CC BY
44ОСВОЕНИЕ ШЕЛЬФОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КАРСКОГО МОРЯ
УДК б22.279.5(211)+б22.2797б.04
С.А. Скрылев, к.г-м.н., ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, РФ)
A.B. Кустышев, д.т.н., ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, РФ), [email protected]
A.B. Немков, ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, РФ), [email protected]
С.Г. Кочетов, ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, РФ), [email protected]
Р.П. Гресько, ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, РФ), [email protected]
A.B. Красовский, к.т.н., ООО «Газпром проектирование» (Тюмень, РФ),
В настоящее время газодобывающие предприятия рассматривают возможности ввода в разработку перспективных месторождений, расположенных в морских акваториях. Подход к их освоению принципиально отличается от разработки месторождений, размещенных на берегу. При бурении скважин и строительстве необходимой в процессе добычи инфраструктуры необходимо дополнительно учитывать местные климатические особенности. В их числе - небольшая продолжительность навигационного периода, ограничивающая время строительства и бурения в экваториальной части; влияние низких температур на сооружения и оборудование в комплексе со сложной ледовой обстановкой в районе работ. Сравнительно небольшая глубина моря, в свою очередь, накладываетограничения на использование вспомогательной техники и плавучих средств. Существуют и многие другие факторы, которые необходимоучитывать. В статье рассматривается один из способов решения означенных проблем в ходе освоения шельфовых месторождений, включая арктическую зону, - бурение многозабойных интеллектуальных скважин с берега в направлении газовой залежи.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ДОБЫЧА ГАЗА, ЗАПОЛЯРНЫЕ ШЕЛЬФОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ГОРИЗОНТАЛЬНО НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ, БЕРЕГОВАЯ МНОГОЗАБОЙНАЯ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНАЯ ГАЗОВАЯ СКВАЖИНА.
Skrylev S.A., c.G -M.S., TyumenNllgiprogaz LLC (Tyumen, RF)
Kustyshev A.V., D.T.S. TyumenNllgiprogaz LLC (Tyumen, RF), [email protected]
Nemkov A.V.,TyumenNllgiprogaz LLC (Tyumen, RF), [email protected]
Kochetov S.G.,TyumenNllgiprogaz LLC (Tyumen, RF), [email protected]
Gresko R.P., TyumenNllgiprogaz LLC (Tyumen, RF), [email protected]
Krasovsky A.V., C.T.S., Gazprom proektirovanie LLC (Tyumen, RF), [email protected]
Development of offshore fields under the Kara sea
Today oiland gas companies are considering bringing into the development of the promising fields of the offshore zones. The development approach of the fields is absolutely different from the onshore fields' development. The climate conditions of the region shall also be considered i.e. short duration of the navigation season which limits the period of drilling and construction in the sea area; influence of low temperatures on the constructions and equipment together with the complicated ice conditions of the operations area; rather shallow sea depth, which impose restrictions on the use oF auxiliary and floating equipment and many others. Thus various developmentsystems and engineering solutions for offshore fields' development including arctic zones by drilling of multi-hole intellectual wells from the onshore towards the gas reservoir are considered in the paper.
KEY WORDS: NATURAL GAS PRODUCTION, GAS FIELDS OF THE POLAR OFFSHORE ZONES, HORIZONTAL INCLINED DRILLING, ONSHORE MULTILATERAL INTELLECTUAL GASWELL.
Акватории Обской и Тазовской губ Карского моря рассматриваются ПАО «Газпром» как один из приоритетных и перспективных районов арктического шельфа для добычи углеводородов [1, 2, 3].
Основными объектами освоения для создания нового газодобывающего центра в регионе являются открытые месторождения, расположенные в акваториях: Северо-Каменномысское, Каменномысское-море, Обское, Семаковское, Антипаютинское и Тота-Яхинское. Все они расположены на территории Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области Российской Федерации.
Глубины моря в данном районе изменяются от 3,0 до 16,8 м относительно наинизшего теоретического уровня. Рельеф дна в большей части представляет собой ровную пологонаклонную поверхность. Углы наклона поверхности дна в целом невелики и в среднем не превышают 0,5°.
В мелководной части акватории с глубинами моря 5-7 м экзарационные (бороздовые) формы имеют незначительное распространение и небольшие размеры. Количество наиболее выраженных борозд (длиной до 150 м и шириной до 10 м) со-
ставляет не более пяти на 1 км2. Их направление-субширотное, глубина в среднем не превышает 20 см.
На участках с глубинами моря от 8 до 11 м бороздовый рельеф выражен наиболее интенсивно. Отдельные борозды ледового выпахивания (килями торосистых образований) имеют длину более 1 км и ширину от 20 до 80 м.
Ледовые условия в Обской и Тазовской губах тесно связаны с атмосферными процессами, в первую очередь с режимами ветра и температуры. Большую часть года губы покрыты льдом.
Окончательное замерзание (установление ледяного покрова) в этой части моря наступает приблизительно в первых числах ноября при достижении у бе -pera молодым льдом толщины 25-30 см. В зимний период губы покрыты неподвижным ледяным покровом (припаем). Он достигает максимального развития в апреле - мае. Продолжительность ледового периода в году может достигать 300 дней.
Мощность ровного льда к концу мая в среднем составляет 140-170 см. У берегов она обычно несколько больше, чем по осевой линии акватории. На расстоянии 2,5-3,0 км от берега мощность ровного льда в конце зимы на 15-20 % меньше, чем у берега. Торосистость припая составляет в среднем 1-2 балла. Характерными являются большая пространственная неравномерность ледяного покрова и большой размах многолетних экстремальных значений толщины льда.
Максимальная продолжительность навигационного периода в Обско-Тазовском регионе -с июня по ноябрь. Характеристики его продолжительности приведены в табл. 1.
Продолжительность периода со среднесуточной температурой ниже О °С за год составляет 255 дней. При этом расчетная температура наиболее холодной пятидневки равна -43 °С, а сред -няя температура наиболее холодных суток составляет-46 0С.
Таблица 1. Продолжительность и сроки навигационного периода (месяцы)
Максимальная продолжительность: июнь-октябрь 5
Минимальная продолжительность: июль-сентябрь 3
Средняя продолжительность: июль-октябрь 4
Таблица 2. Среднемесячные и экстремальные значения температуры воздуха по данным ГМС «Новый Порт» в период наблюдений 1924-1981 гг.
Месяцы I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Год
Средняя -24,1 -24,8 -21,8 -12,9 -5,2 3,2 11,0 10,0 4,7 -5,1 -15,4 -21,6 -8,5
Абс. макс. 0 1 2 5 17 30 30 26 20 14 3 2 30
Абс. миним. -51 -48 -45 -38 -29 -13 -1 -2 -10 -30 -41 -48 -51
Абсолютный минимум температуры воздуха в районе гидрометеорологической станции (ГМС) «Мыс Каменный» составил -55 °С, а в районе пос. Новый Порт-51 °С. Среднегодовые минимальные температуры воздуха отмечаются в декабре-марте. Абсолютный максимум температуры воздуха в районе ГМС «Мыс Каменный» составил 26 °С, в районе пос. Новый Порт 30 °С.
В табл. 2 приведена среднесуточная температура воздуха (район ГМС «Новый Порт») в период наблюдений с 1924 по 1981 г.
Дно Обской и Тазовской губ сложено современными аллюви-ально-морскими и лагунно-мор-
скими осадками (верхний слой), а также погребенными древнеал-лювиальными осадками (нижний слой). На глубинах до 5 м грунто-вый разрез сверху представлен тонким, реже мелким песком с включениями гравия и гальки. Мощностьэтого слоя 1-4 м, под ним залегает горизонт иловатой супеси с растительными осадками мощностью более 2 м. На глубинах 6-8 м пески выклиниваются и замещаются иловатыми супесями и суглинками.
На рис. 1 представлена схема распределения донных осадков.
Высокоширотное положение района работ, наряду ссуровым арктическим климатом, определяет широкое распростране-
ние многолетнемерзлых пород (ММП). Мерзлые породы развиты как на побережье Обской и Тазовской губ, так и в прибреж-ныхучастках акватории. Неоднородность мерзлотно-геологиче-ской обстановки, обусловленная разнообразием природных условий в плейстоцене, а также значительные криогенные и посткриогенные преобразования отложений в современный период определяют геокриологические условия района работ как сложные.
Распространение ММП на берегах носит сплошной характер. Мерзлые породы развиты на всех геоморфологических уровнях, от лайд и низких пойм рек до террас. ММП залегают непосредственно с поверхности, ниже слоя сезонного про-таивания, что позволяет бурение скважин с берега под дно моря. В пределах сухопутных районов мощность ММП может составлять 200-350 м. На лайдах она может понижаться до 150-200 м. В прирусловых частях, впадающих в губу рек, мощность ММП сокращается до 40-50 м (рис. 2).
Поэтому при разработке шель-фовых месторождений, находящихся в акватории Обской и Тазовской губ, необходимоучи-тывать суровые климатические условия рассматриваемого региона.
В настоящее время эксплуатация газовых скважин в процессе разработки морских и шельфовых месторождений осуществляется как с морских платформ либо в подводном исполнении [2,4], так и с морского берега путем бурения наклонных скважин [5, 6].
Для вскрытия морского арктического месторождения чаще
Рис. 1. Схема распространения типов донных осадков в средней части Обской и Тазовской губ: 1 - пески, 2 - илистый песок, 3-ил
ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ОСВОЕНИЕ ШЕЛЬФА
№ 10 | 744 | 2016 г.
Область устойчивых многолетнемерзлых пород (ММП) Область многолетнемерзлых и талых пород Область устойчивых талых пород
ММП сливающегося типа ММП несливающегося ММП с погруженной типа,перелетки кровлей Сквозной талик
Субэральные ММП Субаквальные ММП
Коренной берег, лайда, пляж Мелководье Подводный береговой склон
Рис. 2. Принципиальная схема распространения многолетнемерзлых и талых грунтов под дном Обской губы близ мыса Каменного
всего используется система, содержащая вертикальный шахтный ствол, проложенный на глубину, равную расстоянию от поверхности суши до положения границ ММП. Со дна шахтного ствола пробуривается наклонно направленная скважина или кусттаких скважин до вскрытия месторождения углеводородов сустановкой колонны труб, подключенной к магистральному трубопроводу [7]. Такая система вскрытия обеспечивает безаварийную добычу углеводородов, находящихся ниже дна моря. Однако она имеет существенный недостаток - не обеспечивается достаточная зона дрени-рования продуктивного пласта или залежи.
Для разработки шельфового месторождения иногда применяется система, содержащая основную скважину, пробуренную с береговой зоны с большим от-
клонением забоя от вертикали на кровле пласта и коротким горизонтальным участком в продуктивном пласте, и вспомо-гательные скважины, пробуренные с небольшим отклонением стволов от вертикали на кровле пласта и длинными горизонтальными стволами по пласту [8]. Стволы вспомогательных скважин направлены в сторону забоя и максимально приближены к нему. Верхняя часть основной колонны скважины оснащена техническими колоннами и размещенной в них эксплуатационной колонной, оснащенной хвостовиком-фильтром. Для эксплуатации скважина оборудована лифтовой колонной, через которую производят добычу газа из всех стволов. Обеспечивается увеличение отклонения боковых стволов от забоя основного ство-ла. Причиной, препятствующей широкому использованиютакой
системы, является то, что для увеличения зоны дренирования продуктивного пласта дополнительно сооружают вспомогательные скважины, в связи с этим требуются большие затраты на бурение, сроки строительства. При этом металлоемкая верхняя часть вспомогательных скважин не используется при эксплуатации, что является техническим недостатком данного решения.
Чаще всего для эксплуатации в зоне ММП применяется конструкция многозабойной скважины. Она содержит основной и боковые стволы, а также лифтовую колонну. В интервале ниже ММП лифтовая колонна снабжена приустьевым клапа-ном-отсекателем. А в интервале выше верхнего бокового ствола -компенсатором температурных изменений длины, циркуляционным клапаном и трубой с полированным наконечником. В интервалах напротив входных отверстий боковых стволов лифтовая колонна оснащается узлами миниатюрных окон с раз -мещенными над ними эксплуатационными пакерами с посадочными ниппелями, а под ними -защелочными соединениями. В интервалах между боковыми стволами и ниже нижнего бокового ствола она же снабжается трубами с установленными на башмаках нижних труб полированными наконечниками [9]. Недостатком такой конструкции служит отсутствие возможности оперативного получения информации о пластовом давлении в продуктивном пласте и температуре в режиме реального времени.
Поэтому для разработки многопластовых нефтегазо-конденсатных месторождений как на суше, так и в акватории предпочтительнее использовать систему, содержащую добывающую, нагнетательную скважины, датчики давления и расхода на устьях нагнетательной и добывающей скважин [10].
ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ОСВОЕНИЕ ШЕЛЬФА
№10|744| 2016 г.
ны оснащена техническими колоннами и размещенной в них эксплуатационной колонной. Для эксплуатации скважина оборудована составной лифтовой колонной. Вертикальный участок основного ствола проложен до уровня дна моря, наклонно направленный участок основного стола выполнен с отклонением от вертикали в диапазоне до 80°, а горизонтальный участок проложен под дном моря с дли -ной, обеспечивающей вскрытие продуктивного пласта залежи шельфового месторождения в требуемой проектной точке. Он выполнен с окончанием, проложенным вдоль продольной оси залежи шельфового месторождения в горизонтальном направлении параллельно кровле продуктивного пласта, перпендикулярно горизонтальному участку и выше газоводяного контакта. При этом в основном стволе передуказанным оконча-нием выполнено входное отверстие, через которое по тому же продуктивному пласту проложен
Нагнетательная и добывающая скважины обсажены колонной. Имеют открытую (перфорированную) часть ствола в заданных интервалах геологического разреза, герметизированныеустья и оснащены противовыбросо-вым оборудованием. Основной ствол нагнетательной скважины ниже водонефтяного контакта выполнен с зарезкой ряда боковых горизонтальных стволов или дополнительными перфорационными отверстиями. Обеспечивается увеличение конечной газонефтеотдачи продуктивных пластов-коллекторов многопластового нефтегазоконденсатно-го месторождения за счетуправ-ления процессом вытеснения углеводородного сырья. Основным недостатком этой системы является то, что увеличиваются затраты на сооружение в ней дополнительной нагнетательной скважины, строительство которой приведет к увеличению площади кустовой площадки и к более обширному загрязнению морской акватории.
В связи с этим лучшим вариантом разработки шельфовых месторождений считается использование береговой многозабойной интеллектуальной газовой скважины, позволяющей дистанционно управлять ее работой и оперативно получать информацию о пластовом давлении и температуре в реальном времени, не дожидаясь абразивного износа скважинного оборудования. Такая конструкция позволяет дополнительно повы-ситьэффективность разработки за счетувеличения зоны дренирования продуктивного пласта и сокращения периода выработки запасов газа из шельфового месторождения.
Береговая многозабойная интеллектуальная газовая скважина [11] представляет собой пробуренный с береговой зоны основной ствол с вертикальным, наклонно направленным участками и горизонтальным участком, оканчивающимся в продуктивном пласте. Верхняя часть основного ствола скважи-
ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ОСВОЕНИЕ ШЕЛЬФА
№ 10 1 744 I 2016 г.
горизонтально боковой ствол, направленный в диаметрально противоположном направлении от окончания горизонтального участка основного ствола. Указанная эксплуатационная колонна оснащена эксплуатационным хвостовиком, проложенным в горизонтальном участке основного ствола скважины. Диаметр эксплуатационной колонны выбран сучетом размещения в ней приустьевого клапана-отсекате -ля, а указанное окончание горизонтального участка основного ствола и боковой ствол оснаще-ны хвостовиками-фильтрами. Составная лифтовая колонна снабжена подземным скважин-ным оборудованием. При этом скважина оснащена расположенными в окончании горизонталь -ного участка основного ствола и в боковом стволе расходомерами и скважинными камерами с датчиком давления и температуры, а фонтанная арматура, размещенная на колонной головке скважины, снабжена исполнительными механизмами управления работой скважины. Такая конструкция скважины обеспечивает увеличение зоны дренирования продуктивного пласта. Это происходит потому, что боковой ствол расположен в том же продуктивном пласте, что и горизонтальный участок основного стола. При этом они симме-трично развернуты относительно друг друга, что увеличивает длину общего ствола и площади взаимодействия. При этом все конструктивные элементы скважины сочленены между собой и составляют единую конструкцию, обеспечивающую заявленные характеристики. Оснащение скважины расходомерами, датчиками давления,температуры и их расположение непосредственно в продуктивном пласте обеспечивают возможность дистанционного управления процессом добычи с оперативным получением информации о расходах газа, пластовом дав-
Рис. 3. Принципиальная схема освоения шельфа Тазовской губы береговыми интеллектуальными многозабойными скважинами (месторождение Каменномыское-море)
лении и температуре в режиме реального времени во всех ство-лах: основном и боковом.
На рис. 3 схематично представлена конструкция береговой многозабойной интеллектуальной газовой скважины для разработки и эксплуатации шельфо-вого месторождения в процессе добычи углеводородов. На рис. 4 отдельно рассматривается горизонтальный участок основного ствола скважины с окончанием и боковым стволом (вид сверху).
Изображенные на рис. 3 детали береговой многозабойной интеллектуальной газовой скважины - это проложенный с берега основной ствол 1 с вертикальным участком 2, в котором расположены технические колонны: направление 3, кондуктор 4 и эксплуатационная колонна 5. Направление 3 спущено на глубину, перекрывающую зону горных пород, склонных кобвалам, кондуктор 4 спущен до глубины,
перекрывающей зону ММП 6, а эксплуатационная колонна 5 -до глубины, соответствующей отметке уровня дна 7 моря 8.
В нижней части эксплуатационной колонны 5 в вертикальном участке 2 основного ствола 1 с помощью устройства 9 подвешен эксплуатационный хвостовик 10, расположенный в наклонно направленном участке 11 (выполнен с радиусом кривизны й= 2-11°/м до 80°) и в горизонтальном участке 12, вскрывающем продуктивный пласт 13.
Горизонтальный участок 12 проложен с берега 14 под дном 7 моря 8, в требуемой проектной точке практически под перпендикулярным углом до 80° к вертикальной оси основного ствола 1 (эксплуатационной колонны 5).
Горизонтальный участок 12 выполнен сокончанием 15, про -ложенным вдоль продольной оси 16 продуктивного пласта 13
КАРСКОЕ МОРЕ СВОЕ НАЗВАНИЕ ПОЛУЧИЛО ОТ ОДНОИМЕННОГО ЗАЛИВА (НЫНЕ БАЙДАРАЦКАЯ ГУБА) И ВПАДАЮЩЕЙ В НЕГО РЕКИ КАРЫ. NOTA
(БЕЛОВ М.И. АРКТИЧЕСКОЕ МОРЕПЛАВАНИЕ С ДРЕВНЕЙШИХ ВРЕМЁН BENE
ДО СЕРЕДИНЫ XIX ВЕКА. - М.: МОРСКОЙ ТРАНСПОРТ, 1956)
Рис. 4. Узел разветвления лифтовой колонны Тазовской губы
говой скважины при освоении шельфа
залежи шельфового месторождения в горизонтальном направлении параллельно кровле 17 продуктивного пласта 13, перпендикулярно горизонтальному участку 12 и выше газоводяного контакта (ГВК) 18.
Перед окончанием 15 в основном стволе 1 выполнено входное отверстие 19, через которое по тому же продуктивному пласту 13 проложен горизонтально боковой ствол 20, направленный по тому же продуктивному пласту 13 в диаметрально противоположном направлении отокончания 15 горизонтального участка 12 основного ствола 1.
К эксплуатационному хвостовику 10 присоединен хвостовик-фильтр 21 основного ствола 1, подвешенный к нему с помощью устройства 22 (меньшего типоразмера, чем подвесное
устройство 9) и расположенный в окончании 15.
Боковой ствол 20 оборудован хвостовиком-фильтром 23, диаметр которого равен диаметру составной лифтовой колонны 24, расположенной в основном стволе 1 и хвостовике-фильтре основного ствола 1. Хвостовик-фильтр 23 бокового ствола 20 в месте соединения бокового ствола 20 с основным стволом 1 зацементирован, образуя герметичное соединение.
В эксплуатационной колонне 5 и эксплуатационном хвостовике 10 размещена составная лифтовая колонна 24, снабженная подземным оборудованием. Диаметр эксплуатационной колонны 5 выбран с учетом размещения в ней приустьевого клапана-отсекателя 25, размещенного в составной лифто-
вой колонне 24. Приустьевой клапан 25 имеет большой наружный диаметр. Эксплуатационный хвостовик 10 имеет меньший диаметр, нежели эксплуатационная колонна 5, в целях сокращения металлоемкости конструкции скважины. По этой же причине уменьшен и диаметр хвостовика-фильтра 21 основного ствола 1. Приустьевой клапан-отсекатель 25 расположен на глубине ниже подошвы мерзлых пород 6 и соединен с находящейся на поверхности станцией управления (на рис. 3 не показана).
В интервале горизонтального участка 12 (рис. 4) эксплуатационного хвостовика 10 в составной лифтовой колонне 24 размещены: циркуляционный клапан 26 для создания циркуляции между трубным и затрубным пространствами скважины, телескопическое соединение 27, предназначенное для регулирования длины верхней части составной лифтовой колонны 24 при ее растяжении или сжатии, разъединитель колонны 28, предназначенный для отделения верхней части составной лифтовой колонны 24 от эксплуатационного пакера 29 и извлечение ее на поверхность без извлечения данного пакера из скважины. Под эксплуатационным паке-ром 29 расположены верхний посадочный ниппель 30. Верхний полированный наконечник (не показан) плотно входит в нижнюю часть составной лифтовой колонны 24, представляющую собой узел миниатюрного окна, включающий окно 31 с верхним патрубком 32, под которым расположены: разделительный пакер 33, защелочное соединение 34, нижний посадочный ниппель 35. В окончании 15 горизонтального участка 12 основного ствола 1 в составной лифтовой колонне 24 расположена секция внутрискважинного мониторинга, включающая расходомер 36, 35 и скважинную камеру 37, 36,
с размещенным в ней датчиком давления и температуры, и подпакерный хвостовик 38 с полированным наконечником (не показан), плотно входящим в патрубок 39 хвостовика-фильтра 21 основного ствола 1, созда-вая из верхней и нижней частей составной лифтовой колонны 24 и хвостовика-фильтра 21 основ -ного ствола 1 единую конструкцию для добычи газа из продуктивного пласта 13.
Аналогичная секция внутри-скважинного мониторинга, включающая расходомер 40 и скважинную камеру 41 с размещенным в ней скважинным датчиком давления и температуры расположена и в хвостовике-фильтре 23 бокового ствола 20.
Расходомеры 36,40 и скважин -ные камеры 37, 41 выполнены с возможностью встраивания (например, посредством муфт и резьбовых соединений) в трубы, соответственно, лифтовой колонны 24 и хвостовика-фильтра 23 бокового ствола 20. Сква-жинные расходомеры 36, 40 и скважинные камеры 37, 41 выполнены с возможностью передачи информации на дневную поверхность в режиме реаль-
ного времени. Они соединены с блоком сбора данных (на рис. Зи4не показан), размещенном на устье скважины посредством погружного оптоволоконного кабеля (не показан), который проложен вдоль составной лифтовой колонны 24 по ее наружной поверхности и проходит через сквозные отверстия, выполненные эксцентрично в эксплуатационном и разделительном пакерах. Приустьевой клапан-отсекатель 25 соединен с устьем скважины с помощью линииуправления (не показана), проложенной вдоль составной лифтовой колонны 24 аналогичным способом.
На устье скважины размещена колонная головка 42, на ко -торой смонтирована фонтанная арматура, включающая трубную головку и фонтанную елку с дистанционно управляемыми задвижками, исполнительные механизмы которых связаны со станцией управления.
Монтажный алгоритм береговой многозабойной интеллектуальной газовой скважины пред -ставлен на рис. 4.
В устье скважины, располо-женной на берегу 14, последова-
тельно бурят основной ствол 1 с вертикальным 2, наклонно направленным 11 и горизонтальным 12 участками, а также боковой ствол 20.
В пробуренный основной ствол 1 спускают последовательно: направление 3, кондуктор 4, эксплуатационную колонну 5, которую подвешивают на клиновой подвеске колонной головки 42. В эксплуатационную колонну 5 спускают эксплуатационный хвостовик 10, подвешивают его в нижней части эксплуатационной колонны 5 с помощью подвесного устройства 9. В эксплуатационный хвостовик 10 спускают хвостовик-фильтр 21 основного ствола 1, подвешивают его в нижней части эксплуатационного хвостовика 10 с помощью подвесного устройства 22 меньшего типоразмера.
В пробуренный боковой ствол 20 спускают хвостовик-фильтр 23 меньшего диаметра и размещают его напротив входного отверстия 19 бокового ствола 20.
Во внутреннюю полость эксплуатационного хвостовика 10 спускают и размещают напротив входного отверстия 19 бокового ствола 20 нижнюю часть
ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ОСВОЕНИЕ ШЕЛЬФА
№ 10 | 744 | 2016 г.
ПО ВЕРСИИ ИЗВЕСТНОГО ПОЛЯРНОГО ИССЛЕДОВАТЕЛЯ И ОКЕАНОЛОГА ВЛАДИМИРА ВИЗЕ, НАЗВАНИЕ РЕКИ КАРЫ ПРОИСХОДИТ ОТ НЕНЕЦКОГО СЛОВА «ХАРЕ», ОЗНАЧАЮЩЕГО ТОРОСИСТЫЙ ЛЕД.
составной лифтовой колонны 24, соединяют подпакерный хвостовик с нижним патрубкомхво -стовика-фильтра 21 основного ствола 1. Миниатюрное окно 31 размещают напротив входного отверстия 19 бокового ствола 20, фиксируют это положение заще-лочным соединением 34. Разде-лительный пакер 33 приводят в рабочее положение спуском в нижний посадочный ниппель 35 меньшего диаметра глухой пробки меньшеготипоразмера (не показана), герметично разобщая за -трубное пространство скважины ниже бокового отверстия 19 от еетрубного пространства.
Во внутренние полости эксплуатационной колонны 5 и эксплуатационного хвостовика 10 спускают верхнюю часть состав -ной лифтовой колонны 24, оборудованную приустьевым кла-паном-отсекателем 25 с линией управления, циркуляционным клапаном 26, телескопическим соединением 27, разъединителем колонны 28, эксплуатационным пакером 29, верхним посадочным ниппелем 30 и полированным наконечником (не показан). Соединяют его с верхним патрубком 32 нижней части лифтовой колонны 24, представляющей собой узел миниатюрного окна.
На трубной головке монтиру-ютфонтанную елку. В составную лифтовую колонну 24 сбрасывают шарик, перекрывающий ее внутреннее пространство, или в верхний посадочный ниппель 30 спускают глухую пробку (не показана) и созданием давления жидкости осуществляютзапаке-ровку эксплуатационного паке-ра 29. При этом уплотнительные элементы эксплуатационного па-кера 29 герметично перекроют за-трубное пространство скважины между верхней частью составной
лифтовой колонны 24 и эксплуа-тационнымхвостовиком 10.
Далее скважину осваивают и вводят в эксплуатацию, осуществляя подъем добываемого газа по составной лифтовой колонне 24 из основного 1 и бокового 20 стволов на поверхность. При этом газ из бокового ствола 20 поступает в составную лифтовую колонну 24 через миниатюрное окно 31.Величины расхода газа из продуктивного пласта в окончании 15 горизонтального участка 12 основного ствола 1 и в боковом стволе 20 определяют, соответственно, с помощью расходомеров 36 и 40, расположенных непосредственно в продуктивном пласте 13.
В случае возникновения аварийных ситуаций (межколонные газопроявления, выброс газа, открытый фонтан и пожар) приустьевой клапан-отсекатель 25 закрывают, перекрывая составную лифтовую колонну 24, предотвращая поступление газа из продуктивного пласта 13. При необходимости можно извлечь из скважины верхнюю часть составной лифтовой колонны 24 без эксплуатационного пакера 29 и нижней части составной лифто-вой колонны 24 посредством ее разъединения вузле 28.
Предлагаемая конструкция может быть реализована в следующей комплектации.
Береговая многозабойная интеллектуальная газовая скважина имеет направление диаметром 660 мм, кондуктор диаметром 508 мм и эксплуатационную колонну диаметром 340 мм. К нижней части эксплуатационной колонны с помощью подвесного устройства ПХЦ 340/245 подвешен эксплуатационный хвостовик диаметром 245 мм, в нижней части которого, в свою оче-
редь, посредством подвесного устройства ПХЦ 245/168 подвешен хвостовик-фильтр диаметром 168 мм сфильтром ФС-168. В боковом стволе размещен хвостовик-фильтр диаметром 146 мм. В эксплуатационной колонне размещена составная лифтовая колонна диаметром 168 мм. Верхняя часть составной лифтовой колонны подвешена в фонтанной арматуре АФ6Д-150(180)/100х21, установленной на колонной головке ОКК1-210-508x340 К1 ХЛ.
Верхняя часть составной лиф -товой колонны оборудована в верхней части приустьевым клапаном-отсекателем типа КОУ-168, циркуляционным клапаном ЦК-168, телескопическим соединением ТС-168, разъединителем колонны РК-168, эксплуатационным пакером типоразмера 168/245, верхним посадочным ниппелем НП-168 и верхним полированным наконечник.
В нижней части составная лифтовая колонна оборудована миниатюрным окном с соединительным патрубком, разделительным пакером, заще-лочным соединением, нижним посадочным ниппелем НП-168 и подпакерным хвостовиком из труб диаметром 168 мм с нижним полированным наконечником.
Скважинная камера КС-168 содержит средства измерения в виде датчика давления и температуры. Расходомер может быть также выполнен по патенту Ри 2346154.
Предлагаемая конструкция береговой многозабойной скважины позволит повысить ее производительность и увеличить добычу газа за счет расширения зоны дренирования продуктивного пласта, а также снизить затраты на ее обслужи -вание за счет сокращения периода выработки запасов газа из месторождения. За счет наличия секций внутрискважинного мониторинга, расположенных непосредственно в продуктив-
NOTA BENE
ном пласте, повышается информативность о добыче газа из основного и бокового стволов, что позволяет оперативно регулировать технологический режим работы скважины, увеличивая или снижая дебит скважины из бокового или основного ствола. Заявляемое конструк-
тивное выполнение скважины обеспечивает надежную работу за счет обеспечения возможности оперативного реагирования и управления задвижками фонтанной арматуры и приустьевым клапаном-отсекателем. В случае необходимости (аварийной ситуации, прорыва газа,
пожара) возможно дистанционное закрытие приустьевого клапана-отсекателя. Кроме того, возможен подъем верхней части составной лифтовой колонны без извлечения эксплуатационного пакера, а также нижней части составной лифто-вой колонны. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. МастепановА. Шельф-энергетический плацдарм Х1века// Нефтегазовая вертикаль. -1999.-№7.
2. Золотухин А.Б., Гудместад O.T., ЕрмаковА.И. ид р. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений вАрктике:учеб. пособие. -М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУнефти игазаим.И.М. Губкина, 2000.-700С.
3. Освоение ресурсов нефти игаза российского шельфа: Арктика и Дальний Восток//Сб.докл. IV Международной конф. ROOGD-2012 (10-11 октября 2012 г.). - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013.-500С.
4. Проектирование обустройства морских нефтегазовых месторождений. - М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2005. -496 с.
5. Справочник бурового мастера: уч.-практ. пособие/ Под общ. ред. В.П. Овчинникова, С.И. Грачева, A.A. Фролова. - М.: Инфра-Инженерия, 2006. - Т. 2,- 608 с.
6. Кузнецов В.Г., Лаврентьев Ю.В., Казанцев А.Е. и др. Особенности бурения скважин на шельфе: учеб. пособие/ Под общ. ред. В.Г. Кузнецова. - Тюмень: ТюмГНГУ,2013.-80с.
7. Патент 2448232 РФ. Е21В 7/12. Способ вскрытия морского арктического месторождения углеводородов/A.B. Корчак, Ю.В. Бубис (РФ). № 2010147845, заяв. 24.11.10;опубл. 20.04.12, бюл. № 11.
8. Патент 2456426 РФ. Е21В 7/04. Способ сооружения многозабойной скважины / В.А. Сехниашвили, В.Ф. Штоль, С.А. Скрылев и др. (РФ). № 2011104314, заяв. 07.02.11;опубл. 20.07.12, бюл. № 20.
9. Патент 2379496 РФ. Е21В 43/24. Конструкция многозабойной скважины для эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород/ Г.В. Крылов, A.B. Кустышев, H.A. Гафаров и др. (РФ). № 2008129254, заяв. 16.07.08; опубл. 20.01.10,бюл.2.
10. Патент 2283426 РФ. Способ разработки нефтегазовых месторождений/В.Н. Рукавицын, Н.Д. Цхадая, Я.В. Рукавицынидр. (РФ). № 2004137720, заяв. 23.12.04; опубл. 10.09.06, бюл. № 25.
11. Конструкция береговой многозабойной интеллектуальной газовой скважины для разработки шельфового месторождения/ С.А. Скрылев,А.В. Красовский, A.B. Немков, A.B. Кустышев, С.Г. Кочетов, Р.П. Гресько. №2015100605,заяв. 12.01.15; положительное решение 15.01.16.
REFERENCES
1. MastepanovA. Offshore - Power base ofXI century //Oil and gas vertical. 1999. № 7. (Shelf-energenitesky platzdarm XI veka // Neftegazovaya vertikal. 1999. No. 7.)
2. ZolotukhinA.B., Gudmestad O.T., ErmakovA.I. etc. Fundamentals ofoffshoreoilandgasfields development and construction ofoffshore facilities in theArctic regions: Text book. M.: Publisher «Oiland Gas» Russian State University ofOilandGas named after I.M.Gubkin,2000. (Zokotukhin A.B., Gudmestad O.T., ErmakovA.I. i dr.Osnovy razrabotki shelfovikh neftegazovykh mestorozhdeniy i stroitelstvo morskikh sooruzheniyvArktike/ uchebnoe posobie. M.: Izdatelstvo «Neft i gaz» RGU nefti i gaza imeni I.M. Gubkina, 2000.), p. 700.
3. Development ofoil and gas offshore resources of Russian: the Arctic and Far East Regions: Book ofAbstracts. IV International Conference ROOGD-2012 (October 10-11,2012). M.: Gazprom VNIIGAZ, 2013. (Osvoenie resursovnefti i gaza rossiyskogo shelfa: Arktika i DalnyVostok: sbornik dokladov IV Mezhdunarodnoykonferentsii ROOGD-2012(10-11 okryabrya 2012). M.: Gazprom VNIIGAZ, 2013.), p. 500.
4. Engineering ofoffshore oilandgas fields development. M.: TsentrLitNefteGaz LLC,2005. (Proektirovanie obustroystva morskikh neftegazovykh mestorozhdeniy. M.: LLC TsentrLitNefteGaz, 2005.) p. 496.
5. Drilling engineer handbook: workbook/underthegeneraleditorshipofV.P. Ovchinnikov, S.I. Grachev, A.A. Frolov. M.: Publisher Infra-Inzheneriya, 2006.V.2. (Spravochnik burovogo mastera: uchebnoe prakticheskoe posobie/pod obchey redaktsiey V.P Ovchinnikova, S.I. Gracheva, A.A. Frolova. M.: Izdatelstvo Infra-lnzheneriya, 2006. T. 2.) p. 608.
6. KuznetsovV.G., LavrentievYu.V., KazantsevA. E. etc. Peculiars ofoffshore wells drilling: textbook/underthegeneraleditorshipofV.G. Kuznetsov. Tyumen: Tyumen Oiland Gas University, 2013. (KuznetsovV.G., LavrentievYu.V., KazantsevA.E. i dr. Osobennosti bureniya skvazhin na shelfe: uchebnoe posobie/ pod obshey redaktsiey V. G. Kuznetsova. Tyumen: Tyumensky neftegazovy universitet, 2013),p.80.
7. Patent 2448232 RF. E21 B7/12.Adevelopmentapproachofthearctichydrocarbon field /A.V. Korchak,Yu.V. Bubis(RF). No. 2010147845, patent application 24.11.10; published on 20.04.12, bulletin No.11. (Patent 2448232 RF. E21 V7/12. Sposob vskrytiya morskogo arkticheskogo mestorozhdeniya uglevodorodov/A.V. Korchak, Yu.V. Bubis (RF). No. 2010147845, zayavka 24.11.10; opublikovana 20.04.12, byulleten No. 11.)
8. Patent 2456426 RF E 21 B 7/04. Construction ofa multilateral well/V.A. Sekhniashvili, V.F. Shtol, S.A. Skrylevetc. (RF). No. 2011104314, patent application as of07.02.11;published on 20.07.12, bulletin No. 20. (Patent 2456426 RF. E21 V7/04. Sposob sooruzheniya mnogozaboynoy skvazhiny/V.A. Sekhniashvili,V.F. Shtol.S.A. Skrylevetc. (RF). No. 2011104314, zayavka 07.02.11;opublikovana 20.07.12, byulleten No. 20.)
9. Patent 2379496 RF. E21 B 43/24. Construction ofa multilateral well for operation inthezone of permafrost rocks/G.V. Krylov, A.V. Kustyshev, N.A. Gafarov [etc.] (RF). No2008129254, patentapplicationas of16.07.08; publishedon 20.01.10, bulletin 2. (Patent2379496 RF. E21 B43/24. Konstruktsiya mnogozaboynoy skvazhiny dlya ekspluatatsii vzone mnogoletnemerzlykh porod/G.V. Krylov, A.V. Kustyshev, N.A. Gafarovetc. (RF). No. 2008129254, zayvka 16.07.08; opublikovana 20.01.10, byulleten 2.)
10. Patent 2283426 RF. Oiland gas field'sdevelopment method/V.N. Rukavitsin, N.D. Tskhadaya, Ya.V. Rukavitsin etc. (RF). No. 2004137720, patent applicationasof23.12.04; published on 10.09.06, bulletin No. 25. (Patent 2283426 RF. Sposob razrabotki neftegazovykh mestorozhdeniy/
V.N. Rukavitsin, N.D. Tskhadaya, Ya.V. Rukavitsin i dr. (RF). No. 2004137720, zayavka 23.12.04; opublikovana 10.09.06, byulleten No. 25.)
11. The construction ofan onshore multilateral intellectual gas well for development of the offshore field/S.A. Skrylev, A.V. Krasovsky, A.V. Nemkov, A.V. Kustyshev, S.G. Kochetov, R.P. Gresko. No. 2015100605, patentapplication asof12.01.15; favorable decision asof15.01.16. (Konstruktsiya beregovoy mnogozaboynoy intellektualnoy gazovoy skvazhiny dlya razrabotki shelfovogo mestorozhdeniya /S.A. Skrylev, A.V. Krasovsky, A.V. Nemkov, A.V. Kustyshev, S.G. Kochetov, R.P. Gresko. No. 2015100605, zayavka 12.01.15; polozhitelnoe reshenie15.01.16.)
