Освоение шельфовых месторождений

Содержание

1. Месторождение Кашаган  (2-4)
2. Оборудование для предотвращения выбросов в морском бурении.(5-8)
3. Какие виды скважин часто  бурят и эксплуатируют на морских месторождениях?(9-10)
4. На каких месторождениях применяется  метод подводной эксплуатаций?(11-14)

1) Кашага́н — гигантское шельфовое нефтегазовое месторождение Казахстана, расположено в 80 км от города Атырау, в северной части Каспийского моря. Глубина шельфа составляет 3—7 м.

Месторождение открыто 30 июня 2000 года скважиной «Восток-1». Является одним из самых крупных месторождений в мире, открытых за последние 40 лет, а также крупнейшим нефтяным месторождением на море.

Разработку месторождения ведёт  международное совместное предприятие North Caspian Operating Company (NCOC) в соответствии с соглашением о разделе продукции  по Северному Каспию от 18 ноября 1997 года . Промышленная добыча на месторождении началась 11 сентября 2013 года.

Разработка месторождения ведётся  с помощью искусственных островов. Пиковая добыча Кашагана (50—75 млн тонн нефти) выведет Казахстан в пятёрку нефтедобывающих стран в мире.

Разработка месторождения ведётся  в сложных условиях: шельфовая  зона, неблагоприятное сочетание  мелководных условий и ледообразования (около 5 месяцев в году), экочувствительная зона, большие глубины залегания месторождения (до 4800 м), высокое пластовое давление (80 МПа), высокое содержание сероводорода (до 19 %).

Нефтегазоносность  связана  пермским, каменноугольными и девонским отложениями. Месторождение характеризуется как рифогенное, когда углеводороды находятся под солевым куполом (высота соляного купола 1,5—2 км). Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Месторождение было обнаружено в год  празднования 150-летия известного мангыстауского поэта-жырау XIX века — Кашагана Куржиманулы.

История разработки месторождения

Кашаган, как высокоамплитудное, рифогенное поднятие в подсолевом палеозойском комплексе Северного Каспия было обнаружено поисковыми сейсмическими работами советскими геофизиками в период 1988—1991 годы на морском продолжении Каратон-Тенгизской зоны поднятий.

Впоследствии оно было подтверждено исследованиями западных геофизических компаний, работавших по заказу правительства Казахстана. Первоначально выделенные в его составе 3 массива Кашаган, Кероглы и Нубар в период 1995—1999 годы получили названия Кашаган Восточный, Западный и Юго-Западный соответственно.

Месторождение характеризуется  высоким пластовым давлением  до 850 атмосфер. Нефть высококачественная — 46° API, но с высоким газовым фактором, содержанием сероводородаи меркаптанoв.

О Кашагане было объявлено  летом 2000 года по результатам бурения первой скважины Восток-1 (Восточный Кашаган-1). Её суточный дебит составил 600 м³ нефти и 200 тыс. м³ газа. Вторая скважина (Запад-1) была пробурена на Западном Кашагане в мае 2001 года в 40 км от первой. Она показала суточный дебит в 540 м³ нефти и 215 тыс. м³ газа.

Для освоения и оценки Кашагана построено 2 искусственных острова, пробурено 6 разведочно-оценочных скважин (Восток-1, Восток-2, Восток-3, Восток-4, Восток-5, Запад-1).

Запасы Кашагана

Запасы нефти Кашагана колеблются в широких пределах от 1,5 до 10,5 млрд тонн. Из них на Восточный приходится от 1,1 до 8 млрд тонн, на Западный — до 2,5 млрд тонн и на Юго-Западный — 150 млн тонн.

Геологические запасы Кашагана оцениваются  в 4,8 млрд тонн нефти по данным казахстанских геологов.

По данным оператора проекта  общие нефтяные запасы составляют 38 млрд баррелей или 6 млрд тонн, из них извлекаемые — около 10 млрд баррелей. В Кашагане есть крупные запасы природного газа, более 1 трлн куб. метров

Участники Северо-Каспийского проекта

Разработку месторождения Кашаган  ведёт совместная операционная компания North Caspian Operating Company (NCOC) в форме соглашения о разделе продукции по Северному Каспию. В неё входят: «Казмунайгаз», Eni (оператор месторождения), Total, ExxonMobil, Royal Dutch Shell имеют по 16,81 % доли участия, ConocoPhillips — 8,4 % (отказалась от участия в проекте в 2012 году^[4]), Inpex — 7,56 %.

Министерство нефти и газа Казахстана в июле направило американской нефтяной компании ConocoPhillips уведомление о  намерении правительства Казахстана использовать преимущественное право  на приобретение доли участия ConocoPhillips в Северо-Каспийском проекте. В качестве покупателя от имени Казахстана, приобретение доли участия ConocoPhillips в Северо-Каспийском проекте будет осуществляет «Казмунайгаз».

С 7 сентября 2013 года был подписан договор  между «Казмунайгазом» и китайской CNPC о покупке доли ConocoPhillips — 8,33 % в Северо-Каспийском проекте.

С 31 октября 2013 года ConocoPhillips завершила  сделку с «Казмунайгазом по продаже 8,4 % в проекте Кашаган.

2) Технологические отходы бурения. Процесс бурения скважин сопровождается образованием производственных отходов, в основном технологических.

К технологическим отходам бурения  относятся буровой шлам, отработанные буровые технологические жидкости и буровые сточные воды. Они  образуются в технологическом процессе промывки скважины.

Буровой шлам. В бурении различают два понятия — “выбуренная порода” и “буровой шлам”. Экологи же такого различия, как показывает анализ природоохранного раздела проектов, не делают.

В процессе углубления скважины на забое  образуется выбуренная порода. При  гидротранспорте промывочной жидкостью  с забоя скважины на поверхность  порода под воздействием техногенных  факторов превращается в буровой  шлам. Поэтому на средствах очистки  циркуляционной системы буровой  установки из промывочной жидкости отделяют не выбуренную породу, а буровой  шлам, отличающийся по объему и, что  особенно важно с экологической  точки зрения, по физико-химическим свойствам.

Объем выбуренной породы равен объему ствола скважины. При проектировании объем  бурового шлама приближенно принимается  больше объема выбуренной породы на 20% [1].

Можно выделить четыре фактора, обусловливающих  увеличение объема бурового шлама по сравнению с выбуренной породой:

• разуплотнение частиц шлама в результате снижения действия на них внешнего давления;

• образование и расширение трещин;

• набухание глинистых частиц, слагающих шлам;

• адгезионное налипание на поверхность шлама частиц коллоидных размеров из промывочной жидкости.

Бурение скважин осуществляется большей  частью в осадочных отложениях, в  которых наиболее распространенными  являются глинистые породы. Их доля составляет 65-80%. Выбуренные частицы  глинистых или скрепленных глинистым  цементом пород в процессе гидротранспорта  с забоя скважины на поверхность  пропитываются фильтратом промывочной  жидкости и набухают. Продолжительность  нахождения частиц породы в промывочной  жидкости с глубиной скважины возрастает и может достигать нескольких часов. Чем дольше они находятся  в промывочной жидкости, тем больше их набухание. Происходит адгезионное  присоединение к ней частиц твердой  фазы преимущественно коллоидных размеров из промывочной жидкости.

На  изменение физико-химических свойств  частиц выбуренной породы при превращении  их в буровой шлам влияет пропитка дисперсионной средой промывочной  жидкости. Поры и трещины частиц породы заполняются дисперсионной  средой промывочной жидкости, поверхность  глинистых частиц модифицируется, на внешней и внутренней поверхности  частиц выбуренной породы адсорбируются  вещества различной природы из дисперсионной  среды промывочной жидкости.

Минералогический  состав бурового шлама определяется литологическим составом разбуриваемых  пород и может существенно  изменяться по мере углубления скважины. Химический состав бурового шлама зависит  как от его минерального состава, так и свойств промывочной  жидкости. Гранулометрический состав бурового шлама определяется типом  и диаметром породоразрушающего инструмента, механическими свойствами породы, режимом бурения, свойствами промывочной жидкости и эффективностью ее очистки.

Отработанные буровые  технологические жидкости. В процессе бурения, помимо промывочной, применяются и другие технологические жидкости, например, буферные, перфорационные. После использования они полностью или частично переходят в категорию отработанных. Больше всего образуется отработанной буровой промывочной жидкости (ОБПЖ). Ее объем соответствует объему промывочной жидкости на момент окончания бурения скважины. Однако в процессе бурения может образовываться избыток промывочной жидкости, например, за счет наработки в глинистых отложениях, при замене одного типа промывочной жидкости на другой. В этом случае ОБПЖ образуется непосредственно в процессе бурения.

При оценке воздействия на окружающую среду  предметом рассмотрения, как правило, являются только отработанные промывочные  жидкости, что методически неправильно.

Буровые сточные воды. Главные источники поступления буровых сточных вод (БСВ) — обмыв буровой площадки и оборудования, система охлаждения оборудования. Сокращение объема БСВ достигается путем повторного их использования в технологическом процессе (например, для приготовления промывочной жидкости) после осветления на блоках химической и механической очистки. В этом случае сокращаются объемы водопотребления и водоотведения.

В процессе бурения избыточную промывочную  жидкость, а также отработанную буровую  промывочную жидкость разделяют  на твердую и жидкую фазы, что  позволяет утилизировать последнюю  в составе БСВ. Поэтому суммарный  объем БСВ включает жидкую фазу избыточной и отработанной промывочной жидкости.

Технологические отходы испытания  скважины. Это отработанные жидкости для вызова притока и глушения скважины, а также флюиды (пластовая вода, нефть, газ), полученные в процессе испытания. Газ, выходящий из скважины, сжигается в факеле.

Экологичность бурового шлама. Экологическая опасность бурового шлама определяется:

• токсическим воздействием;

• повышением мутности воды, что нарушает жизнедеятельность молоди рыб, планктонных и бентоносных организмов-фильтраторов;

• физическим воздействием на донные организмы.

Один  из серьезных аспектов проблемы —  токсическое воздействие на организмы. В настоящее время при оценке экологичности бурового шлама основное внимание обращается на валовое содержание минеральных компонентов. Однако важно  знать, в какой химической форме  минеральные компоненты присутствуют в шламе. Доказано, что наиболее опасными являются подвижные формы химических веществ, которые определяют степень  токсичности и опасности бурового шлама. Они устанавливаются в  ацетатно-аммонийном буферном экстракте (рН = 4,8).

Достаточно  распространенной является точка зрения, что “... следовые металлы в шламах находятся в нерастворимой форме (обычно в структуре кристаллической  решетки минералов) и их содержание (за исключением бария) варьирует  в пределах природной изменчивости геохимического фона микроэлементов в  донных осадках”

3) Бурение морских скважин требует соблюдения правил, предотвращающих загрязнение и засорение моря. Углеводороды, тара, технологические отходы, выбуренный шлам, горючесмазочные и другие материалы, непригодные для использования при сооружении данной скважины, должны транспортироваться на береговые базы или сжигаться в специальных устройствах. Допускается сброс в море очищенных, обезвреженных и обеззараженных хозяйственно-бытовых и буровых сточных вод в соответствии с нормативами, установленными правилами охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами.

В процессе бурения глубоководных морских скважин на нефть и газ часто изменяются типовые компоновки подводного устьевого противовыбросового оборудования и нередко в состав компоновки включают два универсальных превентора и два сдвоенных плашечных превентора с одним комплектом перерезающих плашек в верхнем плашечном превенторе. Комплект противовыбросового оборудования, устанавливаемый на колонной головке, заключают в специальную жесткую раму в целях уменьшения изгибающих нагрузок.

Основными особенностями при бурении морских скважин являются метеорологические условия ( особенно в северных морях) и глубина моря.

нутрискважинный превентор применяют при бурении морских скважин с плавучих буровых оснований. Его используют для изоляции зон высокого давления, когда на бурильных трубах устанав.

Большой интерес представляют доклады, посвященные  методам бурения морских скважин, вопросам расчета и конструирования морских буровых установок и подводному заканчиванию скважин.

Хотя  буровая установка полупогружного типа является устойчивой и удобной  для бурения морских скважин, приведенные выше факты указывают на то, что она должна быть оборудована надежной якорной системой и ее мореходные качества, а также сопротивляемость различным естественным нагрузкам при бурении в море должны быть значительно повышены.

По  мнению специалистов, в ближайшее  время вряд ли будет разработано  радикально новое оборудование длябурения морских скважин, в основном оно будет совершенствоваться конструкциями подвижных платформ двух видов - полупогруженных и плавучих. Наиболее пригодными для бурения скважин являются полупогруженные платформы, которые отличаются от остальных типов платформ своей устойчивостью. Этот тип платформ больше всего применяется в водах Северного моря.

В начале 70 - х годов фирмой Смит Тул ( США) применительно к условиям бурения морских скважин в Северном море, где бурение алмазными долотами в то время было сопряжено с рядом трудностей, были разработаны новые шарошечные бурильные головки. Испытания этих бурильных головок, по данным фирмы-изобретателя, прошли успешно.

4) Надводная эксплуатация – это комплекс мероприятий по извлечению и транспорту нефти и газа стационарных платформ, оснований и приэстакадных площадок. Эксплуатация осуществляется наклонными и горизонтальными скважинами большой протяженности при этом устье скважины, оборудовано, обычном надводным способом

На глубине 25-30 м  применяют стационарные платформы  состоящих из металлической или  железобетонной опорный части и  палубы, на которой размещается промысловые  оборудование. До глубины 60-80 м главным  образом используются однофункциональные платформы с добывающими скважинами или технологическим оборудованием (для сбора и подготовки продукции), энергетическими объектами, жилыми помещениями и др.

Глубина больше 80 м  – как правило, является многофункциональными, причем каждая платформа может являться самостоятельным нефтегазопро-мыслом. Количество платформ определяется объектом дренирования и обычно бывает от 2-4.

Особенность шельфовой эксплуатации -  высокие затраты и недостаточность места для размещения оборудования. Эти ограничения привели к бурению горизонтальных скважин большой протяженности для увеличения площади дренирования нефтяного пласта.

Нефтяные компании уже разработали технологию направленного  бурения для достижения максимального  охвата с каждой скважины Статойл, например, пробурил за последнее 7 километровую скважину, расходящуюся на 5 км вокруг платформы Статфьюрд вглубь пласта, расположенного под морским дном на глубине 3500 м.

Первая скважина с подводным расположением устья  была пробурена в 1943 г. на оз. Эри (США) на глубине 11,5 м. С тех пор этим методом закончено около 300 скважин в различных морских месторождениях мира: в Мексиканском заливе, у Тихоокеанского побережья США, у побережья Юго-Восточной Азии, в Северном море и т. д. За 1976—1980 гг. число скважин с подводным расположением устья возросло с 217 до 283. В первой половине 1980г. намечалось оборудовать еще 66 скважин, для которых уже имелось оборудование или оно было заказано.

Метод разработки морских  нефтяных месторождений с подводным расположением устьев скважины хотя и сложен, но обладает рядом преимуществ перед обычным способом надводного оборудования устьев.

Основным преимуществом этого метода является возможность ввода нефтяного месторождения в эксплуатацию очередями, что на практике ведет к ускоренному получению первой нефти. Пробурить с бурового судна несколько скважин, оборудовать их устья соответствующей подводной арматурой и ввести в эксплуатацию можно значительно быстрее, чем устанавливать дорогостоящую стационарную платформу, бурить с нее наклонно-направленные скважины, и лишь после этого ввести месторождение в эксплуатацию. Кроме того, метод разработки месторождения с подводным расположением устьев скважин дает возможность выявить некоторые геолого-физические характеристики месторождения и эксплуатационные параметры на более ранней стадии разработки.

Вследствие сравнительно низких капитальных затрат метод  может быть применен для разработки месторождений с небольшими запасами нефти, эксплуатация которых с обычных стационарных платформ является нерентабельной.

Преимуществом системы  с подводным расположением устья  является также защищенность всего  оборудования, установленного на дне, от внешних погодных условий. Известно, что надводные стационарные платформы представляют значительную навигационную опасность, в то время как при установке оборудования под водой такая опасность практически отсутствует, устраняется также пожарная опасность.

Существенным недостатком систем с подводным расположением устья является трудность доступа к устьевому оборудованию, особенно при расположении последнего на большой глубине и при необходимости частых ремонтов скважин. Кроме того, недостатком считают необходимость использования труда опытных водолазов, умеющих работать на большой глубине.

Следует отметить, что ряд крупных зарубежных нефтяных фирм относится с известной осторожностью  к методу разработки морских месторождений  скважинами с подводным расположением  устья, считая, что этот метод еще  не вышел из опытной стадии или  же что он применим только для отдельных  изолированных скважин.

Под водой устьевое оборудование устанавливают на устьях отдельных вертикально пробуренных  скважин или на устьях направленных скважин, пробуренных на ограниченной площади кустом.

Для управления устьевым оборудованием и манифольдными  камерами применяются гидравлические или электрогидравлические системы. Управление каждой задвижкой осуществляется либо по отдельным линиям, идущим с обслуживающего судна, либо через единый распределительный блок.

Различают две системы подводной установки оборудования:

§  с открытым расположением оборудования устья под водой;

§  и с закрытым оборудованием— «сухим» (атмосферным).

В системах открытого  типа все устьевое оборудование находится под гидростатическим давлением, соответствующим глубине моря. В системах закрытого типа устьевое оборудование устанавливают в специальных погружных камерах, внутри которых сохраняется либо атмосферное, либо слегка повышенное давление. Системы с открытым расположением оборудования получили значительно большее распространение, чем системы «сухого» типа. Монтаж, техническое обслуживание и ремонт оборудования открытых систем проводится манипуляторами или водолазами, а в закрытых системах — в атмосферных камерах, где операторы работают в обычной одежде. Арматура для установки на подводное устье скважины отличается от обычного как размерами, так и конструктивным решением.