Задачи поисково-разведочного и эксплуатационного бурения морских газоконденсатных скважин - Бурение

Как определено в Инструкции по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин компании Газпром [1], в период геолого-разведочных работ на газоконденсатном месторождении (ГКМ) в обязательном порядке должен проводится комплекс, включающий четыре основных вида исследований:

петрофизические исследования, необходимые для изучения литологических характеристик и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) горных пород;
геофизические исследования (ГИС), необходимые для изучения строения и свойств вскрытых скважиной горных пород, выявления и оценки содержащихся в породах флюидов;
газодинамические исследования (ГДИС) для получения информации о термобарических параметрах пласта и работы скважины с последующим расчетом фильтрационных свойств коллектора;
газоконденсатные исследования (ГКИ) для изучения газоконденсатной характеристики (ГКХ) продуктивных залежей.

При проведении исследований должны быть получены следующие данные о скважине, продуктивных пластах и насыщающих их флюидах:

параметры режима работы скважины;
фильтрационно-емкостные свойства коллектора (гидропроводность, пьезопроводность, проницаемость, продуктивность);
типы и местоположения неоднородностей и границ в пласте, обусловленных литологическими и тектоническими особенностями строения залежи;
параметры энергетического состояния системы «скважина-пласт» – пластовые давления, депрессии;
характеристики качества совершенства вскрытия пласта и состояния призабойной зоны скважин;
состав пластовой углеводородной (УВ) системы, ее фазовое состояние, потенциальное содержание в ней как различных компонентов, так и групп компонентов.

Особо важное значение для извлечения углеводородов из недр имеют полнота и точность информации о свойствах продуктивных пластов и их строения. Неполный объем этой информации – одна из причин недостаточной обоснованности принимаемых решений и, как следствие этого, неудач при их практическом осуществлении [2].

Разработка морских месторождений имеет ряд принципиальных отличий от методов разработки углеводородных месторождений суши. Они, в первую очередь, обусловлены высокой стоимостью строительства поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, вследствие которой задачи поиска и разведки, заключающиеся в обнаружении скоплений углеводородов в количестве, достаточном для промышленной добычи, а также в исследованиях для подготовки открытого месторождения к освоению, должны решаться при малых объемах буровых работ.

Кроме того, при бурении поисково-разведочных скважин и эксплуатационных скважин с подводным заканчиванием на шельфе арктических и дальневосточных морей, осуществляемых с помощью мобильных буровых установок, негативным фактором является длительный ледовый период, который в Охотском море составляет 6,5-7 месяцев, а в арктических морях достигает 9 месяцев, ограничивающий буровой сезон 3 – 5,5 месяцами открытой воды.

В условиях малой изученности бурением и ограниченных сроков на проведение исследований скважин возникают серьезные трудности при применении компьютерных технологий геологического моделирования морских месторождений, включающих геометризацию залежи, оценку подсчетных параметров по скважинам, объемов запасов нефти, газа и конденсата. В этих условиях следует обратить внимание на углубленную интерпретацию сейсмических данных и получение сведений о фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов, что требует в большинстве случаев нестандартных решений, например, рассмотренных в [3]. При этом, на наш взгляд, точность подсчета запасов углеводородов в значительной мере определяется обоснованностью нижних пределов фильтрационных свойств горных пород, оценка которых должна производиться методами геофизических исследований скважин.

Как известно, исследования морских поисковых и разведочных скважин имеют особую значимость для принятия проектных решений по освоению месторождения и должны проводиться с максимальным использованием возможностей определения параметров продуктивной толщи (горизонта, пласта) и пластовых флюидов, а также их дифференциации по разрезу (поинтервальные исследования). Многолетний опыт использования результатов исследований морских скважин позволяет утверждать, что хотя лицензионные обязательства недропользователя в отношении геологической изученности месторождения, как правило, полностью выполняются, можно отметить недостаточность кернового материала для детальной характеристики всех продуктивных пластов исследуемого месторождения. Часто при разведочном бурении наблюдаются существенные (до 50-100 м) погрешности прогноза положения кровли залежи по сравнению с данными высокоразрешающей сейсмики. Такая погрешность обычно связана с большими неопределенностями глубинных преобразований сейсмических данных из-за сложностей геологического строения верхней части разреза скважин. Выявляется также наличие не установленных ранее разрывных нарушений. Однако, свойства разрывных нарушений (горизонтальная и вертикальная проводимость, изолирующие свойства) на площади месторождения требуют дальнейшего тщательного изучения, поскольку информация о проводимости разломных зон в процессе исследования разведочных скважин в достаточном объеме не выявляется. Требуется также проведение дополнительных исследований экранирующей роли тектонических нарушений для решения вопроса о блоковом строении залежи.

Изучение физических свойств горных пород по шламу является одним из направлений физики пласта, которое актуально для морских скважин в условиях дефицита керна. Хотя шламом можно практически непрерывно охарактеризовать разрез скважин, этот источник информации используется в весьма ограниченном объеме из-за неудовлетворительной привязки к глубинам отбора, а также недостаточной изученности корреляции между физическими свойствами шлама и горной породы в естественном состоянии. В этой связи, нам представляется важным и необходимым проведение лабораторных и компьютерных исследований по отработке методических вопросов обоснования использования шлама в качестве эквивалента кернового материала с целью определения физических параметров горных пород с точностью, не уступающей стандартным лабораторным методам.

Также, обычно недостаточно исследований, проведенных в период разведки, для характеристики месторождения, имеющего сложное геологическое строение залежи, наличие тектонических нарушений и др. Основной недостаток информации наблюдается в гидродинамических исследованиях. Исследования пластовых флюидов месторождений при испытании поисковых и разведочных скважин проводятся с целью определения параметров и показателей, являющихся исходными данными для подсчета балансовых и извлекаемых запасов газа, конденсата и нефти, а также определение их продуктивной характеристики, необходимой для проектирования разработки и планирования добычи углеводородов.

Промысловые газоконденсатные исследования проводятся методом непрерывных отборов промышленных количеств газа при одноступенчатой сепарации газа в соответствии с требованиями [1]. Для получения информации, необходимой для проектирования промыслового оборудования, при первичных исследованиях следует применять метод двухступенчатой сепарации.

При первичных исследованиях скважин должны соблюдаться следующие условия:

изучение состава пластового газа и содержания углеводородов С₅₊ в газе должно проводиться из отдельного, небольшой мощности интервала;
скважина перед исследованиями должна быть очищена от продуктов бурения и заканчивания;
в продукции скважины нежелательно присутствие пластовой воды;
перед началом исследований на газоконденсатность скважины последняя должна работать не менее двух суток при депрессии, не превышающей 15-20%, до стабилизации термобарических параметров;
депрессия на пласт при исследовании насыщенных залежей не должна превышать 10% от пластового давления; при исследовании недонасыщенных газоконденсатных систем забойное давление должно быть больше или равно давлению начала конденсации;
скорость потока в стволе скважины должна обеспечивать вынос на поверхность жидкости с забоя скважины;
скважина должна работать в безгидратном режиме.

Для качественных газоконденсатных исследований необходимо достижение установившегося режима выноса жидких углеводородов из ствола скважины в сепарационное оборудование. Выполнить это условие можно при дебитах смеси, равных или превышающих некоторый минимально необходимый дебит (МНД). Во избежание колебания дебита газа давление сепарации должно быть равно или меньше половины устьевого рабочего давления. На основании опытов проведения газоконденсатных исследований на разведочном этапе установлено, что представительный состав конденсата и его выход при малых затратах времени (2-3 дня) могут быть получены при минимально допустимом дебите газа, при котором скорость последнего в башмаке фонтанных труб равна около 4 м/с и более, а депрессия на пласт не превышает 10%.

Более высокие депрессии приведут к удлинению срока стабилизации потока и проведения исследований (до 7-8 дней), что является не целесообразным. В случае проведения газоконденсатных исследований при малых дебитах газа, при которых скорость восходящего потока газа в башмаке НКТ значительно ниже рекомендуемых, наблюдается искажение результатов исследования как количественной, так и качественной характеристики пробы. При работе скважины с малым дебитом при снижении давления и температуры по стволу скважины из движущегося потока газа происходит выпадение наиболее высококипящих углеводородов, которые опускаются на забой. В связи с чем, конденсат будет иметь облегченный состав. Однако, его количество будет завышенным за счет перехода в газовую фазу легкой части конденсата, выпавшего на забой.

На качество проб оказывают влияние, как условия работы скважины, так и термобарические условия сепарации газа. Согласно [1] отбор проб рекомендуется проводить при давлении близком к давлению максимальной конденсации. При этом даже глубокое (до -40 ⁰С) охлаждение пробы в зимнее время не вызывает ощутимых изменений ее состава. Искажение состава пробы отсепарированного конденсата вызывается высокими температурами, имеющими место при отборе на месторождениях с высокими пластовыми температурами (более 100 ⁰С). Поэтому нагревание контейнера с пробой газа перед анализом гарантирует представительность состава. Перевод обратно в газовое состояние частично сконденсировавшихся углеводородов С₅₊ в контейнере путем нагрева возможен в случае отбора пробы газа при температуре не выше 5-10 ⁰С. Во избежание искажения составов проб отсепарированного газа и конденсата за счет высокой температуры сепарации при исследовании рекомендуется применять двухступенчатую сепарацию.

При исследовании скважины, вскрывшей газоконденсатную и нефтяную залежи, при давлении сепарации 3-7 МПа в контейнер вместо смеси сырого конденсата или сырой нефти с газом можно отобрать пену. После того как пена в контейнере отстоится, в контейнере окажется газовая шапка. Поэтому исследовать такую скважину необходимо при давлении сепарации 1,5-2,5 МПа. Чем выше температура сепарации, тем меньше устойчивость пены, поэтому [1] рекомендует поддерживать температуру сепарации в пределах 20-30% от пластовой температуры.

На разведочном этапе и в начальный период разработки для определения состава пластового газа рекомендуется применять процесс дебутанизации нестабильного газового конденсата (КГН). Как показывают исследования, в дегазированных конденсатах в растворенном состоянии содержится еще некоторое количество газообразных углеводородов, которые могут быть выделены путем нагрева конденсатов. В период разработки при облегчении добываемого конденсата, а также при изучении систем с конденсатами плотностью менее 0,70 г/см3 можно ограничиться процессом дегазации проб.

Обобщая практику промысловых исследований на морских скважинах, находящихся в процессе бурения, к сожалению, необходимо отметить, что они, как правило, проводятся с отступлением от нормативных требований, что приводит к значительным искажениям термобарических характеристик исследуемых залежей. Так, промысловые исследования скважин часто проводятся при высоких дебитах для обеспечения выноса конденсата с забоя, но при этом время работы скважины перед замерами выходов конденсата, как правило, недостаточное для стабилизации состава смеси, поступающей в сепаратор, что негативно влияет на представительность отобранных при исследовании проб газа и конденсата. По этой причине величины выходов сырого конденсата могут быть как завышенными, так и заниженными из-за капельного уноса конденсата с газом сепарации при больших скоростях газа в сепараторе.

Хотя, характер изменения забойных и устьевых параметров при исследованиях свидетельствует о стабильных режимах работы скважин, наблюдается значительный разброс точечных значений конденсатогазового фактора (КГФ), при этом депрессия на пласт может достигать 40%, а время стабилизации скважины перед замерами дебитов не превышать двух часов. Учитывая влияние таких факторов на представительность отобранных скважинных проб, проводится лабораторное изучение проб газа и конденсата, отобранных в процессе промысловых исследований, но исключить разброс и неопределенность исследуемых показателей, как правило, не удается. Причина такой ситуации, по нашему мнению, кроется в том, что сегодня нефтегазовые компании в целях псевдоэкономии сокращают время проведения и объем необходимых исследований, забывая, что поисковая или разведочная скважина будет ликвидирована, а недополученные сведения не оправдывают «сэкономленных» затрат, поскольку целью разведочного бурения является подготовка открытого месторождения к освоению.

На наш взгляд, с целью качественного проведения исследований скважин на море, при проведении промысловых работ следует:

запланированные в скважине комплексные газогидродинамические и газоконденсатные исследования и ГИС-контроль совмещать по времени;
очистку скважины от продуктов бурения и заканчивания при достижении скорости потока у интервалов перфорации более 2 м/с проводить при депрессии не более 10% и выдерживать до стабилизации контролируемых параметров (давление, расход газа, конденсата, попутной воды) на максимально допустимом режиме не менее 12 ч;
перед началом исследований отрабатывать скважину не менее 2 сут при депрессии, не превышающей 15 – 20 %, до стабилизации термобарических параметров. При этом скорость потока газа у башмака лифтовых труб должна быть не менее 2,5 – 3 м/с при депрессии до 10 % от пластового давления;
для определения продуктивной характеристики ГДИС проводить на трех стационарных режимах продолжительностью не менее 10 ч с целью стабилизации термобарических параметров;
на одном из режимов ГДИС предусмотреть исследования на газоконденсатность с отбором двух комплектов pVT-проб (два поршневых контейнера по 700 мл, два баллона по 20 л) с целью сопоставления результатов отбора проб на данном режиме;
обеспечить пониженные температуры сепарации (менее 10 ⁰С) путем дросселирования перед сепаратором;
для определения состава пластового газа и основных физико-химических характеристик конденсата отбирать три контейнера нестабильного конденсата по 100 – 150 см³ каждый, два контейнера газа сепарации по 100 – 150 см³ на каждом режиме.
предусмотреть отбор проб попутной воды и конденсата непосредственно с сепаратора по 5 л на режиме очистки и каждом режиме исследований;
расчет состава пластового газа и конденсата газового нестабильного производить с процессом дебутанизации;
проводить определения содержания в составе газа и конденсата мышьяка и ртути;
для получения информации о характере работы вскрытых интервалов, оценке вклада в работу каждого вскрытого интервала в общий дебит скважины и определения термобарических параметров в области вскрытой толщи проводить запись профиля притока в работающей и остановленной скважине.

Следует обратить внимание на упомянутое выше условие необходимости ликвидации морских поисково-разведочных скважин после проведения всех исследований. Из-за высокой стоимости таких скважин и при успешном выполнении ими геологических задач, у недропользователя довольно часто возникает желание перевести их в разряд эксплуатационных и осуществлять ими добычу продукции. Такой подход, по нашему глубокому убеждению, не приемлем по следующим технико-экономическим причинам:

конструктивные особенности поисково-разведочных скважин малопригодны и небезопасны для длительной добычи УВ. Это обусловливается ограниченным диаметром эксплуатационных колонн, которые необходимы для установки в верхней их части клапана-отсекателя;
исключены возможности замены колонн на трубы большего диаметра и установки соответствующего скважинного оборудования, необходимого для обеспечения длительной безопасной эксплуатации данных скважин.
вертикальные профили эксплуатационных колонн поисковых и разведочных скважин, а также характер вскрытия ими продуктивных горизонтов, как правило, не соответствуют параметрам проектных наклонно-направленных и горизонтальных добывающих скважин, что не обеспечивает высокие проектные дебиты морских скважин в течение продолжительного периода эксплуатации.

Реализация проектных технико-технологических показателей разработки морских месторождений наиболее целесообразным способом обеспечивается строительством ограниченного количества новых скважин соответствующей конструкции наклонно- направленного и горизонтального профилей. При этом задачей эксплуатационного бурения скважин является эффективное дренирование продуктивного пласта с использованием наименьшего возможного количества скважин для добычи максимального объема нефти и газа с максимально выгодным темпом отбора, что играет ключевую роль в обеспечении рентабельности при планировании работ на морских месторождениях. Поэтому ограниченное количество добывающих скважин обусловливает необходимость тщательного обоснования режимов их эксплуатации.

Выбор технологического режима работы скважин морских газоконденсатных месторождений относится к числу наиболее важных решений, принимаемых при их проектировании и в процессе их эксплуатации. Технологический режим работы наряду с типом скважин (вертикальная или горизонтальная) предопределяет их количество и, следовательно, промысловое обустройство, и, в конечном счете — капиталовложения в освоение месторождения при заданном отборе из залежи. Как отмечается в [4], трудно найти такие проблемы при проектировании, которые бы имели столь многовариантное и сугубо субъективное решение, как выбор и обоснование технологического режима. Как следствие этого, в настоящее время в разных проектах разработки, выполненных различными организациями, технологические режимы могут существенно различаться даже при практически одинаковых исходных данных.

В этой связи особую трудность вызывает обоснование технологического режима работы горизонтальных скважин на месторождениях с высоким газоконденсатными факторами, для которых требуются как минимум два главных элемента: результаты специальных исследований, проведенных для обоснования режима работы скважин при стационарных режимах фильтрации, и теоретические основы процессов, происходящих в пласте (в том числе в условиях деформации и разрушения призабойной зоны), во вскрытых интервалах и лифтовых трубах скважин в условиях обводнения подошвенной водой, образования пробок, коррозии и т.д. Адекватный прогноз параметров этих процессов непосредственно в рамках широко применяемых программных пакетов гидродинамического моделирования практически неосуществим даже при сгущении расчётных сеток, поэтому при прогнозировании показателей разработки необходимо ориентироваться на результаты экспериментальных исследований.

Для проведения широкого спектра исследований в области многофазной гидродинамики в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработан и построен специализированный исследовательский комплекс, состоящий из группы независимо функционирующих экспериментальных стендов, объединенных единой коммуникационной системой и позволяющих проводить работы по следующим направлениям:

Исследования закономерностей многофазной гидродинамики, включая вертикальные, наклонные и горизонтальные многофазные потоки «газ-вода-конденсат» и «газ-жидкость-твердые включения» в шлейфах сложного профиля, пульсационные процессы и волновые воздействия на характеристики многофазных потоков в трубах промыслового сортамента и др.
Отработка технологий эксплуатации промысловых систем, включая колтюбинговые технологии, совершенствование конструкций и оснащения скважин с целью улучшения условий выноса жидкой фазы (газлифт и др.), моделирование совместной работы призабойной зоны и скважины, эксплуатации нескольких скважин общим шлейфом и др.
Испытания оборудования, включая исследования влияния свойств внутренних поверхностей стенок труб на гидродинамические характеристики многофазных потоков и характеристик запорно-регулирующей арматуры, испытания скважинного и платформенного оборудования, в том числе измерительного, в условиях многофазности потоков, а также исследования абразивного износа оборудования и др.
Создание банка экспериментальных данных по многофазной гидродинамике.

Проведенные в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» комплексные экспериментальные и аналитические исследования многофазной гидродинамики на ряде месторождений суши позволили повысить прогнозную эффективность эксплуатации скважин и промысловых систем при наличии в продукции жидкой фазы. Анализ полученных результатов показывает, что даже малое количество жидкости накладывает существенные ограничения на диапазоны допустимых режимов эксплуатации, обостряя требования рационального использования упругой энергии пластового газа на всех этапах разработки месторождений. В частности, на месторождении, где содержание конденсата составляет всего 45-70 г/м3, наличие жидкости в продукции приводит к дополнительным ограничениям величин дебитов снизу и величин давлений на входе в УКПГ – сверху, а также выдвигает требования к оптимизации конструкций: стволов скважин - по диаметрам и углам наклона, вскрытых интервалов – по углам наклона, диаметрам и длинам, шлейфов – по диаметрам, длинам и рельефу укладки и т.д.

Резюмируя изложенное, можно констатировать, что целостность процесса разработки морского месторождения - от моделирования пласта до выбора схемы заканчивания скважин, получения первой продукции и последующей эксплуатации месторождения, должна обусловливать необходимую гибкость и адаптивность проектных решений, так как любая новая информация о продуктивном пласте, необходимость применения более совершенных технологий и множество других параметров, которые зачастую выясняются лишь в ходе реализации проекта, может привести к неоптимальной разработке месторождения, что связано с негативными последствиями, значительно более высокими капитальными затратами и эксплуатационными расходами. Следовательно, исследуя каждый аспект разработки месторождения, необходимо уже в ходе реализации проекта следует рассмотреть все реалистичные варианты.

Литература:

Р Газпром 086-2010 Инструкции по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. Часть I и часть II. Утверждены распоряжением ОАО «Газпром» от 05 августа 2010 г. № 229.
Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. Ред. Ш.К. Гиматудинова /Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. – М.: Недра, 1983, 455 с.
Ампилов Ю.П. Технология построения геологических моделей месторождений углеводородов в условиях их малой изученности бурением. / Сб. науч. тр. Перспективы выявления и освоения месторождений газа, конденсата и нефти на шельфе морей России. – М.: ВНИИГАЗ, 1998, с. 42-53.
Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О.Л., Басниев К.С., Алиев З.С. Основы технологии добычи газа. – М.: Недра, 2003. - 880 с.