Книжная полка Сохранить
Размер шрифта:
А
А
А
|  Шрифт:
Arial
Times
|  Интервал:
Стандартный
Средний
Большой
|  Цвет сайта:
Ц
Ц
Ц
Ц
Ц

Возможности снижения рисков при проведении геолого-разведочных работ на арктическом шельфе России

Покупка
Основная коллекция
Артикул: 617314.01.99
Шилов, Г. Я Возможности снижения рисков при проведении геолого-разведочных работ на арктическом шельфе России [Электронный ресурс] / Г. Я. Шилов // Труды 10-й Международной конференции и выставки по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ 13-16сентября 2011, Санкт-Петербург. - Санкт-Петербург : Химиздат, 2011. - С. 358-362. - Текст : электронный. - URL: https://znanium.com/catalog/product/433194 (дата обращения: 14.06.2024). – Режим доступа: по подписке.
Фрагмент текстового слоя документа размещен для индексирующих роботов. Для полноценной работы с документом, пожалуйста, перейдите в ридер.
ВОЗМОЖНОСТИ СНИЖЕНИЯ РИСКОВ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ РОССИИ. 

Г.Я. Шилов  (ДОАО ЦКБН ОАО «Газпром») 
  
THE POSSIBILITY OF RISKS REDUCING DURING LEADIG OF 
GEOLOGO-PROSPECTING WORKS ON THE ARCTIC SHELF OF RUSSIA. 
G.Ya.SHILOV (DOJSC CKBN OJSC Gazprom) 

Annotation. Geological risks discussed in the paper is delivered to the operational risks during the drilling 
These risks are increased, if in the opening section there are carried out the abnormal high bed and pore 
pressures. Big importance has right basing the constructions of wells, when the uncombined conditions 
of drilling intervals is worked well to insulate by the casing pipes. For decreasing these risks must to 
execute the monitoring of the safety drilling with point of view of abnormal high bed and pore pressures. 
In the paper are showed the basing of wells of constructions and optimization of opening perspective 
intervals of section on the example Rusanov and Leningrad fields (Kara Sea shelf). 

Как известно, геологоразведочные работы на шельфе всегда отличались повышенной 
сложностью и капиталоемкостью. Как правило, вид лицензий по пользованию недрами на 
шельфовых участках – геологическое изучение недр и оценка выявленных месторождений УВ 
сырья, а также разведка и добыча УВ сырья на уже открытых месторождениях. Часто тип 
лицензии бывает совмещенный – на поиск, разведку и добычу углеводородного сырья сроком на 
20-25лет. Вся эта деятельность связана с определенными рисками, которые должны быть 
определены и минимизированы. 
  В общем, нефтегазовые компании при работе на шельфе встречаются в основном с 
геологическими,  рыночными, операционными, кредитными, юридическими и стратегическими 
рисками (таблица). 
 Цель данного сообщения показать некоторые возможности, связанные со снижением 
геологических и операционных рисков при проведении буровых работ. Основные проблемы здесь 
связаны с обеспечением безаварийного бурения в условиях арктического шельфа и 
оптимизацией вскрытия продуктивных интервалов. Для снижения этих рисков с одной стороны 
должно быть повышено качество проектных работ на строительство скважин, с другой – 
обеспечена надежность бурового оборудования. Все это связано также с экологической 
безопасностью при проведении буровых работ на шельфе. 
     Геологические  риски, относящиеся  к  подготовке оптимального  проекта  бурения, имеют  
большой  вес, когда  скважина  бурится  впервые  на  изучаемой  площади. Они  увеличиваются, 
если  в  разрезе  площади  присутствуют  аномально-высокие  пластовые и поровые давления  и  
зоны  поглощения. Здесь  большое  значение  имеет  правильно  обоснованная  конструкция  
скважин, когда  обсадными  колоннами  удается  изолировать  несовместимые  по  условиям 
бурения  интервалы  разреза.  Уменьшить  риски  бурения  возможно,  применяя  специальную  
технологию  ГИС  в  открытом  стволе  для  повышения  эффективности  бурения [1]. 
     Для решения этих вопросов, главным образом, должен производиться мониторинг 
безопасного бурения с точки зрения вскрытия зон аномально высоких поровых давлений (АВПоД) 
и аномально высоких пластовых давлений (АВПД). Инструментом для этого могут быть как 
данные каротажа, в том числе каротажа в процессе бурения, так и данные геологотехнологических исследований скважин (ГТИ). Знание закономерностей изменения поровых 
давлений с глубиной, наряду с пластовыми давлениями, позволяет оптимизировать технологию 
бурения скважин и вскрытия продуктивных пластов, а также конструкцию разведочных и 
эксплуатационных скважин. 

 

Таблица

РИСКИ  КОМПАНИИ  в  НЕФТЯНОМ  БИЗНЕСЕ

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ
РЫНОЧНЫЕ          ОПЕРАЦИОННЫЕ      КРЕДИТНЫЕ    СТРАТЕГИЧЕСКИЕ   ЮРИДИЧЕСКИЕ      ПРОЧИЕ

1.Ошибки  оценки              1. Изменение цен    1. Аварии  бурового    1. Риски дефолта 1. Кредитно-денеж- 1. Непредвиденные    1. Неблаго
углеводородного  
на  энергоносиоборудования.            контрагентов.       ная  политика            изменения  в               приятные

потенциала  осадочтели.                       2. Аварии  и  выход      2. Риски  замегосударства.              Законодательстве.     природные

ного  бассейна.                 2. Изменение              из  строя  нефтещения  контр- 2. Таможенная           2. Введение                   изменения.

2. Ошибки  идентиобъемов  закупромыслового               агентов.                политика                   требований              2. Неблаго
фикации  месторожпок  и  продаж.        оборудования.                                             государства.             отраслевых                 приятные

дений  нефти  и  газа.       3. Изменение          3. Отказ  информа3. Риски  при                регуляторов.               антропо
3. Ошибки  оценки                  процентных            ционных  систем                                        слиянии  и   
генные

потенциальных                     ставок.                  4. Экологические                                          поглощении                                                 изменения.
запасов  углеводо4. Изменение              аварии, связанные

родов (УВ)  лицензионвалютных                с  охраной  окру
ного  объекта (мескурсов.                     жающей  среды.

торождения, гори5. Ошибки  в           5. Риски  персонала, 

зонта).                                       оценке  экосвязанные  с

4. Ошибки  в  прогномической            просчетами

рамме  исследований            эффективности        управления.
по  поиску  и  разведке           проекта. 
месторождений   и            6. Ошибки  в
подсчету  запасов  УВ       
оценке

5. Ошибки  по  проекту              параметров

бурения  скважин                   договора  о

6. Ошибки  по  проекту              СРП 

разработки  месторождения  УВ

  Под поровым давлением (Рпор) понимают давление флюидов в порах непроницаемых (обычно 
глинистых) пластов, не имеющих гидродинамической связи по разрезу и площади, т.е. это 
давление жидкости и газа в порах пород- неколлекторов, пород-покрышек. Как правило, поровые 
давления определяют косвенным образом по данным ГИС, шлама, керна, технологических 
параметров бурения и даже по результатам сейсморазведки. 
      На арктическом шельфе РФ (как показали исследования в Карском море) зоны АВПоД (АВПД) 
имеют широкое распространение, что требует учета при проведении  буровых работ. 
     В качестве примера, дадим характеристику поровых давлений в разрезах скважин 
Русановского и Ленинградского  месторождений, расположенных на арктическом шельфе 
Карского моря. 
    На практике наиболее широкое применение  при оценке поровых давлений получила методика 
эквивалентных глубин по диаграммам ГИС[2], что и было использовано нами для оценки поровых 
давлений в пробуренных скважинах Русановского и Ленинградского месторождений ( рис..1). 
 Здесь во вскрытом разрезе скважин нами были выделены три зоны аномально высоких поровых 
давлений (АВПоД) (сверху – вниз): 
 - 1-ая зона АВПоД приурочена к отложениям коньяк-сантон-кампан-туронского возраста; 
 - 2-ая зона АВПоД  находится в отложениях альба; 
   - 3-яя зона АВПоД (ее начало) – в барреме. 
     При этом значения градиентов поровых давлений в скважине №1 Ленинградская изменяются: 
в 1-ой зоне АВПоД в туроне, которая является региональной покрышкой, от 0,103 до 0,153МПа/м; 
во 2-й зоне АВПоД в альбе – от 0,115 до 0,155 МПа/м и в барреме ( кровля 3-й зоны АВПоД) – от 
0,101 до 0,109МПа/м. Аналогично, в скважине  №2 Ленинградская градиенты поровых давлений 
изменяются: в туроне – от 0.191 до 0,168 МПа/м; в альбе – от 0,118 до  0,168 МПа/м (баррем 
здесь не вскрыт). В скважине №1 Русановская  градиенты давлений колеблются: в туроне – от 
0,123 до 0,172МПа/м, в альбе – от 0,123 до 0,133 МПа/м, в барреме (кровля 3-й зоны АВПоД) 
градиент порового давления составил 0,121 МПа/м. В скважине №2 Русановская градиенты 
поровых давлений изменяются: в туроне – от 0,128 до 0,15 МПа/м, в альбе – от 0,111 до 0,132 
МПа/м и в кровле 3-й зоны АВПоД (баррем) градиент порового давления равен 0,128 МПа/м. 
Здесь для зон АВПоД  наблюдается превышение градиентов поровых давлений над 
градиентами измеренных пластовых давлений, где последние здесь близки к условным 
гидростатическим давлениям. 
При этом в зонах нормального уплотнения (в сеномане, апте) градиенты поровых и пластовых 
давлений практически совпадают и равны условным гидростатическим. 
На рис. 1 показано, что Русановская и Ленинградская площади имеют единый (региональный) 
ГВК (-2350м), что возможно свидетельствует об существовании одной общей гидродинамической 
системы в сеномане –апте для крупного сводового поднятия, включающего вышеуказанные 
площади. 
Существование зон АВПоД в разрезах рассматриваемых площадей требует их учета при 
проектировании конструкции скважин и выборе оптимальной плотности бурового раствора, в 
противном случае при бурении может возникнуть аварийная  ситуация. 
На 
рис.2 
показан 
пример 
ошибочного 
проектирования 
конструкции 
скважины 
(№3 
Ленинградская) и плотности промывочной жидкости при бурении, когда не принято во внимание 
наличие зон АВПоД в разрезе Ленинградского месторождения. 
 На графике совмещенных давлений (рис..2) сплошными линиями показаны проектные 
изменения пластового давления (Рпл) и давления гидроразрыва (Ргр) с глубиной. В этом случае 
не наблюдаются зоны АВПД и Рпл и Ргр с глубиной плавно увеличиваются. Только в апте  Рпл 
можно назвать повышенными, когда градиент пластового давления изменяется от 0,115 до     
0,123 МПа/м. Здесь напрашивается вывод, что нужна только одна  168мм обсадная колонна до 
глубины порядка 2500м. Роль двух других промежуточных обсадных колонн неясна, так как они не 
изолируют интервалы с несовместимыми условиями бурения. 

 

Рис.1. Корреляция геологических разрезов путем прослеживания зон АВПоД  по линии месторождений Харасавэйское –  
                                                                          Ленинградское - Русановское 

    
 

Рис.2. График совмещенных давлений по проектируемой скважине №3 Ленинградская 

 

 

 

 

Другая картина складывается, когда на графике совмещенных давлений учитывается также 
распределение поровых давлений, по которым во вскрытом бурением  разрезе Ленинградского 
месторождения нами выделено три (3) зоны АВПоД. Следует отметить, что существование зон 
АВПоД на Ленинградском месторождении подтверждается результатами бурения на соседней 
площади Русановская (скв. №2 Русановская), схожей по распределению поровых давлений с 
Ленинградским месторождением, где при вскрытии зоны АВПоД в альбе (глубина 1743м) 
плотность бурового раствора (1.21 – 1.23 г/см3) не уравновесила градиент порового давления 
(0,131 МПа/М) в данной зоне АВПоД. В результате произошел прихват бурового инструмента и 
затем при попытке освободить прихваченные трубы – их обрыв. Во время простоя при 
ликвидации аварии возникло газопроявление, которое удалось заглушить только подняв 
плотность бурового раствора до 1,31 г/см3. 
На рис..2 пунктирными линиями показано изменение градиентов поровых давлений и 
градиентов давлений гидроразрыва с глубиной по скважине №1 Ленинградская, взятой нами как 
аналог, проектируемой на Ленинградском месторождении скважины №3 Ленинградская.  
Из рис. .2 видно также, что наличие зон АВПоД создает участки с несовместимыми условиями 
бурения. Это требует корректировки конструкции скважины по части  глубин спуска 
промежуточных обсадных колонн и плотности промывочной жидкости.  
Таким образом, с учетом зон АВПоД нами предлагается глубина спуска 339,7мм 
промежуточной обсадной колонны  1130м (вместо проектируемой 850м), а 245мм промежуточной 
колонны – 1870м (вместо проектируемой 1500м). При этом, плотность бурового раствора в 
интервале глубин   850-1150м надо держать 1,53 г/см3 (вместо ранее проектировавшейся 1.16 – 
1.2 г/см3) и в интервале 1570 – 1880м – 1,55 г/см3 (вместо проектируемой 1,2 – 1,26г/см3).    
Из приведенного примера видна важность определения и учета зон АВПоД при бурении 
скважин на арктическом шельфе РФ. 
Для обеспечения безаварийного бурения в условиях арктического шельфа  и оптимизации 
вскрытия продуктивных интервалов разреза предлагается создать постоянно действующий  
«Центр обеспечения безопасного бурения скважин» с помощью непрерывных оценок 
геофлюидальных давлений, зон АВПоД, АВПД,  по каротажным и технологическим параметрам 
бурения (например, по   d - экспоненте). Такой центр должен быть укомплектован различными 
специалистами высокой квалификации (буровиками, геофизиками, геологами) и здесь должна 
быть организована оперативная связь (через спутник) с морскими скважинами, что позволит 
принимать ответственные решения при возникновении аварийных ситуаций при бурении на 
арктическом шельфе РФ. 

ЛИТЕРАТУРА: 

[1] - Шилов Г.Я., Ротин В.Я., Финкельштейн  Г.М., Тарханова Л.А. 
      « Оперативное  уточнение  горно-геологических  условий» 
             ж. «Нефтяное  хозяйство» , М., №3, 1992, с.9-13.  
[2] – Шилов Г.Я. Геологические аспекты оценки поровых давлений в разрезах скважин по  
        геофизическим данным. – М.: ООО «Газпромэкспо», 2010, -126с.