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.