Анализ опасностей при бурении в арктических условиях
Паламодов К.Е.
Главный специалист управления супервайзинга бурения
ООО «РН-Пурнефтегаз» (г. Губкинский, Россия)
Аннотация
Цель данного исследования - определить риски при бурении в условиях Арктики, проанализировать пути их решений, разработать превентивные мероприятия по минимизации осложнений в ходе бурения в Заполярье, в особенности бурение в эвапоритовых (соляных) структурах и рядом с ними. Анализ имеющихся технологий бурения для снижения любой ожидаемой опасности в ходе бурения. Опираясь на опыт эксплуатации в других областях, схожих с буровыми работами в Арктике.
Ключевые слова: бурение в Арктических условиях, плотность раствора, арктический шельф, морское бурение, соляной купол.
Abstract
Palamodov K.E
Chief Specialist of Drilling Supervising Department OJSC RN-Purneftegaz breanch of Rosneft (Russia, Gubkinsky)
ANALYSIS OF DRILLING HAZARDS IN ARCTIC CONDITIONS
The purpose of this study is to identify risks in drilling in Arctic conditions, analyse ways to address them, and develop preventive measures to minimise complications during drilling in the Arctic, especially drilling in and near evaporite (salt) structures. Analysis of available drilling techniques to reduce any anticipated drilling hazards. Drawing on operational experience in other areas similar to drilling in the Arctic.
Keywords: Arctic drilling, mud density, Arctic Shelf, offshore drilling, salt dome.
Введение
Огромный нефтегазовый потенциал Арктики стимулирует геологоразведку с середины 20-го века. Государственные учреждения, такие как Геологическая служба России, и исторические компании, такие как Газпром и Роснефть, актуализируют важнейшую информацию о геологии и нефтяных открытиях. Геологическая служба России (2008) опубликовала средние по Арктике оценки неразведанных технически извлекаемых ресурсов таких, как нефть и газа на общую сумму 412 миллиардов баррелей нефтяного эквивалента (далее - БНЭ).
Геологоразведка в Арктике различается по сложности в основном это зависит от глубины бурения и возможных осложнений (не только геологических, но и осложнений, обусловленных ледниковыми торосами). Удаленность бурения в любой точке Арктики делает как береговые, так и морские операции в целом более сложными, чем бурение в других регионах мира. В перспективе наши исследования времени бурения в Карском море показали, что для большинства скважин высокой сложности, непроизводительное время (далее - НПВ) может превышать 24% от общего времени бурения, а половина документированного НПВ приходится на проблемы, связанные с наличием в пласте соляных структур.
Наш геологический анализ показал, что арктические нефтяные бассейны и окраины, такие как бассейн Восточная Канада, Карский и Восточно-сибирский, демонстрируют соляную тектонику, сравнимую с тектоникой континентальной окраины Новой Шотландии, шельфа Бразилии и Анголы. Часто встречаются соляные диапиры, соляные купола и толстые соляные разрезы. В этих бассейнах наблюдаются сопутствующие структуры, такие как антиклинали, разломы простирания, разломы типа "ключ". Эти структуры являются плоскостями слабости. В зависимости от условий эффективного внутрипластового напряжения эти разломы и интенсивные естественные трещины могут стать критически напряженными и вызвать скольжение по плоскости.
Реология и геохимия соли создают более высокий риск бурения, чем бурение через другие породы. Соль ползет к скважине во время бурения, и при бурении через соляные пропластки неизбежна пластическая текучесть вокруг скважины. Пограничная зона имеет тенденцию быть сильно трещиноватой, брекчированной или сдвиговой, и порода может стать неконсолидированной. Имеющиеся в открытом доступе документы по Арктическому региону подтверждают опасности, выявленные в ходе нашего геологического анализа, а также свидетельствуют о том, что на ранних этапах разведки существует большая неопределенность в отношении скважин. В аналогичных условиях за полярным кругом проблемы бурения, связанные с неопределенностью давления и стабильностью ствола скважины, упоминаются повсеместно, а извлеченные уроки предлагают ограничить неопределенность, когда это возможно, и использовать планирование на случай непредвиденных обстоятельств. Существующее аномальное давление и не редкость газоводонефтепроявления (далее - ГНВП) при бурении соляного купола/пропластка. Исходя из сходства структурной геометрии нефтяного бассейна в Арктике и отдельных бассейнов в других частях света, кажется логичным, что уроки, извлеченные из этих районов вдали от Арктики, например, на шельфе Саудовской Аравии и Анголы, должны оказать определенную помощь при планировании и проведении буровых работ в Арктике.
Имеется достаточное количество информации об исторических геологоразведочных работах, проведенных в Российском арктическом регионе. Ряд разведочных скважин был пробурен на шельфе моря Бофорта, Карском и Баренцевом. Опасности, возникавшие при бурении исторических скважин, были связаны с нарушением земных напряжений вокруг скважины, вызванных созданием самой скважины и взаимодействием бурового раствора с пластом. Отчеты о бурении показывают, что наиболее распространенными проблемами при бурении являются: наплывы пласта, ГНВП, потеря циркуляции бурового раствора, дифференциальные прихваты.
Сравнение нефтяной геологии шельфа Баренцевого моря и Карского показывает, что месторождения, расположенные в Баренцевом море, находятся под влиянием соляной тектоники и процесса галокинеза, а месторождения, расположенные в Карском море, в целом не подвержены влиянию процессов, связанных с мобилизацией соли.
Геологическая обстановка
риск бурение арктический
Региональная стратиграфия Баренцевого моря подразделяется на четыре тектоно-стратиграфические группы: инувикский, франклинский, эллерсмерийский и брукианский. Тектоно-стратиграфические комплексы разделены региональными несогласиями. Брукианские пласты далее подразделяются на нижний и верхний брукиан, демаркированные несоответствием, разделяющим верхнемеловые породы и нижележащие породы. Большинство углеводородных ресурсов, обнаруженных в регионе Баренцевого и Карского моря, находятся в верхних брукских толщах.
В Карском море выявлено 8 последовательностей отложений:
1. Сеноман;
2. Поздний палеоцен;
3. Поздний палеоцен - ранний эоцен;
4. Средний и поздний эоцен;
5. Олигоцен;
6. Олигоцен - миоцен;
7. Плиоцен - плейстоцен;
8. Поздний плейстоцен - голоцен.
Каждая последовательность состоит из переменной толщины прослоев слабо консолидированного песка до слабо сцементированного песчаника и глины/сланца. По направлению к дистальному фронту дельты количество глины/сланца увеличивается по сравнению с количеством песка/песчаника. В западной части Баренцевого моря присутствуют дельтовые фации. Мезозойская последовательность пород Западного бассейна состоит почти полностью из обломочных отложений. В целом, песчаники встречаются по краям бассейна, а сланцы - в центре бассейна.
Оценка общих ресурсов
По оценкам Геологической службы России в 1994 году морская дельтовая группа Баренцевого и Карского морей содержала от 12,6 до 15,5 млрд/м3 природного газа и от 1,8 до 2,3 млрд баррелей технически извлекаемой нефти. Было обнаружено более 40% предполагаемой нефти и около 10% газа. В западной части Баренцевого моря есть три пласта, которые образуют единую группу пластов. По оценкам Геологической службы, западная часть Баренцевого моря содержит от 8,6 до 14,3 млрд/м3 природного газа и от 1,4 до 2,5 млрд баррелей нефти. В целом, западная часть Баренцевого моря практически не изучена. Геологическая служба России продолжает оценку ресурсов в западном бассейне Карского моря. Используя два метода оценки - процесс открытия и объемный метод, средние ресурсы нефти от 3,8 до 4,3 млрд баррелей и природного газа от 46 до 47 млрд/м3. На карту нанесено более 200 перспективных объектов, включая соляные структуры.
Идентификация опасностей при бурении
Имеется большое количество информации об исторических разведочных работах, проведенных в арктическом регионе. На шельфе Баренцевого моря и в западной части бассейна Карского моря было пробурено несколько разведочных скважин. Опасности, возникавшие при бурении этих скважин, были связаны с нарушением земных напряжений вокруг скважины, вызванных созданием самой скважины и взаимодействием бурового раствора с формацией. Наиболее распространенными проблемами, возникавшими при бурении этих скважин, были:
1. Наплывы/выбросы пласта;
2. Потеря циркуляции бурового раствора;
3. Дифференциальное прилипание;
4. Обвалы ствола скважины;
5. ГНВП.
Мы изучили историю бурения семи скважин и задокументировали встречающиеся опасности бурения. Выбор скважин был основан на сочетании разнообразия пластов, текущей оценке ресурсов, а также на предполагаемых местах будущей разведки.
Превентивными мерами для минимизации вероятности возникновения могут являться:
- применение девертора, который обеспечивает безопасный отвод флюида скважины в случае ГНВП на малых глубинах;
- использование мониторинга притока в режиме реального времени для обнаружения возможных выбросов пластовой жидкости;
- использование метода мониторинга и обнаружения массового баланса отслеживает объемы жидкости для раннего обнаружения ГНВП и потери циркуляции;
- поддержание постоянного забойного давления улучшает общую стабильность ствола скважины;
- активное регулирование и мониторинг эквивалентной циркуляционной плотности (далее - ЭЦП) с возможностью применения обратного давления на поверхности сводит к минимуму необходимость регулировки плотности бурового раствора;
- минимизация эффекта свабирования, за счет регулирования реологических показателей бурового раствора;
- минимизация начального давления циркуляции, за счет улучшения дизайна бурового раствора и минимизации влияния перепада температур на реологию промывочной жидкости.
Так же следует отметить что, активное управление ЭЦП с возможностью применения поверхностного противодавления устраняет необходимость снижения производительности буровых насосов. Прогнозирование порового давления в реальном времени во время бурения позволяет избежать опасно стей, связанных с аномально высоким пластовым давлением. Использование передового гидравлического моделирования и системы программного управления для проведения динамического испытания целостности пласта и выполнение теста на утечку (далее - LOT) определяет окно бурения и позволяет оптимизировать конструкцию скважины за счет снижения металлоемкости и уменьшения количества промежуточных обсадных колонн.
Опасности бурения, связанные с солью
Мы ожидаем, что в будущем арктические шельфовые месторождения будут обусловлены прохождением через массивные соляные пласты и купола. В данном разделе статьи представлен обзор потенциальных опасностей, которые могут возникнуть при бурении через соляные купола/пласты. Соляные и соляно-слоистые испарительные тела в виде диапиров представляют опасности для бурения, связанные с морфологией соли, внутренней деформацией, геохимией, механическими свойствами окружающей породы и эффективным напряженным состоянием призабойной зоны пласта. Геохимия соли может значительно отличаться на одном и том же месторождении, вплоть до соседних скважин на кустовой площадке. Геохимия варьируется от галита (NaCl) до смесей хлоридных солей, например, сильвита (KCl) и карналита. Соляные тела могут иметь другие эвапоритовые минералы, например, ангидрит и гипс, связанные с соляными телами. Эвапориты могут откладываться поверх, вокруг или встраиваться в структуру соли. Связанные с солью эвапориты могут быть пористыми или естественно трещиноватыми и/или разломанными, с солью или жидкостями, содержащимися в пустотах.
Вязкое поведение соли при умеренных давлениях и температурах позволяет ей мобилизоваться из-за разницы в плотности между солью (~ 16 г/см3 для галита и другими породами (от 3 до 5 г/см3). В зависимости от структурной геометрии соли в месте бурения, траектория бурения оптимизируется таким образом, чтобы избежать или пройти через соль. Скорость ползучести соли, эффективное напряжение на месте и механические свойства породы, окружающей соляное тело, определяют наиболее безопасную траекторию бурения с точки зрения сохранения контроля над скважиной и стабильности ствола скважины.
Растворение соли, приводящее к увеличение номинального диаметра ствола скважины, может произойти при бурении через соляной пласт/купол. Некоторые причины этого - недонасыщение бурового раствора, химическое взаимодействие бурового раствора и перепад температур бурового раствора. Различные типы солей представляют различный риск, например, бишофит более растворим, чем галит. Когда для бурения через соляной пласт/купол выбирается раствор на водной основе, относительная растворимость солей определяет степень их растворения. Кроме того, температурные воздействия вызывают
растворение солей. В скважине при высокой температуре соль растворяется значительно быстрее и переходит в состав бурового раствора в качестве загрязнителя. Когда буровой раствор поднимается к поверхности, соль кристаллизуется при снижении температуры. Циклы нагрева и охлаждения бурового раствора при бурении через соляной пласт/купол вызывает постепенное растворение соли в прискважинной области. При бурении через соляной пласт/купол вероятность возникновения деформации соли, приводящей к образованию узкого отверстия. Соль пластично деформируется при повышенном давлении и температуре, например, на глубине ~1,5 км и глубже, при температуре более ~93°С. Массивные пропластки соли более склонны к течению, чем пропластки меньшей мощности. Толщина пласта соли более ~300 метров представляет опасность при бурении. При бурении через соляной пласт/купол внутренние напряжения снимаются с соли. Сила, выталкивающая соль, равна весу вскрышных пород, и соль течет к скважине. В тяжелых случаях поток соли перекрывает ствол скважины и заклинивает бурильную колонну. Значения напряжений на месте, оцененные в дальнем поле соляного тела, не могут быть использованы для прогноза устойчивости скважины и анализа риска бурения. Напряжения вокруг и внутри соляного тела могут быть большими. Обычно пограничные зоны между солью и окружающими породами представляют собой смесь измененных пород в сдвиговых и брекчированных зонах или зонах естественной трещиноватости. Обычно в пограничных зонах находится узкое окно веса бурового раствора. Соль служит барьером для флюидов. В пограничной зоне запертая вода в глинистой породе может превратить литифицированную породу в неконсолидированный материал.