скважин (ГИС), по 9 скважинам имеется керновый материал, пригодный для литологического описания. Кроме того, в 2008-2009 гг. Была проведена сейсмическая съемка 3D высокого качества общей площадью 1400 км2.

В результате детальной корреляции, в процессе проведения которой активно использовались результаты сейсморазведки 3D, в горизонтах АС10-АС12 были выделены шесть продуктивных пластов: АС100(2), АС101-3, АС110, АС111, АС120-1 и АС122-5 (про-токол ГКЗ РФ № 1989 от 19.08.09 г.).

Для прогноза распространения песчаных тел проведен комплексный анализ результатов интерпретации данных сейсмических и геофизических исследований.
1. По данным региональных исследований устанавлены общие особенности осадконакопления региона.

2. В разбуренной части месторождения в результате электрометрического анализа данных ГИС с при влечением макроописания керна выделены фациальные зоны.

3. При наличии сейсмических данных на участках выделены сейсмоклассы на основе кластерного анализа волновой картины сейсмотрассы в пределах рассматриваемого продуктивного пласта.

4. Для разбуренной части, по которой имелись данные сейсмических исследований 3D, выполнен анализ согласованности выделения фациальных зон по результатам сейсмо- и электрофациального моделирования, т.е. подбирался такой набор сейсмофаций, который воссоздавал картину распределения фаций, наиболее близкую к данным электрофациального моделирования.

5. Выделенные сейсмофации были объединены на карте в более крупные зоны, характеризующиеся особенностями осадконакопления. Для более надежного выделения таких зон при необходимости проводился подробный анализ по пропорциональным срезам.

6. Для неразбуренных зон месторождения построены карты сейсмических атрибутов, наиболее тесно связанные с толщиной коллектора в разведочных скважинах. При этом для каждой выявленной и закартированной сейсмофации был найден свой сейсмический атрибут.

Отдельно для каждой сейсмофациальной зоны по скважинным данным и найденным атрибутам построены карты эффективных толщин, которые затем «сшивались».

В качестве примера рассмотрим результаты построений по пласту АСАС110.

Региональные исследования и литологофациальный анализ
Формирование клиноформных комплексов происходило в процессе бокового заполнения бассейна. В периоды трансгрессий, при относительно быстром подъеме уровня мирового океана и значительном удалении береговой линии накапливались глины региональных пачек, залегающих в основании регио- нальных клиноциклитов (пимская, сармановская, покачевская и др.). Основная же часть объема осадков накапливалась в периоды регрессий, сопровождавшихся лавинной седиментацией.

Речная система привносила в мелководную область палеобассейна осадки, которые впоследствии сортировались и отлагались под действием вдольбереговых течений. Часть материала перемещалась в погруженную область по каналам транспортировки под действием гравитационных сил и формировала конусы выноса (А.А. Нежданов, 2000 г.).

На территории Приобского месторождения снос обломочного материала осуществлялся в западном направлении. Кромка палеошельфа, закартированная по результатам интерпретации данных сейсморазведки 3D, ориентирована в северо-восточном направлении. По результатам литологического описания керна скважин область западнее кромки шельфа представлена отложениями донных течений, оползневыми пачками, песчаниками лопастей конуса выноса, что соответствует погруженной части палеобассейна. Зона восточнее кромки сложена песчаниками с волнистой слоистостью, отвечающими области палеошельфа.

Результаты анализа материалов ГИС подтверждают данные изучения керна. Для восточной части кривые ГИС имеют четкую регрессивную форму, для западной – сильно изрезаны (пачки с эрозионными границами).

По данным анализа керна и материалов ГИС были закартированы области, имеющие схожие особенности по амплитуде сигнала [3].

Сейсмофациальный анализ. Построение карт сейсмофаций
Анализ формы сейсмических трасс показал, что по площади она не постоянна и реагирует на смену фациальных зон. Проблема заключается в выборе числа классов (типовых сейсмических трасс). Задача была решена следующим образом. Нижний предел числа классов (не менее восьми) установлен по результатам анализа скважинной информации, поскольку седиментологическая модель должна уточняться. Так как площадь разбурена по редкой сетке скважин, высока вероятность того, что не все зоны вскрываются скважинами. Не представляется возможным определить, являются ли эти зоны продуктивными, однако их необходимо учитывать. С целью определения оптимального числа классов был использован статистический подход. Для этого были рассчитаны карты сейсмофаций с числом классов от 5 до 30 и коэффициенты корреляции между типовыми сейсмическими трассами. По мере увеличения числа классов фактически исчезает различие между «наиболее похожими» трассами, одновременно уменьшается разница между «наименее похожими» типовыми трассами. Другими словами, возникает некий «эффект насыщения», и дальнейшее увеличение числа классов не приводит к уточнению геологического строения. Таким образом, достижение «эффекта насыщения» установлено при числе классов, равном 15.

На карте сейсмоклассов (рис. 2, а) границы цветовых зон в правой части ориентированы на северовосток, в левой – вытянуты в западном направлении, в центральной – имеют сложную форму. Такая ориентировка границ хорошо согласуется с представлениями об осадконакоплении пласта: обломочный материал в области палеошельфа был ориентирован вдоль кромки за счет действия вдольбереговых течений, в погруженной части бассейна – перпендикулярно кромке за счет действия гравитационных потоков. Сопоставление полученной карты с результатами интерпретации данных ГИС позволило исключить зоны, в которых вскрыт неколлектор, а также области, которые не вскрыты скважинами (рис. 2, б). В результате по оставшимся зонам можно закартировать границу замещения коллекторов, а направленность границ классов при построении прогнозных карт эффективных толщин позволяет оценить ориентировку песчаных тел по площади.

Построение прогнозных карт
Атрибуты рассчитывались с учетом деления на фациальные зоны. В идеальном случае для каждой фации должен быть определен собственный атрибут.

Однако, поскольку площадь разбурена по редкой сетке скважин, провести столь детальный анализ не представляется возможным. В связи с этим атрибуты рассчитывались только по двум крупным фациальным зонам: глубоководной и шельфовой. Максимальная степень корреляции с эффективной толщиной коллектора для глубоководной части достигнута при использовании атрибута «Среднее значение по огибающей», в шельфовой части – атрибута «Минимальное значение по кубу амплитуд». С помощью полученных зависимостей толщина – атрибут карты атрибутов были пересчитаны в карту эффективных толщин.

В дальнейшем по данной методике были построены карты начальных нефтенасыщенных толщин по всем шести выделенным пластам: АС100(2), АС101-3, АС110, АС111 , АС120-1 и АС12 2-5. Максимумы развития толщин коллекторов смещены относительно скв. 617Р, 1013Р на север, в область, ограниченную скв. 616Р, 1017Р и 1015Р (рис. 3). В результате была скорректирована приоритетность бурения кустов на ближайшие 5 лет. Так, кусты в районе скв. 617Р и 1013Р, ранее классифицировавшиеся как перспективные (см. рис. 3, а), попадают в область неблагоприятных толщин. Вскрытие повышенных толщин ожидается в узкой полосе по линии скв. 1015Р, 1010Р и 420Р.

В целом новая карта прогнозных эффективных нефтенасыщенных толщин существенно отличается от ранее использовавшейся (см. рис. 3) и при прочих равных условиях является более достоверной, по- скольку при ее построении, помимо скважинных данных, использовались результаты сейсморазведки 3D и учитывались особенности осадконакопления пластов.

Выводы
1. Эффективность прогноза развития коллекторов достигается благодаря детализации геологической модели за счет комплексного анализа информации о месторождении: представлений об осадконакопле- нии пластов, скважинных данных, результатов сейсморазведочных работ 3D.

2. Использование рассмотренного подхода позволяет минимизировать риски при эксплуатационном бурении, эффективнее планировать мероприятия по доразведке месторождения.

Список литературы
1. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-лит-мологический аспект/Ю.Н. Карагодин, С.В. Ершов, В.С. Сафонов [и др.] – Новосибирск: СО РАН НИЦ ОИГГМ, 1996 – 252 с.

2. Прогнозирование нефтегазоносности в низкопроницаемых коллекторах клиноформных осадочных образований нижнего мела в Кондинско-Приобской нефтегазоносной зоне/Т.В. Крючкова, В.П.Игошкин, В.П. Куклин, Г.И. Давиташвили// SPE 116955. – 2008.

3. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. – 259 с.

Share in top social networks!


Friday, December 9th, 2011

Технология за круглым столом: Заканчивание скважин, Baker Hughes, Halliburton, Packers Plus, Tenaris, TMK Premium-Services, Centek, TAM International & Tendeka

Ключевой элемент любого заканчивания скважин – принятие плана конструкции скважины. Согласны ли вы с этим утверждением и почему?

Бейкер Хьюз: Да, план конструкции скважины критически важен для наиболее эффективного ее заканчивания. Оптимальный проект скважины принимает во внимание различные характеристики пласта, включая механизм вытеснения, ожидаемые темпы добычи, состав добываемых углеводородов и любые требования по контролю пескопроявления. Также очень важно обеспечить, чтобы процесс проектирования скважины включал детальное рассмотрение любых планируемых программ интенсификации, равно как и предполагаемых ремонтных работ на весь цикл эксплуатации скважины. Мы в компании “Бейкер Хьюз”понимаем взаимосвязь между пластом и тем, как правильный проект строительства скважины и ее заканчивания необходимы для максимального извлечения производимой продукции каждого месторождения. Мы продолжаем вкладывать значительные средства в услуги по технологиям разработки пластов, поскольку мы содействуем нашим клиентам в реализации их планов разработки месторождений.

Halliburton: При заканчивании любой скважины очень важно иметь возможность планировать наперед с учетом целей скважины (или всего месторождения). Иметь такую информацию еще до начала проекта критически важно, т.к. от этого будет зависеть все остальное – включая основные функции скважины, какое потребуется оборудование, какие преобразования могут потребоваться скважине в будущем и т.д. Это позволит выделить необходимые средства, использовать необходимое оборудование и материалы (высокого или низкого класса), для достижения возврата инвестиций и чтобы скважина стала прибыльным бизнес проектом. Отсутствие ясного проекта скважины или месторождения делает выбор методов заканчивания скважины
очень трудным.

Packers Plus: После бурения скважины, оператор оценивает рентабельность добычи нефти или газа из скважины. Эта рентабельность обеспечивается правильным заканчиванием скважины. Это процесс требует профессионального подхода, т.е. рассмотрение параметров пластов геологами и инженерами. Эти инженеры также должны прогнозировать изменение параметров пластов за время производственного цикла скважины. В этом случае компоновка заканчивания скважины будет спроектирована таким образом, чтобы обеспечить оптимальную добычу при минимальной стоимости.

TAM International: Да, но это слишком обобщенное утверждение, т.к. заканчивание скважины – это лишь один из аспектов ее проекта. Проект скважины учитывает ее назначение – нагнетательная, производственная или же наблюдательная. Например, при проектировании производственной скважины, учитывается цикл ее эксплуатации  для текущей добычи, а в долгосрочном периоде также для ремонтных работ. Гибкий проект скважины обеспечивает возможность выбора различных мероприятий, включая изолирование зон, установку пробок-мостов и т.п.

Какие ключевые факторы помогут компаниям-операторам сократить сроки заканчивания скважин и минимизировать их стоимость?

Бейкер Хьюз: Важно, чтобы проект заканчивания скважины был и достаточно гибкий, чтобы сократить стоимость, связанную с установкой самого заканчивания, и принимал в расчет любые потенциальные ремонтные работы, ожидаемые в течение всего цикла эксплуатации скважины. Простота проекта заканчивания, выбор надежных компонентов и предвосхищение различных условий эксплуатации (интенсификация, ремонт и т.д.), все это представляет большую важность для оптимизации наиболее экономичного проекта заканчивания, который будет работать так, как запланировано проектом в течение всего цикла эксплуатации скважины.

Halliburton: Устранение непродуктивного времени (НПВ) в процессе работы – основной движущий фактор, позволяющий сократить издержки при строительстве и эксплуатации скважины, и этого легко достичь при эффективном планировании и подготовке к работе со стороны всех участников рабочего процесса. Очень важно понимать, что для минимизации времени простоя буровой установки необходимо техническое обслуживание. Основная причина роста операционных затрат – простой техники и людей на рабочем участке. Лучший подход к сокращению издержек – наличие эффективной программы бурения и заканчивания, включая план действий при внештатных ситуациях (основанный на ранее известных проблемах пласта), который должен быть рассмотрен всеми сервисными компаниями, причастными к работе на скважине.

Packers Plus: Одним из наиболее критичных факторов является умение смотреть дальше, чем работа скважины сразу после ее освоения. Довольно часто на практике встречается планирование  заканчивания скважины основанное на преимуществах, связанных с самим процессом заканчивания. Зачастую заканчивание скважины проектируется одной группой специалистов без надлежащего учета работы скважины в течение всего её жизненного цикла. Не стоит также забывать об аспектах бурения. Иногда для обеспечения максимальной добычи или закачки необходимо усложнить буровые операции. Необходимо взвешивать все риски, поскольку самый простой способ не всегда означает самый лучший конечный результат.

TAM International: Простота и надежность. Проект скважины должен разрабатываться с целью максимальной добычи нефти и/или газа и увеличению доходов на инвестиции. Понимание расходных характеристик пласта, размещения разломов и где могут возникать обводнения или приток газа в процессе эксплуатации скважины, критически важно для оптимизации добычи. Размещение гидравлических или разбухающих пакеров для зональной изоляции и сохранение большого внутреннего диаметра для заканчивания позволяет обеспечить менее дорогостоящие ремонтные работы.

Какой метод заканчивания скважин чаще всего встречается в России? Эта тенденция продолжается или наблюдается изменение в подходе к вопросу?

Бейкер Хьюз: Сегодня в России используются самые разнообразные методы заканчивания, т.к. существует множество различных типов пластов, разрабатываемых в различных регионах. На российском рынке исторически преобладали заканчивания нефтяных скважин погружными центробежными электронасосами, но тем не менее сегодня в России есть множество сложных газовых месторождений, представляющих уникальные сложные задачи, связанные с высокими давлениями и агрессивными средами.

Множество Российских операторов становятся более восприимчивыми к новым технологиям по мере того, как разрабатываются новые сложные месторождения (“зеленые поля”), а также при попытках обновления более зрелых ранее эксплуатируемых месторождений. Такие технологии включают в себя многопластовые заканчивания со спуском глубинных скважинных измерительных приборов, обеспечивающих ценные производственные данные, многоствольные скважины, и оборудование для заканчивания, позволяющее использовать многоэтапные методы разрыва, значительно улучшающие добычу и извлечение для некоторых месторождений.

Система многоэтапного разрыва для необсаженных скважин Frac Point от компании “Бейкер Хьюз” недавно была внедрена в России для улучшения извлечения из горизонтальных скважин. Мы продолжаем развивать множество новых аспектов этой технологии, что позволит увеличить количество стадий разрыва для последующего выкачивания с использованием нашей системы и позволит сократить время и риски, связанные с операциями очистки после мероприятий по разрыву.

Halliburton: В России чаще всего используется заканчивание скважин с использованием погружного центробежного электронасоса (ПЦЭН). Растет интерес к заканчиванию горизонтальных скважин, позволяющих увеличить площадь контакта с продуктивным пластом и осуществить зоновую интенсификацию на отдельных участках скважины. Также наблюдается рост интереса к технологиям контроля пескопроявления в в слабоконсолидированных породах, позволяющим избежать дорогостоящего ремонта скважин. Технологии умного заканчивания скважин также начинают внедряться, поскольку преимущества контроля скважинного оборудования в реальном времени получают все большее признание у
нефтяных компаний.

Packers Plus: Из того, что я видел до сих пор, наиболее распространенными являются вертикальные обсаженные и зацементированные скважины, в которых проведен один гидроразрыв с на проппанте. Эксплуатация скважин чаще всего ведется погружными электрическими центробежными насосами (УЭЦН). Тем не менее, заметна тенденция к изменению в сторону бурения горизонтальных скважин с открытым стволом с их последующей стимуляции многостадийными ГРП. Маловероятно, что возможно значительное увеличение ввода новых скважин, поэтому единственный способ увеличить добычу – улучшить производительность каждой отдельной скважины.

В результате проведения многостадийных ГРП в горизонтальных скважинах с открытыми стволами за счет дополнительного количества трещин не только увеличивается охват пласта и добычу нефти, но и затраты на эти операции значительно ниже, чем выполнение такого же количества разрывов в нескольких вертикальных скважинах с одним разрывом. В настоящее время за счет проведения испытаний и выполнения комплексов исследований в экспериментальных горизонтальных скважинах с целью получения достаточных практических знаний для последующего их широкого применения при разработке месторождений, несколько завышена стоимость строительства этих скважин. По мере накопления материала стоимость бурения будет сокращаться, и заказчики действительно смогут увидеть преимущества мультистадийных гидроразрывов скважин с открытыми стволами.

TAM International: Большинство российских компаний используют заканчивание обсаженных скважин, что ограничивает дебит добычи и возможность ремонтных работ.

Как влияют тип скважины (добывающая, нагнетательная или комбинированная), межремонтный МРП и уровень добычи на проектирование заканчивания скважины?

Бейкер Хьюз: Тип скважины имеет большое влияние на проектирование заканчивания, включая размеры лифтовой колонны, выбор металлургического метода (нагнетательные скважины обычно коррозийные, существуют проблемы с эрозией и т.д.), выбор инструментов для заканчивания в зависимости от скважинных условий, связанных с эффектами охлаждения/нагревания и соответствующий анализ движения НКТ, выбор пакера будет зависеть от движения НКТ и метода установки пакера (необходимо проверить скважинные условия и зону досягаемости пакера). Если заканчиваются несколько зон, необходимо провести детальный анализ при выборе контроля скважины и оборудования регулирования потока (заглушки для зон, которые нуждаются в регулировании, нагнетательная или производственная скважина, системы интеллектуальных скважин и т.п.). Также все это имеет значение при выборе систем безопасности, если таковые необходимы, поскольку последние должны выдерживать агрессивную коррозийную среду и при этом работать в условиях ограничения давления поверхностной панели управления и подводного кабеля.

Halliburton: Двигателем любого проекта по заканчиванию скважины являются его экономические показатели (возврат инвестиций). Металлургия, эластомеры, рабочие характеристики и т.д. выбираются на основе рекомендуемого срока эксплуатации оборудования, что сводится к периоду рентабельной эксплуатации скважины. Понимание предназначения скважины (добывающая, нагнетательная или комбинированная) определяет условия эксплуатации оборудования и  и требования к нему.

Packers Plus: Планирование буровых операций, заканчивания и интенсификации добычи должна осуществляться с учетом конечных целей скважины. Одна из частых проблем, с которыми мы сталкиваемся – проектирование неоптимальной для стимуляции скважины конфигурации забойного оборудования. Причиной тому является выполнение проектирования людьми, не достаточно знакомыми с подобными операциями интенсификации добычи.  Например, если пакеры выбираются только на основании их возможности держать определенное давление, это может сильно повлиять на возможность правильного расположения разрывов. Если инженер по заканчиванию скважин не учтет эффект интенсивного охлаждения при стимуляции скважины, то выбранные пакеры могут потерять свои уплотнительные характеристики и это может привести к снижению эффективности стимуляции скважины и  преждевременному выпадению из жидкости разрыва расклинивающего агента. Это приведет к дорогостоящим операциям с использованием ГНКТ и снижению дебитов, а то и хуже.

TAM International: Тип скважины, давление и скважинные флюиды должны быть детально изучены, чтобы разработать оптимальный проект заканчивания. Ключ к максимальному сокращению операционных расходов – проект на весь срок эксплуатации скважины. Дополнительные расчеты необходимо предпринять, если производственную скважину планируется переделать в нагнетательную. При использовании колонн меньшего диаметра для заканчивания скважины, могут существовать ограничения по дебету скважины, а следовательно, и ограничения по выбору инструментов для тестирования скважины и ее профилактического ремонта.

При заканчивании необсаженных скважин, какие меры необходимо предпринять для минимизации повреждения пласта?

Бейкер Хьюз: Выбор правильно составленной и разработанной буровой жидкости при бурении секций необсаженных скважин для сокращения повреждения пласта.  Кроме этого, специальные методы бурения (т.е. бурение почти на равновесии) и методы заканчивания также могут помочь сократить повреждение пласта и предотвратить потерю циркуляции в продуктивных зонах. При правильном выборе и правильном использовании, эти буровые жидкости и методы бурения/заканчивания могут привести к повышению темпов добычи.
Halliburton: Во всем мире, заканчивание необсаженных скважин приобретает популярность, ведь обеспечение сокращения повреждений пласта очень важно для получения желаемой производительности скважины. Инженеры по заканчиванию скважин должны знать и понимать методы бурения и характеристики используемых при этом жидкостей, точно так же, как инженеры-буровики и геологи должны знать и понимать процесс заканчивания скважин. Все этапы заканчивания необсаженной скважины должны обсуждаться, чтобы учитывались все факты, связанные с размещением оборудования в скважине и применялись лучшие передовые методы (напр. специальные системы низковязких жидкостей).

Packers Plus: По своей природе системы многостадийного заканчивания скважин с открытым стволом позволяют сократить загрязнение пласта. В случае обсаженных и зацементированных скважин, весь разрез пласта изолируется, за исключением перфорационных каналов. Перфорационные отверстия, скорее всего, имеют свои зональные повреждения, поэтому в такой ситуации контакта с пластом практически не останется. Конечно, стимуляцией можно ликвидировать повреждения, вызванные перфорацией, но 99% ствола уже изолировано цементом.

Во-вторых, обычный метод использования шаров для стимуляции скважин с открытым стволом позволяет значительно сократить время выполнения операций. Пяти стадийная операция по стандартной технологии “plug and perf” может занять 15-20 дней, в то время как стимуляция скважины с открытым забоем с применением  шаров займет лишь 2-5 дней, в зависимости от наличия доступных для интенсификации притока ресурсов и местной инфраструктуры. Результат при такой экономии времени в том, что кольматирующая со временем пласт жидкость разрыва, будет находиться в пласте значительно меньшее количество времени. Сокращение времени отработки жидкости разрыва приведет к более полному её извлечению и сокращению негативного воздействия на пласт.

TAM International: Для минимизации повреждения пласта, следует использовать заканчивания без обсадки скважины, нежели цементирование и перфорирование.

Разветвленные скважины требуют более сложного заканчивания. Какие решения вы предлагаете в этой области?

Бейкер Хьюз: Заканчивание разветвленных скважин может быть от совсем простого, схожего с простым спуском подвесного устройства хвостовика до очень сложного, позволяющего осуществлять удаленный мониторинг и контроль ствола. “Бейкер Хьюз” предлагает самый широкий в отрасли спектр продуктов для заканчивания разветвленных скважин, охватывающий все типы заканчивания, от простых до наиболее сложных. Предлагаемый нами выбор разветвленных соединений, инструментов для заканчивания и вспомогательного оборудования удовлетворит все ваши производственные и операционные потребности. Наши подвесные системы HOOK используют те же процедуры и методы спуска в скважину, что и обычный спуск подвесного устройства хвостовика. С их помощью можно создавать соединения TAML уровня 3, 4 и 5, они позволяют успешно осуществлять повторный спуск во все типы стволов, даже для использования на слоистых залежах и совместимы с операциями по многоэтапной интенсификации, включая гидроразрыв под высоким давлением на сложных пластах. Наша система RAM может быть использована для вращения хвостовика на глубину в сложных скважинах и скважинах с большим отходом. Наша система HydraSplit позволяет обеспечить надежное гидравлически изолированное соединение с доступом широкого внутреннего диаметра и позволяет повторный спуск в каждый из стволов.

Halliburton: В компании Halliburton существует подразделение, отвечающее за разработку технологий и оказание услуг по многозабойному бурению. Используемые технологии варьируются от предварительно пробуренных окон и запорных соединений, используемых при бурении скважины; до изоляционных систем Swellpacker® и систем технологии SmartWell®, используемых при заканчивании скважин. Конкретные используемые технологии зависят от желаемого назначения скважины и могут быть простыми или сложными насколько это необходимо.

Packers Plus: Мы предлагаем несколько вариантов систем заканчивания многостадийных ГРП многоствольных скважин с открытым забоем. У нас имеется очень хороший опыт в этой области (свыше 500 стволов), и двухствольные скважины с от 8 – 16 интервалами обработки для каждого ствола – совсем не редкость. Это очень хорошая возможность увеличения вскрытия пласта одной скважиной. Операции интенсификации не более сложны, чем в скважине с одним горизонтальным стволом.

TAM International: Гидравлические пакеры для затрубного пространства или разбухающие пакеры могут использоваться для обеспечения зонной изоляции, необходимой для вертикальных стволов, они также могут использоваться для создания пространственно разделенных зон в самих боковых стволах. Разбухающие пакеры могут быть особенно полезны, если за счет них можно избежать цементирования. При заканчивании необсаженных разветвленных  скважин, изоляция соединений очень важна для обеспечения стабильности каждого из боковых стволов.

Прочность скважины – основная функция заканчивания. Как вы проверяете первичное заканчивание и какие инструменты вы используете во время эксплуатации скважины для обеспечения ее прочности?

Бейкер Хьюз: Отраслевое определение прочности скважины звучит следующим образом: “использование технических, операционных и организационных решений для сокращения риска неконтролируемого выброса жидкостей пласта на протяжении всего цикла эксплуатации скважины”. Прочность скважины включает такие факторы как ответственность оператора (владельца), процессы эксплуатации скважины, процессы сервиса скважины, прочность НКТ/затрубного пространства (в производственных пакерах или пакерах головки колонны-хвостовика и т.д.), прочность устьевого оборудования и испытания систем обеспечения безопасности. Во время испытаний используются многие инструменты, в частности поверхностные гидравлические насосы, клапаны, трубы и фитинги, клапаны стояка и заглушки скольжения и другие аксессуары, используемые для испытаний клапанов безопасности и скользящих муфт (разделительные муфты и т.п.).

Packers Plus: В случае необходимости системы многостадийного заканчивания скважин с открытым стволом проектируется с возможностью проверки герметичности скважины. Компоновка может быть опрессована после того, как она была посажена (пакеры активированы) посредством опрессовки через НКТ, а также опрессовкой затрубного пространства может быть проверена герметичность посадки пакера подвески. Скважина остается механически изолирована до момента начала операций по интенсификации. После проведения стимуляции каждая отдельная стадия или вся компоновка в целом могут быть закрыты с помощью инструмента, спускаемого на гибкой трубе. В случае необходимости это особенность компоновки позволяет также выполнение повторного разрыва отдельных интервалов или всей скважины в целом.

TAM International: Тестирование первичного заканчивания зависит от метода заканчивания, например, при использовании хвостовика с щелевым фильтром, скважина может обрабатываться или запускаться сразу после установки. Однако в течение срока эксплуатации скважины, различные части обсадки или хвостовика могут нуждаться в периодических испытаниях целостности, в таком случае идеально подходит использование многоразового гидравлического пакера для испытаний давления в обсадной колонне.

Контроль скважины первостепенно важен на всех этапах и жизненно необходим при заканчивании для предотвращения неконтролируемого выхода углеводородов. Каковы ключевые факторы при выборе предохранительных клапанов и расположении скважин?

Бейкер Хьюз: Основные соображения включают метод установки (НКТ или использование тросового извлекаемого инструмента), профиль в верхней части предохранительного клапана (для спуска на него вспомогательных компонентов), размер труб, размер отверстия уплотнения (под отклонением), тип резьбы внешнего диаметра (для установки обсадки), глубина установки (API рекомендует для морских скважин минимум 100 метров ниже уровня дна или наибольшую подходящую глубину для предотвращения накопления асфальтена или твердого осадка), рабочее давление, температурный номинал, металлургия, вес и тип резьбы и необходимость защиты/байпаса кабеля.

Halliburton: Существуют клапаны-отсекатели, как спускаемые-извлекаемые на НКТ, так и на проволочной лебёдке, с возможностью выравнивания давления при открытии или не уравнивающие, из сплавов, устойчивых к коррозии или из стандартных материалов, для общего использования или же для специальных сверхглубоких скважин высокого давления и высокой температуры. Для того, чтобы правильно выбрать клапан-отсекатель, необходимо знать условия в скважине,  ожидаемый уровень и темпы добычи, заданное давление в открытой и в закрытой скважине и т.д. Существует широкий спектр клапанов, подходящих для использования в различных условиях эксплуатации и позволяющих контролировать скважину в том числе и в случае чрезвычайных ситуаций.

TAM International: При выборе предохранительного клапана нужно руководствоваться ожидаемым давлением и тем, какое обслуживание предполагается для скважины. Если обслуживание связано с контролем пескопроявления, а скважинная среда содержит H2S, высокие содержания CO2 или другие коррозионные условия, необходимо, чтобы клапан был устойчив к ним. Он должен выдерживать рециркуляцию на протяжении всего срока эксплуатации скважины, а также должен проходить рабочие испытания на предмет правильной его работы не реже, чем раз в месяц.

Метод работы клапана определяет его расположение. Большинство предохранительных клапанов размещаются как минимум на 90 футов (30 м) ниже границы ила, а профиль посадочного ниппеля располагается или непосредственно поверх SCSSV или на 30 футов (10 м) выше, чтобы позволить установку вторичного предохранительного клапана (на канате или колтюбинге).

Обсадка/Трубопровод:

Каковы преимущества обсадных коннекторов класса премиум перед обычными трубами стандарта API / GOST, и каковы преимущества их использования для буровых подрядчиков и операторов?

Бейкер Хьюз: Соединения класса Premium разработаны с уплотнениями металл-к-металлу и не зависят от резьбы и не нуждаются в резьбовой смазке для обеспечения уплотнения. Соединения Premium чаще всего производятся на машинном оборудовании по очень точным стандартам, обеспечивая правильное соединение по резьбе и очень прочное уплотнение металл-к-металлу.

Обычно, соединения Premium разрабатываются с более высокими прочностными характеристиками, чем другие соединения и это может быть важным при использовании на глубоких скважинах, скважинах высокого давления и высоких температур либо для наклонных скважин, где нагрузки на соединения могут быть значительно выше.

В целом, можно сказать, что соединения Premium используются, в основном, на морских скважинах во всем мире, учитывая обеспечиваемую ими дополнительную безопасность. Также настоятельно рекомендуется использовать соединения Premium для любых газовых скважин.

При  установке обсадки и труб с использованием соединений Premium, настоятельно рекомендуется использование соответствующей системы силового вращения для обеспечения правильной установки. Также рекомендуется использовать приводной трубный ключ правильного размера с интегрированным гидравлическим обратным затвором. “Бейкер Хьюз” использует свою систему “Salvo” для мониторинга свинчивания соединения и записи полученного конечного вращающего момента и других параметров, которые затем могут храниться в документации по скважине.

Tenaris: Резьбовые соединения стандарта API/GOST обычно используются для обсадки неглубоких скважин и считаются давно используемой и наиболее устоявшейся технологией. Соединения же класса Premium включают в себя передовые инженерные разработки и используются в скважинах с высокими давлениями и температурами, при больших отходах, а так же при других сложных условиях эксплуатации, где традиционные резьбы не могут быть использованы ввиду чрезмерных нагрузок.

Компания Tenaris предлагает полный спектр высокопроизводительных соединений класса Premium марки TenarisHydril для использования в самых сложных условиях. Наши соединения WedgeTM и Blue® в сочетании с нашей безсмазочной технологией Dopeless® помогают сократить риски и способствуют более эффективной эксплуатации месторождений.

ТМК-Premium Services: Применение обсадных и насосно-компрессорных труб с резьбовыми соединениями класса Премиум при строительстве скважин должно быть весьма обоснованным, поскольку их стоимость значительно выше стандартных труб с резьбовыми соединениями по ГОСТ Р 53365 и API Spec 5B. Это связано: во-первых c большим временем на изготовление и контроль резьб, во-вторых с проведением дорогостоящих испытаний в соответствии с требованиями стандарта ISO 13679, в третьих из-за специальной отделки поверхности резьбы.

Поэтому обсадные и насосно-компрессорные трубы с резьбовыми соединениями класса Премиум в общем случае применяют:
» при наличии в продукции скважин коррозионно-агрессивных компонентов, таких как сероводород и углекислый газ;
» при высоком газовом факторе в скважине;
» при строительстве глубоких скважин, и скважин с большими горизонтальными участками;
» при строительстве морских скважин.

TAM International: Использование некоторых соединений класса Premium для обсадки обеспечивает более высокие коэффициенты уплотнения и сжатия, наряду с более высоким сопротивлением скручивающим нагрузкам, для ситуаций, когда вращение обсадки или изгибающий момент могут создавать чрезмерное давление на соединения, создавая течь. В некоторых горизонтальных скважинах более высокое сопротивление скручивающим нагрузкам чрезвычайно важно для успешной работы. Кроме того, соединения класса Premium обеспечивают газонепроницаемое уплотнение.

Как обсадные коннекторы помогают операторам бурить наклонные скважины и скважины с большим отходом от вертикали?

Бейкер Хьюз: Соединения Premium рекомендуется использовать для наклонных скважин и скважин с большим отходом, т.к. они имеют большую прочность и обеспечивают лучшее уплотнение.

Tenaris: Зачастую во время бурения скважин с большими отходами, операторы сталкиваются со сложностями, такими как высокие нагрузки и необходимость проталкивать, изгибать и вращать колонну для ее правильной установки. Соединения TenarisHydril класса Premium позволяют снизить риски при спуске ОК в такие скважины. Гладкие и полувысаженные соединения типа TenarisHydril WedgeTM особенно хорошо подходят для такого использования, поскольку они позволяют обеспечить баланс между уменьшенным зазором и высоким сопротивлением сжатию. Настолько же важным преимуществом является то, что противоположные стороны резьбы соединения типа “ласточкин хвост” WedgeTM активируются одновременно, что позволяет им выдерживать экстремальные нагрузки крутящего момента.

Также одним из ключевых факторов, которые необходимо учитывать, является сокращение времени бурения. Более быстрое бурение чрезвычайно важно для горизонтальных скважин из технических соображений, т.к. риск обвала необсаженной горизонтальной скважины значительно выше, нежели вертикальной. Выбирая запатентованную компанией Tenaris безсмазочную технологию Dopeless®, операторы могут сократить время затрачиваемое на спуск обсадной колонны. Покрытие Dopeless® наносится на фабрике, в контролируемых промышленных условиях, благодаря чему устраняется необходимость нанесения резьбоуплотнительной смазки на буровой. Операторы в России и в Каспийском регионе уже узнали преимущества технологии Dopeless® при работе в морских и арктических условиях.

ТМК-Premium Services: При спуске обсадных колонн в скважины с большими горизонтальными участками перемещению колонны противодействуют значительные силы трения, которые возможно минимизировать за счёт специальных смазочных добавок в буровой раствор, но этого зачастую бывает не достаточно, приходиться вращать колонну обсадных труб и нагружать её дополнительным весом. В таком случае применяются специальные упорные соединения премиум, внутренний упор которых в муфте кроме обеспечения герметичности, позволяет выдерживать значительные сжимающие нагрузки и высокий момент вращения.

TAM International: Использование соединений класса Premium для обсадки позволяет улучшенную эквивалентную плотность циркулирующего раствора (ЭПЦ) при вытеснении бурового раствора во время цементирования обсадной колонны. Соединения Premium обеспечивают более высокие параметры искривления и крутящего момента, что поможет облегчить проход естественных искривлений скважины в стволах с малым радиусом. В некоторых скважинах с большим отходом или горизонтальных скважинах, вращение необходимо для сокращения трения во время установки обсадной колонны. В этих случаях используется такой крутящий момент, который обычно требует использования соединений класса Premium.

Что операторы должны принимать во внимание при выборе обсадки и коннекторов для использования на морских буровых проектах?

Бейкер Хьюз: Безусловно, при работе в море  необходимо точное проектирование обсадных колонн для учета их прочности на растяжение, вращающий момент и прочности на разрыв, среди прочих характеристик. Поставку подходящей обсадки и соединений лучше всего доверить одному из крупных производителей, имеющих высокую репутацию в этой сфере. Также необходимо обеспечить поставку оснастки для спуска обсадной колонны на плаву и стадионного оборудования и других компонентов с подходящими соединениями.

Tenaris: Первое, на что следует обратить внимание, это безопасность для окружающей среды. Происшествие на Макондо показала всем, насколько серьезными могут быть последствия аварийной ситуации в море. Кроме того, во многих странах мира, правительства устанавливают очень строгие нормы буровых операций для сокращения негативного воздействия на окружающую среду. При работе в море, заказчикам следует выбирать надежные и проверенные в работе продукты, чтобы сократить риск неудачных работ и дорогостоящего ремонта скважин, а также обеспечить безопасность всех работающих на буровой платформе.

Выбирая технологию Dopeless®, оператор освобождает себя от необходимости производить операции по обработке и чистке соединений во время подготовки к спуску. Соединения с Dopeless® требуют меньшего количества персонала на буровой, что сокращает шансы потенциальных несчастных случаев и способствуют более безопасной работе. Поскольку соединения поставляются уже готовыми к работе, спуски становятся проще и быстрее. Кроме того, равномерно нанесенное сухое покрытие постоянно обеспечивает более стабильное свинчивание. Благодаря обеспечиваемой технологией Dopeless® большей устойчивости к повреждениям, увеличивается вероятность бесперебойного бурения и значительно сокращается возможность повреждения соединения. Эта технология впервые была использована в 2003 году в Норвегии, где регулирование буровых работ самое строгое в мире.

Tenaris предлагает множество услуг, способствующих успешному проведению работ в море. Наш технический персонал отдела продаж может предложить услуги по выбору труб и материалов, подходящих для каждого конкретного проекта. Мы также обеспечиваем услуги по логистике с гарантией того, что продукты будут на месте тогда, когда это необходимо. Также Tenaris предлагает услуги по работе наших специалистов на буровой заказчика для обеспечения поддержки спусков и гарантии правильной установки обсадки при бурении с морских платформ.

ТМК-Premium Services: Морские скважины предъявляют к трубам и внутрискважинному оборудованию ряд специальных требований:
» в первую очередь соединения обсадных труб должны иметь уплотнение металл-металл и эффективность муфтового соединения должна быть 100%;
» квалификация соединений на соответствие требований стандарта ISO 13679 уровень САL-4;
» наличие сервиса на берегу.

TAM International: Механические характеристики – значения сопротивления разрыву и смятию, прочность на растяжение, качество резьбового соединения, сопротивление коррозии, металлургические характеристики, доступность и стоимость.

Цементирование:

Качественное первичное цементирование необходимо для долгосрочной прочности скважины. Как ваши продукты помогают достичь цели?

Бейкер Хьюз: Для обеспечения долгосрочной прочности скважины, проект цементирования должен учитывать как химию раствора, так и физические аспекты размещения этого раствора в ствол скважины. Продукты для цементирования компании “Бейкер Хьюз” позволяют модифицировать характеристики раствора для учета конкретных условий каждой скважины. Там, где это необходимо, в проекте цементирования используются различные материалы, от позволяющих предотвратить миграцию газа до позволяющих модифицировать долгосрочные механические характеристики закачиваемого цемента. Буферные жидкости, разработанные для устранения буровой жидкости и подготовки ствола к цементированию – ключевой аспект всей процедуры цементирования. Сочетание бурового раствора и состава буферной жидкости с использованием передовых методов моделирования цементирования “Бейкер Хьюз” позволяют обеспечить, чтобы общий проект цементирования охватывал все критические факторы, включая централизацию, темпы закачки, контроль давления и т.д., что гарантрует долгосрочную прочность каждой скважины.

Гидравлические продукты также могут использоваться при обычном цементировании, обеспечивая точечную изоляцию. Гидравлический пакер целиком заполнит размытую, неправильной формы скважину и обеспечит надежное уплотнение под давлением между породой и обсадкой. Кроме того, разбухающие пакеры могут быть зацементированы вокруг как средства краткосрочного усиления цементирования и также обеспечат долгосрочное решение против миграции углеводородов через микротрещины затрубного пространства.

TAM International: Пакеры TAM служат для дополнения цементирования. При использовании гидравлического пакера во время цементирования обсадной колонны, размещение пакера определяется желаемым результатом, будь то предотвращение миграции газа, предотвращение газирования цемента, изоляция зоны поглощения промывочной жидкости, решение проблем с формированием микрокольцевых зон, обеспечение условий для многоэтапного цементирования или предотвращение образования каналов в цементе вследствие некачественного вытеснения бурового раствора и т.п. Разбухающие пакеры также могут улучшать цементирование несколькими способами. Они используются для предотвращения проблем с микрокольцевыми зонами и помогают защитить цементную оболочку от повреждений при испытаниях обсадки давлением.

Каковы преимущества цементирования перед использованием разбухающих растворов?

Бейкер Хьюз: Правильно разработанные и установленные цементные растворы могут обеспечить изоляцию ствола скважины по всей его длине. В отличие от механических средств, таких как разбухающие пакеры, действие цемента не ограничено только к отдельной зоне в скважине. Разбухающий пакер эффективен только тогда, когда устанавливается в конкретную зону ствола, таким образом обеспечивая изоляцию только для этой зоны. Не смотря на эффективность в обеспечении локального уплотнения, большинство проектов требуют сочетания использования разбухающих пакеров и цементирования для гарантии полной изоляции ствола.

TAM International: Доступность на большинстве участков работ, простота использования и то, что данный метод признан в отрасли. Цемент защитит внешнюю поверхность обсадной колонны от коррозии на тех участках, где это может представлять проблему. Цемент также защищает колонну от внешнего давления, в то время, как разбухающие пакеры лишены такого преимущества.

Россия готовится приступить к масштабным работам по разведке и добычи в море. Как рынок добычи в море повлияет на продукты, которые привыкли использовать российские компании?

Бейкер Хьюз: Продукты и системы для цементирования, используемые в условиях работы в море будут схожи с теми, что уже используются в России. Разница будет заключаться в том, что некоторые из присадок могут поставляться в жидкой, а не в сухой форме, чтобы позволять модификацию бурового раствора на месте и избежать необходимости отправлять готовые сухие смеси на платформу.

TAM International: В настоящее время в России используются как разбухающие, так и гидравлические пакеры марки TAM, как для морских, так и для наземных проектов. Недавние проблемы с миграцией газа через кольцевое затрубное пространство в Мексиканском Заливе и на других проектах показало необходимость использования дополнительных механических средств изоляции для каждой обсадной колонны с целью предотвращения экологических катастроф, вызванных непредсказуемыми факторами. Ураганы Катрина и Айк, безусловно, обнаружили эти проблемы.

Разбухающие эластомеры:

Многие ветераны отрасли хорошо знакомы с цементированием как альтернативой использования разбухающих эластометров. Каковы преимущества использования разбухающих эластомеров перед цементированием?

Бейкер Хьюз: В отличие от цемента, разбухающие пакеры обеспечивают средства долгосрочной изоляции затрубного пространства, устойчивой к  отказам, связанным с микротрещинами затрубного пространства вследствие температур или давления, вызванным движением НКТ. Кроме того, разбухающие пакеры гораздо более экономичны и эффективны в эксплуатации, нежели цементирование.

Разбухающие пакеры могут обеспечить дополнительное уплотнение в конкретной части скважины и не требуют тщательных испытаний, как цементирование. Разбухающие пакеры могут быть размещены в любую часть обсадной колонны, хотя в некоторой степени ограничены условиями жидкостной среды и температуры.

Halliburton: Цементирование всегда будет важнейшей частью строительства скважины для некоторых обсадных колонн. Разбухающие продукты могут дополнять цементирование (т.е. использоваться в сочетании с цементом как страховка от перетока нефти через микро-межтрубное пространство растворопровода). Кроме того, системы Swellpacker обеспечивают эффективное уплотнение в присутствии необходимого разбухающего агента (нефть или вода). Скорость разбухания может планироваться за счёт выбора эластомера и использования задерживающих барьеров.

TAM International: Разбухающие пакеры отличаются простотой, надежностью и обеспечивают определенный уровень страховки от проблем с целостностью скважины. При заканчивании необсаженных скважин существуют два преимущества: 1) в мягких породах повышается производительность за счет обнажения всей площади вскрытой поверхности к депрессии и 2) в продуктивных пластах, подвергнутых разрыву, естественно возникающие трещины не изолируются цементной оболочкой. Разбухающие пакеры необходимы при использовании новейших методик, таких как регуляторы притока, и будут играть значимую роль в усовершенствованных методах заканчивания скважин, использующих специальное скважинное оборудование. Разбухающие пакеры также дополняют цементирование в аспектах предупреждения микрокольцевых зон и других проблем, упоминавшихся выше.

Tendeka: Разбухающие пакеры – это пробивные технологии. Они просты, эффективны и надёжны. Первый набухающий трубный пакер, активируемый водой был представлен отделом НИОКР одного из крупнейших операторов и был лицензирован компанией  Tendeka (Osmotic water swelling packers). Пакеры, активируемые нефтью, появились немногим позднее и сейчас предлагаются оба типа, каждый из которых имеет определённое применение.

Колонны, состоящие из секций с  разбухающими эластомерами и оборудование слежения за потоком, являются наиболее выгодной альтернативой монтажу секций длинных колонн, сложным работам по цементированию и дорогостоящему оборудованию для перфорации. Эта технология главным образом применима как при разрыве слабо проницаемых пластов, таких как сланцевые плеи,  и в легко проницаемых песчаных пластах.  Она заменила многие возможные устройства, как например, надувные или механические трубные пакеры.

Цементирование и перфорирование длинных горизонтальных участков часто создаёт проблемы связанные с потерями продукции во время добычи или просачиванием воды в микрокольцевой зоне, вызванным термодинамическим расширением и сжатием колонны, или потерями гидростатического давления при затвердении цемента.

Сегодня крупнейшие поставщики услуг предлагают цемент с добавлением разбухающих составляющих, что способствует сцеплению цемента и предотвращает просачивание воды.

Разбухающие растворы одинаково подходят для использования и на морских, и на континентальных месторождениях?

Бейкер Хьюз: Разбухающие продукты использовались, в основном, для зональной изоляции при заканчивании континентальных скважин; тем не менее, сегодня наблюдается тенденция к росту использования последних также на некоторых морских проектах. В общем, разбухающие смеси состоят из тех же проверенных временем эластомеров, которые используются почти во всех других уплотнительных компонентах и имеют рейтинг, достигающий в некоторых областях применения значения до 10,000 psi при 400F.

Не существует дополнительных ограничений на использование разбухающих пакеров в море, нежели на суше. Единственным отличием может быть конструкция пакера, учитывающая конкретные условия морской скважины.

TAM International: Несколько глубоководных проектов сегодня используют разбухающие пакеры на некоторых обсадных колоннах в качестве вторичного барьера для пакеров головки хвостовика, вторичного или третичного барьера при цементировании или барьеров микрокольцевых зон для предотвращения миграции газа. Существующие отраслевые нормы для морских скважин обычно предполагают только цементирование, но со временем они будут обновлены.

Tendeka: Опытные профессионалы начинают соглашаться по этому вопросу. Разбухающие пакеры применимы как в открытом море так и на суше и являются средством многоцелевого назначения при строительстве скважин, включая целостность скважин и работы по многократному разрыву сланцевых пластов. Эластомеры конкурируют непосредственно с цементными и перфорационными технологиями  по многоэтапному разрыву и обеспечивают выгодные преимущества в отношении затрат. В качестве примера – вы производите заканчивание  скважины, используя эластомеры, они разбухают и фракционируют все участки (20 этапов) скважины.

Другая альтернатива – цементировать: тампонировать, перфорировать, разрывать. Затем снова тампонировать…,  и так  повторять этот процесс для всех 20 этапов. И в течении всего этого процесса дорогостоящий персонал который проводит эту работу находится на площадке в течении длительного времени, которое требуется для заливки смеси и перфорирования.

Некоторые разбухающие эластомеры активируются водой, другие – нефтью. Какова область использования каждого из этих двух типов продуктов?

Бейкер Хьюз: Сфера применения этих двух базовых эластомеров практически одинакова, однако выбор обычно зависит от конкретных эксплуатационных условий, таких как температура на дне скважины, скважинная жидкость в момент запуска и избранный метод заканчивания скважины. С учетом сказанного, смеси, активируемые нефтью используются чаще в условиях высоких температур и высокого давления, поскольку выдерживают более высокие температуры по сравнению с активируемыми водой.

Выбор эластомера для конкретной скважины является одним из ключевых аспектов общего рабочего проекта и будет зависеть от условий жидкости, в которых используется пакер. Некоторые скважины сочетают обе системы и используют оба типа эластомеров.

Halliburton: Разбухающие под воздействием воды или нефти пакеры могут использоваться в любой скважине; главное – понимать, какие условия требуются для их правильной работы.
В случае, если необходимо изолировать водяную зону, скорее всего, лучше использовать разбухающие агенты, активируемые водой, поскольку вода может поступать постоянно в процессе разбухания и не потребуется закачивать дополнительные жидкости в скважину для способствования процессу. То же касается ситуаций, где присутствует углеводороды.

TAM International: TAM располагает множеством резиновых смесей, чтобы проектирование эластомера могло учитывать программу оператора по использованию жидкостей. Жидкости для заканчивания скважин и скважинные флюиды обусловливают, какой тип разбухающего эластомера будет использоваться. Мы поставляем разбухающие пакеры, активируемые водой и активируемые нефтью. Наиболее частое использование разбухающих эластомеров, активируемых нефтью, наблюдается там, где при зональной изоляции на эластомер будет воздействовать нефть, но они также используются, когда бурение производится с использованием буровых растворов на нефтяной основе или синтетических буровых растворов. Пакеры, разбухающие под воздействием воды обычно используются в нагнетательных скважинах, при бурении с буровым раствором на водной основе, в геотермических сферах применения, а также при нагнетании пара или гравитационном дренировании с закачиванием пара (SAGD). Если тип скважинных флюидов неизвестен, может быть разработан гибридный эластомер, разбухающий как в воде, так и в нефти.

Tendeka: Tendeka является лидером на рынке разбухающих водных пакеров и предлагает высокоэффективные нефтяные разбухающие пакеры, обеспечивающие экономически эффективную эксплуатацию в большинстве различных областей применения. На сегодняшний день во всём мире Tendeka установила более 8000 пакеров и не получила ни одной претензии.

Пакеры (водные и нефтяные) подбираются для той среды, в которой будет проходить их эксплуатация, так, например, для водонагнетательных скважин используется водный пакер, для эксплутационных скважин используются и  водный, и нефтяной. Водный пакер используется для остановки перемещения воды между производящими участками (разобщение), а для комплексных решений используется сочетание обоих – водного и нефтяного пакеров.

Альтернативная стратегия выбора  между водным и нефтяным пакером  основана на типе бурового раствора, который будет использоваться в колонне. Так например, при добычи сланцевого газа, где достаточно времени для разбухания до проведения мероприятий по разрыву плста, деньги можно сэкономить за счёт использования  водных  разбухающих эластомеров в сочетании с дешёвым буровым раствором на водной основе, таким образом сохранив эквивалентное количество дорогого дизеля / нефтепродукции.

Tendeka предлагает активируемые водой или нефтью разбухающие пакеры  для использования в условиях высокого давления свыше 10,000 psi (680 ATM).

Пакеры:

Каковы ключевые различия при выборе операторами гидравлических или разбухающих пакеров?

Бейкер Хьюз: Разбухающие пакеры – технология более эффективная по стоимости и менее сложная с операционной точки зрения, нежели пакеры гидравлического действия. Однако гидравлические пакеры имеют большую область применения, когда речь идет о скважинах с неправильной и размытой геометрией. Кроме того, пакеры, наполняемые цементом, могут быть использованы при более высоких температурах, чем большинство разбухающих пакеров. Еще одно преимущество гидравлических пакеров в том, что они имеют большую степень расширения, таким образом, позволяя максимизировать свободное пространство при их спуске в скважину.

Разбухающий пакер – это короткое соединение обсадочной трубы, покрытое эластомером, разбухающим при контакте с водой или нефтью и создающим уплотнение. Преимущество разбухающих пакеров в том, что не требуется подача давления или манипуляция трубами для его установки, что делает ее простой и прямолинейной. Гидравлические пакеры можно назвать “активными” пакерами, устанавливаемыми при подаче давления с поверхности. Эти пакеры устанавливаются сразу и не требуют времени для разбухания эластомера и формирования уплотнения. Разбухающие пакеры могут считаться более “пассивными” в том смысле, что не предполагают каких-либо действий с поверхности для их активации. Использоваться может любая из систем, в зависимости от конкретных скважинных условий.

Halliburton: Гидравлические пакеры активируются с использованием давления, подающегося по колонне насосно-компрессорных труб, инициируя пакер и позволяя добиться желаемого уплотнения. Общая длина уплотнения обычно фиксирована и один пакер может быть использован для скважин различной длины. Разбухающие пакеры активируются присутствием разбухающей жидкости и соответствуют секции необсаженной скважины. Они могут быть разработаны для специфических скважинных условий и иметь различную длину и внешний диаметр эластомера, чтобы выдерживать необходимый перепад давления для конкретной скважины.

Packers Plus: Я уже затрагивал эту тему в предыдущем ответе относительно проектирования с учетом целей применения, но, по моему мнению, разбухающие пакеры изначально разработаны для условий низких перепадов давления и постоянных температур, где скорость их посадки не критична. Большинство скважин в России, как и в Северной Америке и Канаде, требуют проведения мероприятий по интенсификации добычи. Испытания показали, что быстрое охлаждение во время проведения ГРП (закачкой жидкости разрыва с поверхности, при использовании максимального давления), может привести к тому, что разбухающий пакер сократится до такой степени, что его уплотняющие функции сойдут на нет. В техническом отчете, посвященном этой теме, указывалось, что “сокращение приведет к падению давления внутреннего элемента; в конечном итоге это приведет к физическому сокращению, а уплотнение давлением будет утеряно” (Эверс и др., 2009 – OTC 20159). В связи с этим при проведении мероприятий по интенсификации добычи чаще всего используются именно механические пакеры.

Еще один фактор это время. Разбухающие пакеры полностью активируются в лучшем случае за неделю. Это на целую неделю дольше, чем при использовании механических пакеров и, как следствие, на неделю позже скважина вводится в добычу. Одна неделя для одной скважины это не так уж и долго, но для тысяч скважин в России, пробуренных, законченных и подвергнутых интенсификации, это складывается в очень значительные цифры потерянной добычи. В случае с механическими пакерами ждать не приходится т.к. они активируются гидравлически сразу после спуска компоновки.

TAM International: Все  сильно зависит от области применения, если пакер будет использоваться там, где необходима моментальная изоляция, например при ступенчатом цементировании, пневматическом бурении, изоляции зон потери циркуляции, предотвращении газирования цемента или критической зональной изоляции цементом, в этих случаях лучше использовать гидравлический пакер.

Если существуют сильные перепады температур или предполагается высокое давление, либо ведется заканчивание необсаженной скважины, требующее изоляции пластов, уплотнение сопряжений в разветвленных скважинах, вторичное уплотнение головки хвостовика, предотвращение микрокольцевых зон при цементировании, в этих случаях предпочтительнее использование разбухающих пакеров.

Как гидравлические, так и разбухающие пакеры могут использоваться в схожих сферах применения, но и те, и другие, имеют определенные ограничения. Разбухающий пакер предполагает меньший риск при использовании в скважинах с поврежденной обсадкой; если при спуске порвется резина, ситуация исправится сама по себе. Если же при спуске гидравлического пакера произойдет порез, его невозможно будет надуть. При использовании гидравлического пакера, изменение давления укажет на то, что пакер установился и выполняет свои изолирующие функции; при использовании разбухающих пакеров такой реакции не существует. Разбухающие пакеры, как правило, требуют несколько дней для разбухания и создания изолирующего уплотнения; гидравлические же пакеры позволяют избежать потерь рабочего времени на изоляцию.

Tendeka: Надувные пакеры имеют гидравлически активируемый механизм,  измеряющий жидкость, поступающую в надувную камеру. Как только достигается определённое давление, срабатывает  клапанный  механизм и удерживает надувную жидкость внутри камеры. Так, надувные пакеры очень употребительны, когда необходима немедленная изоляция, например на этапе цементирования. Места применения, где требуется большое расширение, больше 2 дюймов. Для спуска в стволы меньшего диаметра, так же лучше использовать надувные пакеры, чем разбухающие.

Разбухающие пакеры не требуют гидравлического давления для их активации, что упрощает процесс установки. Простота системы сокращает время буровых работ и риск спуска внутренних колонн малого диаметра и приводимых в действие давлением сложных систем. Отсутствие клапанных механизмов и возможных путей утечки так же делает разбухающие пакеры  более надёжным долгосрочным решением для целостности цементирования и в различном применении для выработки продукции.

Следовательно можно утверждать, что надувные пакеры «нашли нишу» в поэтапном цементировании  и в применении при необходимости больших расширений. Сюда нужно причислить  и  внутритрубные пробки-мосты, где разбухающие пакеры не могут конкурировать, таким же образом как и разбухающие пакеры имеют огромное значение в изоляции продуктивного интервала, благодаря  простоте и долговечности.

На рынке появляются гибриды разбухающих и механических / надуваемых систем для способствования  большому расширению и удержанию жидкости внутри камеры. Когда разбухающее средство не присутствует, как, например, в газовой скважине, гибридные  пакеры (разбухающий элемент внутри камеры) гарантируют лучшее из лучших решений. Однако,  бурение большого диаметра и высокая стоимость, вероятнее всего, ограничат их популярность.

Учитывая условия работы на скважине, как выбор пакеров помогает при заканчивании скважин?

Бейкер Хьюз: Как разбухающие, так и гидравлические пакеры увеличили целесообразность заканчивания нецементируемых необсаженных скважин. Данный метод позволяет избежать высокозатратных цементирования и перфорации и ограничивает потенциальные производственные потери, связанные с повреждением ствола скважины при цементировании. Кроме того, любая из этих технологий может быть использована как позитивный аспект для изоляции при заканчивании без цементирования для контроля нежелательного производства в будущем.

Большое влияние на выбор эксплуатационного пакера имеют скважинные условия, включая давление, температуру, затрубную жидкость для заканчивания, производимые жидкости (в коррозивных условиях) и темпы добычи. Скважинные условия определяют металлургию и выбор уплотнительного (эластомерного) элемента. Неизвлекаемые пакеры обычно используются в скважинах высокой производительности (т.е. в скважинах высокого давления и высокой температуры) и устанавливаются они на каротажном кабеле при помощи гидравлического устанавливающего инструмента либо через подачу гидравлического давления. Неизвлекаемые пакеры удаляются расфрезеровкой. Извлекаемые пакеры обычно связаны со скважинами низкого давления и устанавливаются по кабелю, гидравлическим давлением или манипуляциями НКТ. Удаляются они обычно манипуляцией НКТ. Тем не менее, сегодняшние извлекаемые или съемные пакеры имеют почти такие же эксплуатационные характеристики, что и неизвлекаемые пакеры. Правильный выбор пакера позволит сэкономить время и средства в течение всего срока эксплуатации скважины и помогают предотвратить высокозатратный ремонт в будущем. Некоторые из наиболее важных аспектов, которые необходимо принимать во внимание при выборе пакера включают тип скважины (новая, переведенная, газовая, нефтяная, механизированной добычи, нагнетательная, одиночная, двойная, горизонтальная, разветвленная и т.д.), а также будущие скважинные мероприятия (интенсификация, кислотная обработка и т.п.).

Правильно установленный пакер (или пакеры) обеспечивает инженеру по заканчиванию скважин большую уверенность в том, что используемые жидкости для заканчивания попадут в желаемую зону скважины. Пакеры позволяют обеспечить изоляцию различных зон ствола и могут сократить риск перехода жидкостей между разными секциями ствола.

Halliburton: Пакеры используются для зональной изоляции в открытых или обсаженных скважинах, они критически необходимы для обеспечения безопасной и эффективной добычи из скважины, поскольку являются очень важной частью процесса заканчивания скважины. Понимание возможностей пакеров, необходимого процесса их установки и как в целом это влияет на общий процесс заканчивания скважин позволит выбрать подходящий тип пакера для заканчивания конкретной скважины.

Packers Plus: Выбор пакера – ключевой фактор, определяющий сможете и вы спустить компоновку до забоя или нет. Так, разбухающие пакеры обычно длиннее механических (10-30 футов против пяти). Многостадийная обработка по своей природе требует использования множества пакеров. В настоящее время в России обычно проводят 5 стадий (используя 5-6 пакеров), но пройдет не так много времени и будут использовать 10, 15 и скорее всего, много больше пакеров, чем сейчас – ведь именно по такому пути шли американский и канадский рынки. Мы недавно установили 47 пакеров в одном открытом стволе и скоро будем устанавливать еще больше. Учитывая риск затяжек/прихватов инструмента, связанных с кривизной скважин, просто невозможно осуществить большое количество стадий при использовании разбухающих пакеров. В случае если спуск компоновки замедлится вследствие механических причин или перепадов давления, возникает риск преждевременного разбухания пакеров, что приведет к необходимости подъема компоновки, если буровая установка вообще сможет сорвать пакеры. Преждевременное разбухание или не полное разбухание пакеров – совсем не редкое явление. Нам приходилось спускать компоновки в скважины, в которых до этого предпринимались неудачные попытки их заканчивания компоновками, оборудованными разбухающими пакерами.

TAM International: Выбор пакера зависит от того, чего мы стремимся достичь на протяжении срока эксплуатации скважины. Для правильного выбора пакера, критически необходимо понимать условия температуры, давления и коррозийных жидкостей. Выбор пакера также должен способствовать минимизации всех сопутствующих рисков, при этом клиенту необходимо предоставить наилучший выбор как на ближайшее время, так и в долгосрочном периоде.

Tendeka: Когда необходима быстрая установка, использование разбухающих пакеров исключено.
Это может быть и в случае чрезвычайных условий, таких как газовые скважины с высокими температурами или высоким давлением, и арктических скважин на мелководье.

Оптимальный выбор пакера  часто основан на требуемом количестве изолируемых точек.С увеличением их числа,  сложность установки надувных пакеров может высоко увеличить риск и стоимость, а разбухающие пакеры обеспечивают дополнительную выгоду в простоте применения и установки.

Каковы ключевые преимущества ваших пакеров?

Бейкер Хьюз: Разбухающие пакеры предлагают наиболее операционно эффективное решение по изоляции затрубного пространства; однако следует тщательно выбирать состав скважинной жидкости и требуемый % разбухания при составлении раствора. Гидравлические пакеры могут расширяться значительно больше по сравнению с механическими или разбухающими пакерами, но представляют значительно более высокую степень эксплуатационной сложности. Механические пакеры являются хорошей альтернативой разбухающим или гидравлическим пакерам в том смысле, что они не настолько чувствительны к скважинным условиям, таким как температура или жидкости, и могут устанавливаться различными способами, гидравлически или механически через бурильные трубы.

Неизвлекаемые пакеры считаются более надежным решением для эстремальных и агрессивных сред. Однако из извлечение предполагает фрезеровочные работы. В общем, неизвлекаемые пакеры предлагают простоту установки и меньшее количество движимых элементов. Поскольку неизвлекаемые пакеры не имеют механизма извлечения, они имеют больший внутренний диаметр и предполагают большую зону досягаемости (по нагрузке и давлению) по сравнению с извлекаемыми пакерами.

Извлекаемые пакеры предоставляют гибкость и меньшую стоимость, особенно когда ожидается скорое или же многократное извлечение их из скважины в течение цикла ее эксплуатации. Возможность извлечения достигается в ущерб размерам зоны досягаемости (дифференциального давления и номинальной нагрузки) и надежности. Тем не менее, в последние годы этот тип пакеров значительно улучшил свои эксплуатационные характеристики. Некоторые из существующих сегодня извлекаемых конструкций действительно могут соперничать по производственным показателям при использовании в определенном диапазоне размеров с неизвлекаемыми пакерами. Не смотря на улучшение эксплуатационных характеристик, извлекаемые модели все еще имеют определенные ограничения по спецификациям внутреннего диаметра, связанные с внутренним байпасом и механизмами извлечения.

Механически активируемые пакеры, как и гидравлические пакеры, дают позитивное представление о том, что пакер активировался посредством оценки давления и объемов использования во время установки пакера (пакеров). Как указывалось раньше, отсутствует необходимость ждать, пока пакер разбухнет, а также пакер может быть разработан для одинаково успешного использования в любой жидкостной среде. Но эти пакеры требуют активации с поверхности и могут нуждаться в дополнительных затратах времени бурения для их активации, в зависимости от их конструкции. Разбухающие пакеры не требуют каких-либо действий с поверхности, потенциально экономя время бурения. Кроме того, разбухающий пакер может также быть использован в ситуациях, когда на более поздних стадиях эксплуатации скважины, скважинные жидкости мигрируют в другие участки скважины из-за каких-либо нарушений герметичности на прочих ее участках. Это может быть вызвано изменениями нагрузки в стволе, приводящими к потере целостности уплотнения из-за цемента или других скважинных материалов.

Halliburton: Перманентные пакеры обычно имеют более простую конструкцию и могут быть установлены на кабеле, канате, ГНКТ или разборной трубе и могут быть извлечены из скважины только фрезерованием. Существует множество конструкций извлекаемых пакеров, в зависимости от типа установки (канатные, механические, гидравлические и гидростатические). Они могут извлекаться из скважины и обычно имеют более сложную конструкцию. Системы Swellpacker – пакер очень простой конструкции, разбухающий в присутствии жидкости и принимающий форму среды, в которой он установлен.

Packers Plus: Преимущества механических пакеров в условиях интенсификации скважин уже рассматривались в предыдущих ответах. Для использования в условиях низких перепадов давления для изоляции негерметичностей, разбухающие пакеры могут хорошо хорошо себя показать, поскольку они могут спускаться и оставляться в скважине для разбухания, при условии что скважинные условия, в частности температура, подходят для этого. Стоит, однако, заметить, что того же эффекта можно добиться с использованием механических пакеров в случае их спуска на бурильной трубе или НКТ. Мы проводили такие операции на нескольких месторождениях в Южной Америке.

Существуют также другие типы пакеров, такие как надувные пакеры и пакеры с металлическим уплотнением, но они мало где устанавливались и поэтому клиенты обычно говорят только о механических и разбухающих пакерах.

Механические пакеры всегда будут более надежными в смысле их эксплуатационных качеств, нежели разбухающие, но в зависимости от целей их применения, в конкретных случаях одни могут быть более подходящими, нежели другие. Это же касается и любого другого внутрискважинного оборудования.
TAM International: Об этом можно написать целую книгу. Если необходимы большие анкерные силы, единственным выходом будут механические пакеры. Если есть ограничения по проходимости, следует воспользоваться надувным пакером. Если ограничений нет и анкерного крепления не требуется, разбухающие пакеры прекрасно подойдут. Более детальное сравнение гидравлических и разбухающих пакеров представлено ниже.

Гидравлический пакер:
»    Обеспечивает уплотнение высокого или низкого давления либо для обсадки, либо для пласта, в зависимости от параметров скважины или пласта.
»    Обеспечивает немедленное уплотнение для поддержания цементной колонны
»    Обеспечивает немедленное уплотнение для изолирования газа и предотвращения загазирования цемента
»    Создает барьер, предотвращающий образование газовых каналов за цементом и обсадкой, а также микрокольцевых зон между обсадкой и цементом.
»    Имеет возможность принимать неправильную форму ствола.

Разбухающий пакер:
»    Обеспечивает уплотнение длиной от 1 до 20 футов (стандартный) или заказной длины.
»    Низкий риск при установке.
»    Существует в нескольких вариантах – может активироваться нефтью, водой или иметь комбинацию обоих разбухающих эластомеров.
»    200% полезного расширения в объеме.
»    Предлагается в варианте с умной/интеллектуальной пропускной способностью.
»    Принимает неправильную форму ствола.

Tendeka: Короткие «надевающиеся» разбухающие пакеры
»    Экономичные по затратам с высоким числом изолирующих точек в длинных горизонтальных скважинах
»    Возможность установки на трубах заказчика – уменьшенная стоимость
»    Долговечная целостность изоляции

Разбухающие пакеры устанавливаемые на длинные трубы
»    Высокий перепад давления
»    Сланцевый газ – многостадийный разрыв
»    Долговечная целостность изоляции

Общеизвестные надувные пакеры (внешние трубные пакеры)
»    Ступенчатое цементирование
»    Высокий коэффициент расширения
»    Неактивен в процессе установки

Трубно – компрессорные надувные
»    Сверхвысокий коэффициент расширения
»    Иногда единственно возможный вариант

Пробки:

Какова область использования разработанных вами пробок?

Бейкер Хьюз: Компания “Бейкер Хьюз” предлагает широкий спектр различных пробок, обеспечивающих регулирование потока и контроль скважины, включая подвески, перемычки, заглушки, запорные клапаны и пробки-мосты. Наши пробки также используются для испытаний производственных НКТ и для установки пакеров гидравлического действия.

Также “Бейкер Хьюз” предлагает полный диапазон пробок-мостов, выполненных из высокопрочных композитных материалов, позволяющих значительно более быстрое и эффективное выбуривание и извлечение из ствола.  Эти типы пробок-мостов часто используются для обеспечения операций многостадийного разрыва из единого ствола. Они обеспечивают барьер высокого давления между всеми интервалами перфорации и позволяют легко удалить много пробок из ствола за один рейс расфрезеровки.

Halliburton: Пробки Bridge/Frac разработаны для короткосрочной или долгосрочной изоляции в скважине. Они устанавливаются различными способами в обсадке различных размеров и бывают постоянные, извлекаемые или поддающиеся разбуриванию. Чаще всего пробки используются при операциях цементирования или гидроразрыва.

TAM International: Пробки TAM могут использоваться для всех аспектов эксплуатации как для обсаженных, так и для необсаженных скважин, а также как для временной, так и для постоянной установки. Они могут устанавливаться по тросу, по канату, колтюбингу или по спусковой колонне.

Какие пробки наиболее часто используются в России и каковы самые обычные схемы установки?

Бейкер Хьюз: Сегодня в России употребляется множество различных типов пробок для различных областей использования. Пробки, спускаемые по тросу, устанавливаются на посадочный патрубок для обеспечения регулирования потока и для операций испытания давлением, а многие пробки-мосты, устанавливаемые через НКТ и буровые трубы используются как для постоянного закрытия, так и для временной консервации скважин.

Halliburton: Чаще всего в России используются поддающиеся разбуриванию пробки, устанавливаемые механическим инструментом, спускаемым по НКТ.

TAM International: Предлагаемые компанией TAM гидравлические пробки-мосты 425-SS-01 одноразового использования с элементом пластинчатого типа. Они используются для установки сквозь ограничения обсадки и установки в обсадке для изоляции притока воды снизу.

Как активируются и снимаются ваши пробки?

Бейкер Хьюз: Они могут устанавливаться и сниматься по канату. Обычно пробки соединяются с замочным шпинделем, который спускается и устанавливается на профиль патрубка в колонне заканчивания. Он также может быть опущен или снят овершотом и установлен на пакер. Пробки также могут устанавливаться в любой части НКТ при использовании комбинации пакер-пробка (т.е. пробки, не требующие профиля и т.д.), опускаются они по электрическому кабелю, тросу или колтюбингу, а извлекаются по тросу.

Halliburton: Пробки Bridge разрабатываются в извлекаемом, постоянном или поддающимся разбуриванию вариантах. Устанавливаться они могут любым из используемых в отрасли методов (на кабеле, канате, ГНКТ, механически или гидравлически), и могут извлекаться из скважины любым из методов, принятых в отрасли.

TAM International: Обычно наши пробки спускаются по спусковой колонне или колтюбингу. Наши пробки-мосты активируются давлением через закачку шара к инструменту, установленному на штуцере и позволяют нагнетать давление до предусмотренного заранее значения. После того, как требуемое давление наполнения достигнуто, установленный штуцер сдвигается и запирает давление в элементе. После этого, давление может быть увеличено, а рабочая колонна отсоединена (вращением или просто подъемом) от пробки-моста. Также для отсоединения пробки-моста может использоваться специальный прибор, поставляемый опционально. Для временных пробок-мостов, после достижения требуемого результата, для снятия пробки и ее извлечения, может запускаться съемный механизм. При необходимости, компания TAM может поставить пробки-мосты с возможностью установки по канату.

Центраторы:

Рассматривая трагический инцидент в Мексиканском заливе, центраторы называют ключевым приспособлением при заканчивании скважин и обеспечении прочной цементации. Как они работают?

Бейкер Хьюз: Центрирование достигается путем правильного выбора и использования центраторов обсадной колонны. Центраторы специально разрабатываются для конкретной конфигурации трубы и размеров скважины для обеспечения дистанции между колонной и породой, что позволяет обеспечить правильное цементирование. Существует несколько видов центраторов для различных областей использования, от пружинных до жестких цельных.

Centek: Выбор центраторов не должен сводиться к поискам компромисса между стоимостью и безопасностью работ на скважине. Использовать правильное количество надежных центраторов кране необходимо. Самое важное в центрировании – выбрать лучшее оборудование для соответствующих прикладных задач. Использование неполномерных по отношению к скважинам приборов может привести к нерегулярному пути течения жидкостей. Центраторы завышенного габарита приводят к усилению страгивания бурильной колонны уже после спуска первого снаряда. Приборы с датчиками являются оптимальным решением, т.к. они улучшают спуск в скважину и степень центрирования. Ключевой аспект хорошего цементирования – хорошая степень центрирования. Она задает режим течения жидкостей, цементную изоляцию, режим страгивания колонны и вращательное усилие. Прибор должен быть достаточно гибким для поглощения скважинных сил, прилагаемых к обсадке и трубам, чтобы при этом степень центрирования оставалась оптимальной, а эффект бриджинга был сведен к минимуму. Хорошая прочистка скважины также необходима для прочного схватывания, и это недостижимо, если труба лежит на нижней стенке скважины.

При каких внешних условиях скважины лучше всего использовать центраторы?

Бейкер Хьюз: Центрирование необходима там, где требуется уплотнение ствола. Без правильного центрирования, цемент не сможет полностью окружить обсадку и остается возможность потенциальной утечки раствора и увеличения линий тока пластового флюида. Степень центрирования зависит от конструкции ствола и должна разрабатываться индивидуально для каждой скважины.

Centek: Согласно отраслевым нормам и требованиям российского ГОСТ, центраторы должны использоваться на всех участках скважины и при обсадке, трубопрокладке и заканчивании скважин. Центраторы должны использоваться на всех типах скважин, поскольку труба всегда ложится на буровую стенку, даже в вертикальных скважинах. Использование центраторов в горизонтальных скважинах просто критически необходимо, поскольку труба проталкивается в скважину. Отсутствие центраторов в этом случае означает, что трубные продукты будут вызывать высокое сопротивление движению, чего центраторы позволяют избежать. При отсутствии центраторов увеличивается вероятность бриджинга и может пострадать цементирование, поскольку жидкость всегда идет по пути наименьшего сопротивления. Целиковые центраторы, степень центрации которых уже снижена, также создают такой эффект. Сверхгабаритные центраторы в горизонтальных скважинах создают слишком сильную тягу и легко повреждаются. Для всех типов скважин, сфера применения центраторов требует хорошего понимания их работы для достижения желаемого результата.

Каковы преимущества ваших центраторов?

Бейкер Хьюз: Центраторы способствуют удалению обсадки от стенки породы и помогают разместить обсадку в центре ствола скважины для правильного распределения цементной оболочки. Выбор типа и размещения центраторов должен осуществляться с надлежащей тщательностью, чтобы при правильной центровке обсадки позволять ей свободно опускаться в скважину. Существуют усовершенствованные модели центраторов, позволяющие предсказать центрирование в скважине наряду с силами, создаваемыми самими центраторами при спуске обсадки в скважину.

Centek: Центаторы помогают доставить трубные продукты или системы заканчивания скважин на желаемый уровень скважины. Они действуют как опора, их задача – всегда поддерживать трубу на удалении от буровой стенки. Приборы с датчиками позволяют достичь наилучших результатов для всех сфер использования в скважинах. Центаторы также разрабатываются с целью улучшить прочистку скважины, но самое главное – обеспечить хорошую зонную изоляцию и прочное схватывание с породой. Центаторы не должны быть сверхгабаритными, т.к. это создает тягу, и не должны быть малогабаритными, поскольку это снижает степень центрирования. Центраторы должны поглащать в основном, поперечные нагрузки, вызванные наклоном и изменением азимута скважины. Прочные и обладающие высокой силой упругости приборы намного лучше, поскольку они также позволяют достичь гибкости в скважине. Кроме того, центраторы должны быть достаточно крепкими, чтобы не ломаться и не портиться при выемке обсадки из скважины.

Контроль пескопроявления:

Какие способы контроля пескопроявления используются в России чаще всего?

Бейкер Хьюз: Большинство скважин в России при проектировании учитывают очень ограниченное количество аспектов контроля пескопроявления, что может привести к преждевременным остановкам заканчивания или сокращению межремонтного срока работы насоса. Множество скважин в России заканчивались с использованием щелевидного хвостовика или автономного сетчатого фильтра, и хотя оба эти решения довольно экономичны, они обычно не могут обеспечить долгосрочного контроля пескопроявления. Сейчас мы наблюдаем, что многие операторы узнают о преимуществах метода использования забойных гравийных фильтров, обеспечивающих долгосрочное решение в области контроля пескопроявления для их проектов. Недавно Baker Hughes получил возможность работать на морском проекте в России, куда мы будем поставлять оборудование забойных гравийных фильтров и связанные с ним услуги.
Halliburton: В настоящее время компании используют щелевые фильтры для предотвращения вынос а песка при добыче. Также растет интерес к использованию сетчатых фильтров, позволяющих предотвращать попадание песка при добыче.

Tendeka: Наиболее используемые виды контроля зависят от типа скважины; т.е. горизонтальной, отклоняющейся или вертикальной. С выросшей популярностью горизонтальных скважин, стало распространено размещение нижних труб обсадных колонн с продольными щелевидными отверстиями.  Простота спуска колонны в горизонтальный ствол, выглядит хорошим вариантом для экономичного решения вопроса по предотвращению обвала ствола скважины, но это влечёт неотъемлемый риск связанный с коррозией, отсутствие продольной изоляции и неизбежный натиск поступления воды, что может стать причиной  утраты контроля над пескопроявлением. Решения более высокого класса, такие как использование гравийного фильтра, высококачественные песочные фильтры, фильтры контроля притока, и компартментализация являются улучшенными решениями по сравнению с использованием традиционного метода – нижней трубы обсадной колонны с щелевым фильтром. Гравийные фильтры и расширяемые фильтры   в обычных скважинах используются в меньшей степени из-за высокой стоимости и требований, диктуемых инфраструктурой.

Какие проблемы для скважины, оборудования и процесса производства могут возникать в результате потери контроля пескопроявления?

Бейкер Хьюз: Отсутствие соответствующего контроля пескопроявления в скважине может привести к серьезным проблемам в течение срока эксплуатации скважины. Если темпы добычи достаточно высоки, чтобы песок поднимался по НКТ, он может забиваться в поверхностное оборудование и засорять сепаратор, термосепаратор и нефтепровод, что может привести к остановке скважины для мероприятий по очистке.

Если темпы добычи не настолько велики, чтобы песок поднимался на поверхность, он может накапливаться, забивая НКТ или опускаться, заполняя внутренность обсадки. Со временем весь продуктивный интервал может забиться песком. В любом из случаев, темпы добычи будут падать, пока скважина не засорится песком настолько, что потребуются мероприятия по исправлению ситуации.

Потеря контроля пескопроявления в скважине также может привести к эрозии скважинного и поверхностного оборудования в высокопроизводительных скважинах, где жидкости перемещаются быстро и переносимый ими песок может вызвать излишнюю эрозию как скважинного, так и поверхностного оборудования, приводя к частым ремонтам и замене поврежденного оборудования. В некоторыех случаях, отказ оборудования может потребовать серьезного ремонта с использованием буровой установки.

Отсутствие контроля пескопроявления также может вызвать обвал породы, приводящий к тому, что большие объемы песка будут вымываться из пласта производимой жидкостью. Если скорость выноса песка достаточно велика и происходит на протяжении продолжительного времени, за обсадкой сформируется пустое пространство, которое будет увеличиваться с продолжающимся выносом песка. Когда эта пустота станет достаточно большой, перекрывающие породы или песчаные породы над пустотой могут обрушиться в отсутствии опоры. В случае такого обрушения, частицы песка перегруппируются таким образом, что проницаемость станет ниже, чем была раньше. В большинстве случаев, продолжительный вынос песка из породы приведет к сокращению производительности скважины и общему извлечению нефти. Обрушение породы, в частности, может привести к серьезным последствиям если материал породы заполняет или частично заполняет перфорационные каналы. Даже небольшое количество породы, заполняющее перфорационные каналы приведет к значительному повышению перепада давлений в пласте рядом со стволом для данного дебита скважины.

Halliburton: В пластах, где существует проблема выноса песка, необходимо контролировать попадание песка в скважину, чтобы предотвратить повреждение при процессе заканчивания скважины и повреждение используемого наземного оборудования. Если это не делается надлежащим образом, песок может попасть в скважину и вызвать проблемы с эксплуатацией оборудования и даже целиком остановить добычу. Дебит нефтеотдачи определяет, насколько быстро песок может попадать в скважину и сколько пройдет времени до аварии. Степень повреждения может быть серьезной, начиная от эрозии оборудования до полной его остановки (и возможно, неконтролируемого выброса) или лишь накопления песка в глубине скважины, предотвращающего
выход нефти.

Tendeka: Потеря контроля над проявлением песка не обязательно является катастрофическим событием  в зависимости от способности скважинного и наружного оборудования справляться с появившимся песком. В тяжёлой нефти наличие песка может означать увеличение производительности и может являться положительным артефактом. Однако в обычных скважинах проявление песка может вызвать неполадки в оборудовании подачи, как например электрических погружных насосов. Эрозия поверхностного оборудования газовых скважин может подвергнуть риску его эксплуатацию, а осыпание песка в ствол нефтяной скважины может вызвать полную потерю добычи из нижних участков. В горизонтальных скважинах пескопроявление может быть невидно на поверхности из-за оседания песка, но, как правило, это приводит к ограничению, либо заканчивается полной утратой добычи нефти. В общем, всегда лучше ограничить любую форму пескопроявления, чем позволить неограниченное проявление, отсюда и термин «контроль над пескопроявлением».

Учитывая широкий спектр предлагаемых решений в области контроля пескопроявления, как лучше всего обеспечить правильный выбор?

Бейкер Хьюз: Существует множество методов контроля пескопроявления в скважинах, от простого изменения технологического режима до установки забойных гравийных фильтров и гидроразрыва с установкой сетчатого фильтра. Выбранный метод контроля пескопроявления зависит от конкретных скважинных условий, методов эксплуатации и экономических факторов. “Бейкер Хьюз” предлагает полный спектр методов контроля пескопроявления, включая автономные фильтры с или без устройств контроля притока (стабилизаторы), установку забойных гравийных фильтров и гидроразрыв с установкой сетчатого фильтра (включая соответствующие услуги по гидравлической откачке), направленное перфорирование, расширяемые фильтры и, с недавнего времени, полимерную систему памяти формы  GeoFORM. Для выбора наиболее подходящего метода в любых условиях эксплуатации, необходимо детально рассмотреть все варианты с представителем службы контроля пескопроявления компании “Бейкер Хьюз”.

Halliburton: В зависимости от экономики скважины, приемлемое решение может быть выбрано в зависимости от характеристик пласта и требований по заканчиванию скважины. Заканчивания с использованием гравийной набивки и фильтров – успешно используются по всему миру, но они могут оказаться дорогостоящими, учитывая требования по оборудованию и инженерным работам. Лучший подход в определении подходящего метода – обсуждение параметров скважины и ожидаемый дебит с сервисной компанией.

Tendeka: Типичным является то, что каждый  пласт и освоение месторождения требует индивидуального подхода к вопросу контроля над пескопроявлением.  Для некоторых скважин, экономящих на капитальных затратах, работа скважины ниже уровня добычи, позволяющего пескопроявление, может быть как оптимальным решением, в то время как на других месторождениях нет другого выхода, как изначальное применение контроля пескопроявления. В случаях, когда контроль над пескопроявлением необходим изначально – положение скважины, обсаженный в отличие от не обсаженного ствола и требуемая производительность, вот что первое и главное должно стоять в плане по разработке месторождения.  Если следовать этим  решениям, как правило, вопрос с контролем пескопроявления решается. Вот вкратце некоторые оптимальные примеры для контроля над пескопроявлением:
»    Многостадийный гидроразрыв на участках обсаженного ствола скважины  с установкой сетчатых фильтров (высокопроизводительные скважины в обсаженном стволе)
»    Горизонтальные приточные контрольные фильтры с разбухающими пакерами (одиночные горизонтальные пласты)
»    Горизонтальные гравийные фильтры в скважинах с необсаженным стволом (сланцевые пласты)
»    Вертикальные гравийные фильтры в скважинах с не обсаженным стволом (высокопроизводительные газовые скважины)

Чистка скважин:

Как прочистка ствола помогает при заканчивании скважин?

Бейкер Хьюз: Чистка ствола – это использование специально разработанных инструментов и методов для уборки из ствола скважины обломочного материала, препятствующего нормальной эксплуатации скважины в течение ее работы.  Чистка скважин используется для очистки обсадки, НКТ, противовыбросового превентера или внутреннего диаметра подъемной трубы; эта очистка позволяет убрать весь обломочный материал со дна скважины или застрявший в стволе и способствует обмену жидкостей.

Чистка ствола обеспечивает успешное заканчивание или ремонт скважины, сокращает непродуктивное время и позволяет управлять рисками при установке заканчивания скважины или во время ремонтных мероприятий. Кроме того, оно позволяет сократить повреждение пласта и задержку добычи. Исторические данные показывают, что более 30% непродуктивного времени связано с присутствием обломочного материала внутри ствола. Как сообщается в недавнем отчете Welling, “управление обломочным материалом в операциях заканчивания скважин представляет основную сложность примерно для 1/3 всех опрошенных операторов и несколько меньшую сложность для еще 1/3 всех опрошенных операторов”.

Halliburton: Подготовка ствола скважины позволяет обеспечить удаление любого мусора или осаждений из скважины до запуска процесса заканчивания. При заканчивании скважины необходимо иметь возможность манипулировать НКТ (для работы механических приборов) или использовать гидравлическое давление для установки или сдвига компонентов. Присутствие любых осаждений, мусора или инородных предметов может этому воспрепятствовать и вылиться в потенциально дорогостоящий ремонт. Использование инструментов очистки ствола скважины обеспечит “идеальные” условия для запуска процесса заканчивания скважины.

Как это используется в России?

Бейкер Хьюз: В настоящее время, очистка стволов производилось в России, в основном, на этапе ремонта для прочистки внутреннего диаметра обсадки, уборки обломков с забоя и способствования извлечению инструмента из скважины или выемки обсадки. Очистка ствола также используется на стадии, предшествующей заканчиванию скважины для очистки ствола и содействия продвижению контура.

Обычные инструменты, используемые для очистки стволов в России, включают колонные скребки, щетки, стволовые фильтры, скважинные магниты, ловушки для крупного шлама, инструмент VACS и циркуляционные инструменты.

Каковы преимущества и экономия средств при использовании прочистки стволов?

Бейкер Хьюз: “Бейкер Хьюз” предлагает полный спектр инструментов и услуг для очистки стволов всех типов, от экономичной очистки с поверхности до глубинных и сверхглубоких подводных работ высокого класса.

Инструменты для чистки стволов X-Treme Clean™ от “Бейкер Хьюз” используют технологию очистки ствола без вращения, позволяющую эффективно очищать ствол при минимальном потенциальном повреждении обсадки или внутреннего диаметра подъемной трубы, высокую допустимую скорость вращения с большой площадью суммарного потока, обеспечивающую более эффективную очистку скважины и замещение. Мы провели более 2500 операций чистки стволов во всем мире.

Векторная затрубная чистящая система (VACS™) от BHI – ведущая в отрасли система эффективной чистки стволов от обломочного материала для обсаженных и необсаженных скважин. Ее преимущества включают в себя удерживание обломков от попадания в поверхностное оборудование или от задерживания их в жидкостях, защиту оборудования, чувствительного к обломочным материалам, сокращение влияния на перфорацию и пласт, и легкую адаптацию при использовании в различных типах скважин. Она может использоваться в сочетании с другими инструментами для чистки стволов или для других операций, таких как извлечение пакеров за один рейс. Система особенно полезна для использования в сважинах с низким уровнем жидкостей, скважинах с частичной или полной потерей циркуляции, глубоких скважинах и наклонных скважинах.

Лукаш Островски: Бейкер Хьюз
Лукаш Островски – Директор по маркетигу, Заканчивание скважин и разработки пластов по России и странами СНГ компании “Бейкер Хьюз”. Получив степень магистра в области технологий нефтегазодобычи Горно-Металлургического Университета г. Краков, Польша (1984), он начал свою карьеру в том же университете, после чего поступил на работу в компанию Preussag Oil & Gas AG в г. Ганновер, Германия (1986). С 1987 по 1997 год, г-н Островски прошел путь от консультанта до управляющего директора в компании Golder Associates и работал в нескольких европейских странах. В 1997г. он начал свою работу в компании “Бейкер Хьюз” в качестве менеджера по испытаниям в Восточном Полушарии, а в 2003 году переехал в Россию. Начиная с 2006 года, г-н Островски носит титул Почетного Преподавателя в Техническом Университете г. Клаусталь (Германия). С 2009 г. он является приглашенным профессором Горно-Металлургического Университета г. Краков. Г-н Островски является автором более 35 публикаций по технологии разработки нефтегазовых месторождений и заканчивания скважин для Общества Инженеров-Нефтяников, а также работ на другие темы.

Райан Мэтсон: Halliburton
Райан Мэтсон – технический советник в компании Halliburton International, Inc.  В настоящее время Райан живет в Москве и работает в компании Halliburton уже шесть лет. До приезда в Россию, Райан работал в Канаде, занимаясь заканчиванием обсаженных и открытых скважин на североамериканском рынке с упором на заканчивание горизонтальных скважин. Райан – выпускник университета Алберты в г. Эдмонтон, Алберта, Канада по специальности инженер-механик.

Пол Хиггинсон: Packers Plus
Опыт работы Пола в нефтегазовой отрасли – 14 лет. Он начал свою карьеру в проектном отделе компании Petroleum Engineering Services Ltd, где занимался оборудованием для заканчивания скважин и внутрискважинных работ, а также оборудованием для интеллектуальных скважин. Пол работал в Европе, Африке, Азии и на Среднем Вотоке, занимая должности, связанные с операционной деятельностью, проектно-инженерными работами и продажами в области интеллектуального заканчивания скважин, где имел возможность ознакомиться с множеством различных технических условий. Последние два с половиной года он отвечал за работу компании Packers Plus в Европе и в России и в центре его ответственности были решения в области заканчивания необсаженных скважин методом многократного разрыва пластов.

Борис Ломакин: Tenaris
Борис Ломакин – член технической команды по продажам компании Tenaris в России. С отличаем закончил Самарский Государственный Технический Университет по специальности «Разработка и Эксплуатация Нефтяных и Газовых Месторождений», а так же имеет диплом переводчика с английского языка. В компании Tenaris он работает три с половиной года. Господин Ломакин – гражданин России.

Доктор Сергей Рекин: ТМК-Premium Services
Доктор Сергей Рекин – генеральный директор компании ТМК-Premium Services. Он также член комитета  API и ISO по России, Председатель подкомитета №7 Технического Комитета 357 GOST и автор 70 публикаций, 3 монографий и 7 изобретений. После получения образования в Свердловском Суворовском Военном Училище и Куйбышевском Политехническом институте, доктор Рекин начал свою карьеру в Газпром ВНИИГАЗ в 1999 году, а в 2006 году пришел в компанию ТМК. В настоящее время он работает в подразделении Premium Services компании TMK.

 

Клиф Берри: Centek
Клиф Берри начал свою карьеру в нефтесервисном бизнесе в 1977 году на проектах компании  Halliburton в Брунее, Малайзии и в Сараваке в качестве оператора цементирующего устройства. Он также работал в море на проектах Halliburton в Северном море и в Персидском заливе, покинув компанию уже в должности начальника сервисной службы. Впоследствии, в середине 1980-х, г-н Берии работал в компании Diamond B (UK) Limited, ведущем производителе центраторов. Клиф пришел в  BJ Tubular Services на должность управляющего операциями в Европе, работая в офисе компании в Германии и, помимо достижения роста компании в самой Германии, успешно вывел компанию на рынки Дании, Венгрии и Нидерландов. В 2001 году Клиф Берри пришел в компанию Centek на должность управляющего по маркетингу и продажам, ответственного за продажи компании во всем мире.

Джон Стюарт: TAM International  
Джон Стюарт начал свою карьеру в Baker Production в Абердине в ноябре 1982 года, стажером, в качестве инженера по опробыванию и испытанию скважин, еще до переезда в Грейт Ярмут в январе 1983 года. Джон работал в Северном море, Европе и Африке, получая опыт от работ со всеми видами скважин, работ с буровым оборудованием, и, тем временем, достиг должности старшего инженера по опробыванию и испытанию скважин. Он покинул Baker в 1985 году. Затем Джон присоединился к Petrocon Production Services, где он приобрел опыт в проводных операциях, операциях по обсадке скважин и открытии отверстий DST на суше в Великобритании, Тунисе и южной части Северного моря. Он перешел на должность менеджер по операциям как раз в то время, когда компания была приобретена компанией ERC и Simon Engineering. Он присоединился к Tam International в Абердине в 1994 году в качестве инженера по продажам. Джон в Tam уже более 17 лет и, в настоящее время, работает менеджером по продажам в Абердинском офисе, контролируя продажи в Европе, Африке, Ближнем Востоке, России и странах бывшего Советского Союза.

Малкольм Питман: Tendeka
Малкольм Питман, вице-президент Европе, SSA и СНГ работает в нефтяной отрасли уже более 30 лет. До прихода в Tendeka в 2008 году, Малкольм занимал ряд должностей в компании Baker Hughes,Zeroth Technology, Baker Oil Tools и BHI Corporate, где он отвечал за развитие бизнеса, управление цепочками поставок, производство, инжиниринг, финансовую отчетность, а также общее управление за работой скважин в BOT Великобритании. Он принес обширные знания в Tendeka, специализирующейся на строительстве скважин, управлением работы скважин, новых технологиях и развитии на зрелых месторождениях.
Малкольм имеет степень MBA Университета Роберта Гордона.

Share in top social networks!


Thursday, December 8th, 2011

На общественных слушаниях согласованы материалы по заводу СПГ и береговой инфраструктуре Штокмановского проекта

В сельском поселении Териберка Мурманской области прошли третьи общественные слушания по обсуждению проектной документации для объектов Первой фазы освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения (ШКГМ). На слушаниях выступили представители «Штокман Девелопмент АГ» (ШДАГ), а также организаций, задействованных в подготовке проектной документации – ЗАО «ТЕКНИП РУС», ОАО «ГИПРОСПЕЦГАЗ», ООО «ФРЭКОМ». Они представили результаты оценки воздействия на окружающую среду при строительстве и эксплуатации близ Териберки завода по производству сжиженного природного газа (СПГ) и объектов береговой инфраструктуры – административной зоны, вахтового поселка для персонала.

В слушаниях приняли участие местные жители, руководители органов региональной власти и местного самоуправления, областных и федеральных государственных учреждений, представители Союза рыбопромышленников Севера, Ассоциации Кольских саамов, учреждений Кольского научного центра Российской Академии наук, а также общественных экологических организаций – Баренцевоморского отделения Всемирного фонда дикой природы (WWF), Кольского центра охраны дикой природы и др.

По итогам обсуждений были одобрены предлагаемые проектные решения, а также материалы по оценке воздействия на окружающую среду.

На слушаниях, в частности, отмечалось, что техногенные объекты будут располагаться вне особо охраняемых природных территорий и зон повышенной экологической чувствительности. Реализация природоохранных мероприятий позволит свести к минимуму воздействие на окружающую среду, а компенсационные меры восполнят потери биологических ресурсов. Кроме того, намечаемая деятельность окажет позитивное воздействие на социальные условия проживания населения за счет развития производственной и социальной инфраструктуры, создания новых рабочих мест и увеличения налоговых поступлений в бюджеты различных уровней.

В соответствии с российским законодательством в области охраны окружающей среды, в Москве, Мурманске и Териберке с 7 ноября по 8 декабря 2011 г. работали общественные приемные, где все желающие могли ознакомиться с документами и оставить свои отзывы. Кроме того, материалы были опубликованы в электронном виде на интернет-сайте ШДАГ www.shtokman.ru.

Все замечания и предложения, полученные в ходе общественных слушаний, а также через общественные приемные, будут направлены на рассмотрение в соответствующие подразделения «Штокман Девелопмент АГ».

Share in top social networks!






СПОНСОРСКАЯ РЕКЛАМА







































rogtec
Tel: +350 2162 4000    Fax:+350 2162 4001
ROGTEC Magazine © 2009/2014 - All rights Reserved | Legal Disclaimer
Website design and development by Saul Haslam and Tictac Studio - SEO by Solar Internet Specialists in SEO Spain
[Valid RSS] Valid XHTML 1.0 Transitional ROGTEC Magazine in Twitter ROGTEC Magazine in LinkedIn ROGTEC Magazine Feed
ROGTEC Magazine in englishROGTEC Magazine in russian
s