Технологии высоких давлений и температур
advertisement
Технологии высоких давлений и температур В настоящее время все больше работ, связанных с разведкой и добычей нефти и газа, приходится проводить при высоких пластовых давлениях и температурах. В этих условиях сложные технические проблемы могут Гуннар ДеБрёйн Крэйг Скитс Калгари, провинция Альберта, Канада возникать в течение всего срока строительства и эксплуатации скважин. Для решения этих проблем ученые и инженеры разрабатывают современные виды оборудования, материалов и химических продуктов. Роберт Гринуэй Саутгемптон, Англия Марк Ридинг Гатвик, Англия Ли Темпл Хьюстон, штат Техас, США Кевин Вутерих Ганновер, Германия Благодарим за помощь в подготовке данной статьи Тревора Бушара (Калгари, провинция Альберта, Канада), Мэри Джо Калиандро, Марту Даттон, Гретхен Джиллис, Джона Стилла и Дона Уильямсона (ШугарЛенд, штат Техас, США) и Лизу Стюарт (Кембридж, штат Массачусетс, США). AIT, CemCRETE, CemSTRESS, CNL, FlexSTONE, FlexSTONE HT, Litho-Density, Quicksilver Probe, REDA Hotline550, Sensa, SlimXtreme, SLT, ThermaFRAC, WellWatcher, WellWatcher BriteBlue, WellWatcher Ultra и Xtreme являются товарными знаками компании Schlumberger. Chemraz – торговая марка компании Greene, Tweed & Co., Ltd. INCONEL и Monel – торговые марки компании Special Metals Corporation. Teflon – зарегистрированная торговая марка компании E.I. du Pont de Nemours and Company. Viton –торговая марка компании DuPont. 600 ВДВТ hc 260°C 500 Ультра ВДВТ 205°C 400 ВДВТ 150°C 300 200 100 0 0 1. Belani A and Orr S: “A Systematic Approach to Hostile Environments,” Journal of Petroleum Technology 60, no. 7 (July 2008): 34–39. 58 5 000 10 000 15 000 20 000 25 000 30 000 Статическое пластовое давление, фунт/дюйм2 241 MПa Шэнтону Рэй Абердин, Шотландия тенсификации притока к таким скважинам, их мониторинга и эксплуатации по сути аналогичны применяемым для скважин, вскрывающих пласты с обычными давлениями и температурами. Однако условия ВДВТ ограничивают диапазон материалов и технологий, пригодных для освоения подобных месторождений. Нефтегазовой промышленности приходится преодолевать трудности работ при ВДВТ уже много лет, тем не менее, до сих пор не существует общеотраслевых стандартов, определяющих условия ВДВТ и соответствующую этим условиям зависимость между температурой и давлением. Чтобы внести ясность в эти понятия, в нормативных документах компании Schlumberger скважины с ВДВТ делятся на три категории, исходя из повсеместно существующих технологических ограничений (рис. 1).1 138 MПa Фред Мюллер Корпус-Кристи, штат Техас, США 69 MПa Саймон Джеймс Кламар, Франция Стоимость и доступность энергии, получаемой из ископаемых топлив и возобновляемых источников, являются предметом постоянного обсуждения. Несмотря на то, что в последние 20 лет технологии возобновляемой энергии получили заметное развитие, ученые и инженеры признают, что в ближайшие десятилетия мировые потребности в энергии будут удовлетворяться в основном ископаемыми видами топлива, что потребует максимальной активизации разведки и добычи углеводородов. Поиск и разработка новых запасов углеводородов могут быть дополнительно осложнены необходимостью проведения работ нефтегазодобывающими компаниями в крайне неблагоприятных скважинных условиях. Основные принципы строительства скважин при высоких пластовых давлениях и температурах (ВДВТ), ин- Статическая пластовая температура, °F Дэвид Харрисон Майк Пэррис Шугар-Ленд, штат Техас, США 35 000 40 000 Рис.1. Классификация ВДВТ. Выделение категорий по этой классификации учитывает пределы стабильности типичных компонентов оборудования для скважинных работ, а именно эластомерных уплотнений и электронных приборов. Нефтегазовое обозрение ðå ó àò îì ð å ìï ëèøê å é ò Cl ñ . î ò H è ý èÿ ðàÿè åå ü? ð Ï àêö ûñò ë èò á üçÿ åí ðå åë î çàì Í ü à ð á ò î è à ë â ð èíã á î ò ä î òîð ñ åì ï ÷ à ð ? ëè îíè èìè î é ò í âî îéäå æ ëÿ ì ñ òàê î î 0C Ì ðû ä íû ìè? áóð ïîä 0 èáî âàæè îâèÿ îå 20 îé óò ü ð ê ï ñê óñë à ò àá å àò ç Ê â íà çàáî 2 âî à ò ð à ñ ? òó íèå í /äþéì äåé èêà à ïåð àâëå óíò åò îâ ä ì ó å ô á îñò ëè îãî Ä 0 Ò è ò ë õâ óäå ìåíí íòà 00 á î 5 å à 2 Í âðå ïïà îø åñê ð äå ïðî ÐÏ? â î ä æ å î Õ ï à ð èÿ æ ï à è ò î ð í ò à å àä èäêîñ í ëè ê å ü ï æ ? î í õ ì û å ç ÿ Âî àì åíèå â èç æ óñëîâè ê õ è ê é à áù û âò òí àçî ûõ í ð í åìååëüíîå àòóð èÿõ? ö ëèëèò ìïåð æåí ò å ÿ ä è ñïå÷îííîéïðè ò íàïð å á Î êîë îâ êèõ çà ïëàñòàíè÷åñ åõ èì Осень 2008 59 ВДВТ Ультра[ВДВТ ВДВТ[hc Рис 2. Проекты на месторождениях с ВДВТ в разных регионах мира. За последние десять лет количество проектов на месторождениях с ВДВТ значительно возросло, однако они насчитывают лишь около 1% общемирового количества эксплуатируемых месторождений. Основные участки с месторождениями с ВДВТ находятся По этой классификации диапазон скважин с ВДВТ начинается с температуры 150°C (300°F) или давления 69 MПa (10 000 фунт/дюйм2) на забое. Выбор таких значений обусловлен поведением стандартных эластомерных уплотнений. Инженеры, эксплуатирующие скважинное оборудование в этих условиях, пришли к выводу о целесообразности замены его уплотнений перед повторным использованием. Условия в скважинах с ультраВДВТ, где температуры выше 205°C (400°F), а давления – выше 138 MПa (20 000 фунт/дюйм2), находятся за пределом рабочего диапазона нынешних электронных технологий. В настоящее время эксплуатация электронных компонентов при температуре выше этой требует монтажа внутрикорпусных теплопоглотителей или помещения электронных приборов в вакуумные колбы для защиты от высоких температур. Категория ВДВТ-hc относится к наиболее экстремальным условиям – это скважины с температурами выше 260°C 60 в США (глубоководные акватории Мексиканского залива, глубокие скважины с высокими температурами на суше), в Северном море, Норвежском море, Таиланде и Индонезии. Помимо них, в Канаде, Калифорнии, Венесуэле и Восточной Европе осуществляются проекты по добыче тяжелой нефти тепловыми методами. (500°F) или давлениями выше 241 MПa (35 000 фунт/дюйм 2). 2 Вряд ли в обозримом будущем придется работать с такими давлениями, а вот забойные температуры в геотермальных скважинах и эксплуатационных скважинах на месторождениях, разрабатываемых тепловыми методами, уже и сейчас выше 260°C. Важно отметить, что компания Schlumberger применяет классификацию ВДВТ не только к скважинам, удовлетворяющим существующим критериям и по давлению, и по температуре одновременно. Даже если только один из этих двух параметров попадает в пределы одной из трех принятых категорий ВДВТ, скважина классифицируется как принадлежащая к этой категории. Так, неглубокие скважины с низкими давлениями, используемые в добыче тяжелой нефти с нагнетанием пара в пласт, попадают в категорию ВДВТ-hc из-за высоких температур пара. Наоборот, скважины в низкотемпературных соляных пластах с высоким давлением в Мек- сиканском заливе попадают в соответствующую категорию ВДВТ по причине высокого давления. Важной характеристикой скважин с ВДВТ является срок, который оборудование, материалы и химические продукты должны отработать в сложных природных условиях. Например, каротажное и испытательное оборудование, буровые растворы и жидкости для интенсификации притока подвергаются действию ВДВТ ограниченное время, а пакеры, противопесочные фильтры, приборы мониторинга пластов и тампонажные системы должны функционировать в этих условиях долгие годы, порой даже и после окончания эксплуатации скважины. Учитывая это, упомянутый временной фактор сильно влияет на подходы ученых и инженеров к различным разработкам в этой области. Последний раз проекты на месторождениях с ВДВТ рассматривались в журнале «Oilfield Review» в 1998 г.3 С тех пор количество таких проектов значительно возросло, а суровость усНефтегазовое обозрение ловий, в которых проводятся работы, только увеличилась (рис. 2). Например, анализ тенденций развития подводных систем, выполненный недавно фирмой Welling and Company с использованием собственных ресурсов, показал, что в 11% скважин, бурение которых предстоит в ближайшие три-пять лет, прогнозные температуры на забое превысят 177°C (350°F). В дополнение к этому, 26% респондентов ожидают забойные давления от 69 до 103 MПа (от 10 000 до 15 000 фунт/дюйм2), а 5% опрошенных прогнозируют еще более высокие величины. В настоящее время ученые и инженеры, работающие в области материаловедения, заняты поисками и испытаниями новых материалов, пригодных для решения сложных технических проблем в скважинах с ВДВТ. Эта статья дает обзор оборудования, материалов, химических продуктов и методов работы, созданных для успешного строительства скважин с ВДВТ, интенсификации притока к ним, мониторинга этих скважин и их эксплуатации. Применение некоторых решений иллюстрируется разбором примеров из практики. Испытания и проверка пригодности технологий, предназначенных для ВДВТ Риски в условиях ВДВТ существенно выше таковых в обычных скважинах. В скважинах с ВДВТ диапазон допустимых погрешностей сильно сужается, а цена и степень последствий неудач могут возрасти. Поэтому, прежде чем попасть на месторождения, новые продукты и услуги проходят серьезные испытания с целью проверки их пригодности для использования в сложных скважинных условиях, для которых они разрабатывались. 4 Такая проверка пригодности включает в себя испытание на ускоренное старение и ухудшение рабочих характеристик для расчета максимального ресурса без выполнения многолетних исследований. Это стало возможным благодаря созданию в отрасли самых современных испытательных станций, позволяющих инженерам проводить реалистичные экспериментальные исследования (рис. 3). Целый ряд испытаний выполняется по стандартным отраслевым методикам, однако все более усложняющиеся условия реальных Осень 2008 Рис 3. Испытания в условиях ВДВТ. Для оценки жидкостей, механических устройств и электронных приборов в реалистичных моделируемых забойных условиях требуются специальное оборудование и материалы. Каротажные приборы и соответствующие электронные компоненты могут работать на стенде, моделирующем обсадную колонну при ВДВТ (слева вверху на рис.), при температурах и давлениях до 316°C и 207 MПa. Консистометры, рассчитанные на ВДВТ (в центре вверху рис.), могут анализировать поведение цементных растворов в процессе загустевания и затвердевания при температурах и давлениях до 371°C (700°F) и 207 MПa. (Фотография любезно предоставлена компанией Cement Testing Equipment, Inc.). Аналогичное устройство для измерения реологического поведения буровых растворов может работать при температуре и давлении 316°C и 276 MПa (40 000 фунт/дюйм2) (справа вверху на рис.). (Фотография любезно предоставлена компанией AMETEK, Inc.). Для измерений с целью обеспечения бесперебойной добычи датчики давления, объема и температуры в условиях ВДВТ (в центре рис.) определяют изменение фазового состояния смесей в потоке и давление насыщения нефти газом при температурах и давлениях до 250°C и 172 MПa. Из соображений техники безопасности инженеры помещают указанное оборудование в отдельные испытательные отсеки с усилением (слева внизу на рис.) и управляют ими на расстоянии с центрального пульта (в центре внизу на рис.). Перед отправкой на промысел комплексы оборудования и его обеспечения могут пройти проверку в скважине, пробуренной в Исследовательском центре компании Schlumberger в Шугар-Ленде, штат Техас, США (справа внизу на рис.), в которой температуры и давления достигают 316°C и 241 MПа. 2. Термин «hc» обозначает самые крутые горные подъемы в велогонке Tour de France и является аббревиатурой французских слов «hors catégorie», что означает «за пределами классификации». 3. Adamson K, Birch G, Gao E, Hand S, Macdonald C, Mack D and Quadri A: “High-Pressure, HighTemperature Well Construction,” Oilfield Review 10, no. 2 (Summer 1998): 36–49. Baird T, Fields T, Drummond R, Mathison D, Langseth B, Martin A and Silipigno L: “High-Pressure, HighTemperature Well Logging, Perforating and Testing,” Oilfield Review 10, no. 2 (Summer 1998): 50–67. 4. Arena M, Dyer S, Bernard LJ, Harrison A, Luckett W, Rebler T, Srinivasan S, Borland B, Watts R, Lesso B and Warren TM: “Testing Oilfield Technologies for Wellsite Operations,” Oilfield Review 17, no. 4 (Winter 2005/2006): 58–67. 61 скважин быстро приближаются к ограничениям, установленным официальными регламентами.5 Лабораторный анализ проводится по трем основным категориям: жидкости, механические устройства и электронные приборы. В течение всего срока эксплуатации скважин инженеры закачивают в них огромные объемы жидкостных систем. Испытания в модельных скважинных условиях отвечают на два основных вопроса: можно ли приготовить данную конкретную жидкость и надлежащим образом разместить ее в скважине и будет ли эта жидкость достаточно стабильна, чтобы выполнять свои функции? Порядок проведения испытаний часто сложен и включает в себя анализ реологии, фильтрации, коррозии и механических свойств.6 К механическим устройствам относятся уплотнения, фильтры и пакеры, а также вращающиеся и совершающие возвратно-поступательное движение части оборудования, такие как валы, поршни, запорная арматура и насосы. При проверке пригодности, помимо реакции на ВДВТ, они также проходят проверку на устойчивость к таким факторам риска, как механические удары, сероводород H2S, углекислый газ CO2 и жидкости с частицами, вызывающими эрозию. Третья категория – электронные блоки и датчики – особенно уязвима при высоких температурах. Основной проблемой для них является устойчивость пластиковых и композитных материалов, придающих современным электронным устройствам структурную целостность и обеспечивающих их изоляцию. Производители не выполняют масштабных НИОКР по электронному оборудованию для условий ВДВТ, поскольку рынок этих изделий чрезвычайно мал по сравнению с рынком бытовых электронных приборов, таких как мобильные телефоны. В результате инженерам нефтепромыслового оборудования приходится в моделируемых скважинных условиях определять эксплуатационные сроки уже существующих электронных устройств. Наличие самого современного испытательного оборудования вкупе с интенсивными НИОКР привело к разработке новых продуктов и услуг, используемых при ВДВТна всех этапах работ в скважинах. Некоторые из этих новейших разработок представлены далее в этой статье. 62 Бурение и оценка свойств пласта При бурении скважин с ВДВТ инженерам часто приходится иметь дело с пластами с аномально высоким давлением, слабосцементированными породами и активными глинистыми сланцами. Помимо этого, стволы скважин часто имеют малый диаметр и большой угол наклона. Контроль газонефтеводопроявлений требует, чтобы гидростатическое давление бурового раствора было достаточно высоким и компенсировало поровое давление пласта, но вместе с тем и достаточно низким, чтобы не вызвать его разрыва и поглощения бурового раствора. Как следствие, допустимый диапазон плотности бурового раствора часто узок, и потому для предотвращения гидроударов (выбросов), сопровождающихся скачками давления выше давления гидроразрыва пласта, требуется тщательный контроль циркуляции промывочной жидкости. Чтобы пласты не повреждались, а стенки скважины не разрушались, буровой раствор должен ингибировать набухание глинистых минералов. Кроме того, он должен быть химически устойчив и не вызывать коррозии в условиях ВДВТ. В последние десять лет применение буровых растворов на основе формиатов в скважинах с ВДВТ вытесняло традиционные буровые растворы на галогенидной основе.7 Жидкости, содержащие галогениды, вызывают при повышенных температурах сильную коррозию стали и оказывает вредное воздействие на окружающую среду. При щелочных значениях рН раствора скорость коррозии при использовании растворов на основе формиатов низкая. По этой причине для сохранения нужного рН буровые растворы на основе формиатов обычно используются с буфером из карбонатов. В отличие от галогенидов формиаты легко поддаются биоразложению и потому могут быть использованы без каких бы то ни было ограничений на экологически уязвимых площадях. Формиаты исключительно хорошо растворимы в воде и могут использоваться для создания обратных эмульсий или рассолов без содержания твердой фазы с плотностями до 2 370 кг/м3 (19,7 фунт/ галл. США), снижая тем самым потребность в утяжелителях промывочных жид- 5. Организации, регламентирующие испытания и проверку пригодности продукции и услуг для нефтегазовой промышленности, – Американский нефтяной институт (American Petroleum Institute – API), Международная организация по стандартизации (International Organization for Standardization – ISO), Национальная ассоциация инженеров-коррозионистов (National Association of Corrosion Engineers – NACE International) и Американское общество по испытаниям и материалам (American Society for Testing and Materials – ASTM International). ее уже не остается для иных гидратирующих взаимодействий. Значение aw, равное единице, имеет место для чистой воды, а значение, равное нулю, говорит о полном отсутствии свободных молекул воды. Добавление растворяемого вещества (например, формиатов) всегда снижает активность воды. 6.Подробнее о лабораторных испытаниях жидкостей см.: Dargaud B and Boukhelifa L: “Laboratory Testing, Evaluation and Analysis of Well Cements,” in Nelson EB and Guillot D (eds): Well Cementing–2nd Edition. Houston: Schlumberger (2006): 627–658. Gusler W, Pless M, Maxey J, Grover P, Perez J, Moon J and Boaz T: “A New Extreme HPHT Viscometer for New Drilling Fluid Challenges,” paper IADC/SPE 99009, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, Miami, Florida, USA, February 21–23, 2006. “Laboratory Techniques for Fracturing-Fluid Characterization,” in Economides MJ and Nolte KG (eds): Reservoir Stimulation. Houston: Schlumberger Educational Services (1987): C-1–C-3. 7. Формиаты – соли муравьиной кислоты HCOOH. Формиаты натрия, калия и цезия (а также их комбинации) используются в буровых растворах. 8. В обратных эмульсиях нефть содержится в непрерывной (внешней) фазе, а вода – во внутренней фазе. 9. Активность воды aw – это равновесное количество воды, необходимое для гидратации материалов. После взаимодействия воды с растворяемыми веществами и поверхностями Byrne M, Patey I, George L, Downs J and Turner J: “Formate Brines: A Comprehensive Evaluation of Their Formation Damage Control Properties Under Realistic Reservoir Conditions,” paper SPE 73766, presented at the SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, February 20–21, 2002. 10. Berg PC, Pedersen ES, Lauritsen A, Behjat N, Hagerup-Jenssen S, Howard S, Olsvik G, Downs JD, Harris M and Turner J: “Drilling, Completion and Openhole Formation Evaluation of High-Angle Wells in High-Density Cesium Formate Brine: The Kvitebjørn Experience, 2004–2006,” paper SPE/ IADC 105733, presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, February 20–22, 2007. 11. Зондом называется блок скважинного каротажного прибора, содержащий измерительные датчики. В электронном блоке размещены электронные компоненты и источники питания. 12. Эластомер Viton – это сополимер винилиденфторида и гексафторпропилена (CH2CF 2) n(CF(CF3)CF2) n. Эластомер Chemraz – аналогичное соединение с бóльшим содержанием фтора. Оба соединения родственны хорошо известному фторполимеру Teflon. 13. Sarian S: “Wireline Evaluation Technology in HPHT Wells,” paper SPE 97571, presented at the SPE High Pressure/High Temperature Sour Well Design Applied Technology Workshop, The Woodlands, Texas, May 17–19, 2005. Нефтегазовое обозрение Осень 2008 Максимальная фактическая вертикальная глубина, футы костей.8 Снижение концентрации твердой фазы часто приводит к увеличению механической скорости проходки при бурении скважин и улучшает контроль над реологическими свойствами бурового раствора. Активность воды у формиатных рассолов низкая, поэтому благодаря осмотическим процессам они не вызывают сильного набухания глин и способствуют стабильности ствола скважины.9 Компания Statoil сообщила об успешном применении промывочных жидкостей на основе формиатов при бурении скважин с большим углом отклонения от вертикали и ВДВТ в Северном море.10 Эти скважины находятся на месторождениях Квитебйорн (Kvitebjørn), Кристин (Kristin) и Хульдра (Huldra), где пластовые давления достигают 80,7 MПa (11 700 фунт/дюйм2), а температуры – 155°C (311°F). На этих участках присутствуют также пропластки активных глинистых сланцев большой протяженности. Несмотря на сложную геологическую среду, у компании Statoil в течение пяти лет работы на этих участках не возникало проблем, связанных с контролем газонефтеводопроявлений ни на одном из осуществленных там 15 проектов бурения скважин с ВДВТ. Помимо этого, контроль содержания пластовых глин и хорошая очистка бурового раствора от выбуренного шлама позволяли компании-оператору в обычном порядке повторно использовать один и тот же буровой раствор. Условия ВДВТ создают многочисленные сложности ученым и инженерам, проектирующим и эксплуатирующим приборы для оценки пластовых параметров. Как уже упоминалось, наиболее уязвимые компоненты приборов – это уплотнения и электронные компоненты. Физические принципы измерений требуют, чтобы большинство датчиков в каротажных приборах находились в непосредственном контакте со средой скважины, поэтому такие датчики встраивают в каротажные зонды. Большинство зондов каротажных приборов заполнены гидравлическим маслом и оснащены поршнем-компенсатором, выравнивающим внутреннее давление в зонде с давлением вне его корпуса, что защищает структурную целостность зонда и предотвращает его смятие. В настоящее время каротажные зонды эксплуатируются при давлениях до 207 MПa (30 000 фунт/дюйм2). 33 000 31 000 29 000 27 000 25 000 23 000 21 000 19 000 17 000 15 000 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 Год 87 89 91 93 95 97 99 01 03 Рис 4. Тенденция увеличения максимальных глубин скважин в Мексиканском заливе. Значительное ускорение в развитии этой тенденции началось с середины 1990-х гг. Ожидается, что в ближайшие несколько лет будут бурить скважины в никогда не встречавшихся ранее условиях: с забойными температурами, превышающими 260°C, и забойными давлениями, приближающимися к 241 MПа. Электронные компоненты каротажных приборов находятся в специально сконструированном блоке, обеспечивающем их защиту.11 В отличие от зондов, в электронных блоках не создается внутреннего давления для компенсации внешнего, поскольку высокие давления в них разрушили бы электронное оборудование. При каротажной спуско-подъемной операции (СПО) электронные компоненты остаются под атмосферным давлением в корпусе блока, который должен противостоять внешнему давлению. Смятие корпуса может привести не только к разрушению электронных компонентов, но и к такой деформации каротажного прибора, что его подъем из скважины потребует ловильных работ. Защиту от давления обеспечивает корпус из титанового сплава. Течь вдоль поверхностей уплотнений или через механические соединения также может привести к затоплению блока и его разрушению. Поэтому кольцевые уплотнения размещены по всей длине сборки скважинных каротажных приборов для герметизации стыковочных узлов и изоляции внутренних отделений. Кроме того, во избежание полного выхода из строя всей каротажной сборки, отдельные приборы изолируют друг от друга герметичными переборками, как это делается в подводных лодках. Кольцевые уплотнения для приборов, использующихся в условиях ВДВТ, изготавливают из фторполимерных эластомеров, самым распространненым примером которых служит эластомер Viton, предназначенный для работы при температурах до 204°C (400°F). При более высоких температурах Viton теряет эластичность и ломается. Для таких экстремальных условий инженеры Schlumberger убедились в пригодности кольцевых уплотнений из эластомера Chemraz – самого современного материала, устойчивого до температуры около 316°C (600°F), однако стóящего гораздо дороже своего аналога Viton.12 Электронные системы, используемые в настоящее время для каротажа в условиях ВДВТ, могут непрерывно работать при температурах до 177°C. Температура внутри электронного блока определяется температурой в скважине и теплом, генерируемым электронными устройствами в самом блоке. Если в скважине ожидаются высокие температуры, инженеры помещают прибор в изолирующий сосуд Дьюара – вакуумную колбу, замедляющую теплообмен. В зависимости от длительности каротажной СПО, сосуды Дьюара могут работать при температурах до 260°C. Длительные рейсы каротажных сборок стали возможны в недавнем прошлом благодаря внедрению маломощных электронных систем, выделяющих меньше тепла при работе. С середины 1990-х гг. глубины скважин в Мексиканском заливе, а вместе с ними забойные давления и температуры, стремительно росли (рис. 4).13 В отличие 63 Блок телеметрической аппаратуры и прибора гамма[резонансного каротажа Температура, °C Прибор компенси[ рованного нейтронного каротажа Предел использования инструмента 150 100 Температура в скважине 50 Прибор плотностного каротажа литологичес[ кого разреза Температура внутри корпуса прибора 0 200 Время, мин. Каверномер Высокопрочный каротажный кабель Высокопрочная двухбарабанная лебедка 400 Стандартная каротажная станция компании Schlumberger Глубина, футы Рекомендуемое расстояние от 30 до 60 футов 10 000 Прибор акустического каротажа 20 000 Калиброванное разрывное соединение Многозондовый прибор индукцион[ ного каротажа Рис 5. Оборудование и программно-математическое обеспечение для каротажа на кабеле и отбора проб из скважин с ВДВТ. Аппаратный каротажный комплекс SlimXtreme (слева на рис.), разработанный для скважин малого диаметра с большими углами отклонения от вертикали, бурящихся в условиях ВДВТ, обеспечивает проведение полного комплекса измерений в скважинах с минимальным диаметром до 3⅞ дюйма. Инженеры осуществляют СПО скважинных приборов со скоростью до 1 097 м/ч (3 600 фут/ч), а данные могут передаваться на поверхность по кабелю длиной до 10 970 м(36 000 футов). Программно-математическое обеспечение, предназначенное для расчета температур, моделирует каротажные работы и прогнозирует температуры в скважине (красная кривая) и внутри корпуса приборов (синяя кривая) в зависимости от времени (справа вверху на рис.). В этом примере скважинная температура растет при спуске каротажного инструмента в скважину и затем падает при последующем подъеме. Однако температура внутри корпуса прибора всегда сохраняется значительно ниже предела в 160°C (зеленая прямая), что указывает на обеспечение необходимой защиты электроники. Такое моделирование полезно для оптимизации проводимых работ и обеспечения сохранности каротажных приборов. При проведении таких операций учитываются несколько параметров, включая условия в скважине, скорость каротажа и наличие сосудов Дьюара. Риск прихвата каротажных сборок увеличивается при проведении каротажа глубоких скважин малого диаметра с ВДВТ и отбора проб из них. Система спуско-подъемного оборудования для каротажа на высокопрочном кабеле (справа внизу на рис.) снижает существующие риски благодаря используемой в ней комбинации стандартной каротажной станции компании Schlumberger, высокопрочной двухбарабанной лебедки и высокопрочного каротажного кабеля. Лебедка дает возможность увеличить натяжение кабеля, тем самым позволяя поднимать из скважины тяжелые сборки каротажных приборов с меньшим риском прихвата. 64 от них диаметры скважин с увеличением глубины обычно уменьшаются. Реагируя на эту тенденцию, инженеры компании Schlumberger внедрили новый аппаратный каротажный комплекс SlimXtreme – уменьшенную версию системы каротажа при ВДВТ Xtreme (рис. 5).14 Этот комплекс, выполняющий тот же набор измерений, что и его более крупный аналог, размещен внутри каротажной сборки с наружным диаметром корпусов 3 дюйма. В результате эту систему можно спускать в скважину через такие малые внутренние пространства, как у бурильных труб диаметром 3½ дюйма, или в открытый ствол диаметром 3⅞ дюйма. Помимо этого, частично благодаря нижнему внешнему торцу своего титанового корпуса каротажная сборка SlimXtreme может работать при давлениях до 207 MПa. Компания Chevron использовала технологию SlimXtreme в Мексиканском заливе для каротажа глубоководных разведочных скважин на участке Тонга (Tonga) блока 727 в Грин-Каньоне (Green Canyon Block 727). При каротажных СПО до глубины 31 824 футов (9 700 м) система продолжала успешно работать при давлениях д 26 000 фунт/дюйм 2 (180 MПa). В другой разведочной скважине компании Chevron – «Эндевор 2» (Endeavour 2) на юге Техаса – систему SlimXtreme испытали на работоспособность в условиях высоких температур. Сборка скважинных приборов, изолированных в сосудах Дьюара, смогла обеспечить передачу достоверных данных с глубины, достигающей 21 800 футов (6645 м), при температуре до 489°F (254°C). В глубоких скважинах с ВДВТ при каротаже приборами на кабеле возможны дополнительные осложнения. Чтобы получить нужные данные, обычно требуется несколько каротажных СПО, а малые диаметры скважин, большая длина кабелей и тяжелые сборки скважинных приборов увеличивают риск прихвата каротажного инструмента. Затратные по стоимости и времени ловильные работы по подъему каротажных приборов, оставленных в глубоких скважинах, связаны с риском прихвата колонны бурильных труб, повреждением или потерей инструмента. Чтобы снизить существующую опасность, инженеры компании Schlumberger разработали усовершенствованную техноНефтегазовое обозрение логию СПО скважинных приборов с использованием высокопрочного кабеля и лебедки. Уменьшая риск прихвата, система позволяет производить СПО скважинных приборов на большой скорости и со значительно бóльшим натяжением кабеля Другим важным испытанием, выполняемым с помощью приборов, опускаемых в скважину на кабеле, является отбор флюидов из углеводородсодержащих пластов с последующим анализом их приборами в скважине или на поверхности. Результаты таких испытаний дают нефтяным компаниям информацию, необходимую для принятия решений о том, как заканчивать скважину, разрабатывать месторождение, проектировать наземные объекты, подсоединять сателлитные площади к системе основного месторождения и смешивать продукцию, добытую из разных скважин. 15 Условия ВДВТ усложняют отбор проб в скважинах. Кроме того, отобранные пластовые жидкости, находящиеся под давлением, необходимо благополучно поднять на поверхность, а затем доставить в ближайшую лабораторию. Отбор проб из скважин с ВДВТ, особенно на шельфе, – дорогостоящая операция, и чтобы оправдать такие затраты, крайне важно, чтобы пробы были высокого качества. В 2004 г. компания Chevron начала бурение разведочных скважин для вскрытия Нижнетретичного нефтегазоносного комплекса пород в глубоководной части Мексиканского залива (см. «Сокровища под соляными толщами», стр. 4). Пробурить и закончить такие скважины может быть непросто: глубина воды достигает 9 800 футов (3 000 м), проектная глубина скважин превышает 25 000 футов (7 600 м), а забойные давления и температуры часто приближаются к 20 000 фунт/дюйм2 (138 MПa) и 392°F (200°C) соответственно. В 2006 г. компания Chevron решила выделить значительные ресурсы и время работы буровой установки, чтобы провести расширенные гидродинамические исследования морской скважины «Джек 2» (Jack 2) в 175 милях (282 км) от берега к юго-западу от Нового Орлеана. Чтобы получить важную информацию о продуктивном пласте и возможностях добычи для снижения неопределенности и риска, связанных с расчлененностью пласОсень 2008 та, свойствами пластовой жидкости и дебитом, требовалось длительное испытание пласта пластоиспытателем на бурильной колонне. Проводившиеся на отметке в 28 175 футов (8 588 м) гидродинамические исследования скважины «Джек 2» должны были стать самыми глубокими из когда-либо проведенных в Мексиканском заливе. Перед испытанием пласта испытателем на бурильной колонне компания Chevron решила отобрать пробы пластовых флюидов высокой чистоты, для чего выбрала пробоотборник пластовой жидкости Quicksilver Probe. Чтобы в пробу попадало как можно меньше нежелательных примесей, эта система использует уникальный пробоотборник с двумя отборными линиями, который можно использовать при температуре до 350°F (177˚С). После 4 часов откачки пробы, взятые модулем Quicksilver Probe, содержали менее 1% примесей. Полученные характеристики пластовой жидкости позволили компании-оператору внести коррективы в регламенты бурения и гидродинамических исследований скважин, снизившие общий риск. Для расширенных гидродинамических исследований скважины «Джек 2» также потребовалась система перфорации, рассчитанная на ВДВТ. Консультируясь с сотрудниками компании Chevron, инженеры компании Schlumberger создали комплекс инструментов, пригодный для работы под давлением до 25 000 фунт/дюйм2 (172 MПa). В систему перфорации для скважины «Джек 2» вошел 7-дюймовый перфоратор с плотностью перфорации 18 выстрелов на фут, а также перфорационный амортизатор и резервная стреляющая головка. Приблизительно девять месяцев инженерной разработки, изготовления и испытаний понадобились для полной проверки пригодности оборудования. Окончательные функциональные испытания длительностью в 90 дней были проведены в Центре технологий заканчивания скважин (Reservoir Completions Center – SRC) компании Schlumberger в Рошароне, штат Техас, США, с использованием сосуда давления, в котором моделировались прогнозные скважинные условия. Оборудование работало хорошо, и инженеры компании Chevron дали добро на установку перфорационного оборудования на буровой. Расширенные гидродинамические исследования прошли успешно, и скважина «Джек 2» стабильно работала с дебитом, превышающим 6 000 барр./ сутки (950 м3/сутки) сырой нефти при дренировании около 40% всей ее эффективной нефтегазонасыщенной толщи. После такого результата компания Chevron и ее партнеры заказали перфорационные системы различного диаметра, рассчитанные на ВДВТ, для дополнительных исследовательских скважин по соседству с «Джек 2» и на других глубоководных акваториях Мексиканского залива, ожидающих своей разработки в будущем. 16 14. Внедренные в конце 1990-х гг. системы каротажа скважин Xtreme позволяют определить основные петрофизические характеристики при температурах до 260°C и давлениях до 172 MПa (25 000 фунт/дюйм2). В комплекс измерений входят каротаж сопротивлений, замер плотности пластов, нейтронный каротаж пористости пластов, акустический каротаж и гамма-резонансная спектроскопия. лиз проб пластовых флюидов», Нефтегазовое обозрение, том 18, № 4 (зима 2006–2007 гг.): 4–23. Henkes IJ and Prater TE: “Formation Evaluation in Ultra-Deep Wells,” paper SPE/IADC 52805, presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, March 9–11, 1999. 15. Akkurt R, Bowcock M, Davies J, Del Campo C, Hill B, Joshi S, Kundu D, Kumar S, O’Keefe M, Samir M, Tarvin J, Weinheber P, Williams S and Zeybek M:“Focusing on Downhole Fluid Sampling and Analysis,” Oilfield Review 18, no. 4 (Winter 2006/2007): 4–19. В русском переводе: Р. Аккурт, М. Боукок, Д. Дэвис, К. Дель Кампо, Б. Хилл, С. Джоши, Д. Кунду, С. Кумар, М. О’Киф, М. Самир, Д. Тарвин, П. Уайнхебер, С. Уильямс и М. Зейбек: «В фокусе — глубинный отбор и ана- Betancourt S, Davies T, Kennedy R, Dong C, Elshahawi H, Mullins OC, Nighswander J and O’Keefe M: “Advancing Fluid-Property Measurements,” Oilfield Review 19, no. 3 (Autumn 2007): 56–70. В русском переводе: С. Бетанкур, Т. Дэвис, Р. Кеннеди, Ч. Дон, Х. Эльшахави, О. К. Маллинс, Д. Найсуондер и М. О’Киф: «Современные методы измерения свойств пластовых флюидов», Нефтегазовое обозрение, том 19, № 3 (осень 2007 г.): 70–88. 16. Aghar H, Carie M, Elshahawi H, Ricardo Gomez J, Saeedi J, Young C, Pinguet B, Swainson K, Takla E and Theuveny B: “The Expanding Scope of Well Testing,” Oilfield Review 19, no. 1 (Spring 2007): 44–59. В русском переводе: Х. Агхар, М. Кэри, Х. Эльшахави, Х. Рикардо Гомес, Д. Сайеди, К. Янг, Б. Пенге, К. Свейнсон, Э. Такла и Б. Тёвени: «Расширение спектра гидродинамических исследований скважин», Нефтегазовое обозрение, том 19, № 1 (весна 2007 г.): 52–69. 65 Цементирование скважин и разобщение пластов Для разобщения пластов в глубоких нефтяных и газовых скважинах, таких как «Джек 2», требуется, чтобы рецептура цементного раствора обеспечивала этому раствору, а также цементному камню устойчивость в условиях ВДВТ. Термостойкие цементы нужны также в геотермальных скважинах и в скважинах для закачки пара там, где добыча ведется тепловыми методами.17 В условиях ВДВТ физическое и химическое поведение тампонажных цементов сильно меняется. Без правильной рецептуры цементного раствора может нарушиться целостность цементного камня с потенциальной утратой функции разобщения пластов. В отличие от многих других технологий, применяемых при ВДВТ, тампонажные цементы постоянно находятся под воздействием сложных скважинных условий, но, несмотря на это, должны выполнять свои функции по фиксации обсадных колонн и разобщению пластов в течение многих лет. Почти во всех цементажах скважин используется портланд-цемент. Основными связующими минералами в нем являются гидраты силиката кальция. При температурах около 110°C (230°F) происходят минералогические превращения, способные повлечь сжатие затвердевшего цемента, потерю прочности и развитие проницаемости. Эти нарушения можно свести к минимуму или даже предотвратить, добавив к цементному раствору не менее 35% кремнезема по весу цемента. Рецептурные корректировки приводят к образованию гидратов силиката кальция, сохраняющих требуемые свойства цементного камня. Было установлено, что использование растворов портландцемента, стабилизированных кремнеземом, при температурах, достигающих приблизительно 370°C (700°F), возможно, однако в скважинах с высокими температурами возникают дополнительные трудности. Поначалу термостойкий цемент может обеспечить адекватное разобщение пластов, однако изменения условий в скважине способны вызвать напряжения, разрущающие целостность цементного кольца за колонной. Тектонические напряжения и сильные изменения давлений или температур в скважине могут привести к растрескиванию цементного камня и даже к его осыпанию. Изменения диаметра обсадных колонн под воздействием меняющихся температур и давлений могут нарушить сцепление цементного камня с обсадной колонной или пластами и повлечь образование микрозазоров. В глубоких скважинах с высокими температурами и в скважинах, эксплуатируемых тепловыми методами с применением технологий циклической закачки пара в пласт (cyclic steam stimulation – CSS) или гравитационного дренирования с закачкой пара в пласт (steam-assisted gravity drainage – SAGD), эти проблемы требуют особого внимания.18 15 2,5 2,0 12 Изоляционные свойства Линейное расширение, % 2,0 1,5 1,0 0,5 9 6 3 0,1 0 Обычный цемент Цемент FlexSTONE HT 0 Цемент с Аэрированный Цемент добавлением цемент FlexSTONE HT соли 0 Модуль Юнга, MПa × 1 000 Проницаемость по воде, мкД Рис 6. Параметры цемента для высоких температур FlexSTONE HT при 200°C в сопоставлении с обычными цементами. Для создания прочного сцепления цементного камня с колонной и пластом можно так составить рецептуры цементов FlexSTONE, что после затвердевания они будут расширяться значительно сильнее обычных цементов (слева на рис.). Кроме того, цементы FlexSTONE HT обладают улучшенными свойствами разобщения пластов, включая модуль Юнга и низкую проницаемость (справа на рис.). 66 До недавнего времени для проверки пригодности рецептуры и плана цементирования все внимание тампонажников уделялось одному параметру – прочности при одноосном сжатии при неограниченном боковом расширении. Упомянутые выше сложности, возникавшие по прошествии более длительного времени, привели ученых компании Schlumberger к необходимости более тщательного изучения механических свойств цементного камня и моделирования механического поведения стальных труб и горных пород. Они адаптировали созданные модели к геометрии скважин и разработали программно-математическое обеспечение CemSTRESS, анализирующее поведение кольца из цементного камня за обсадной колонной в прогнозируемых скважинных условиях. Эта компьютерная программа анализирует радиальные и касательные напряжения, возникающие в цементном камне при гидравлических испытаниях обсадных колонн, изменениях параметров геологических пластов и колебаниях температуры. Программа CemSTRESS помогает инженерам определить механические свойства цемента, требующиеся для конкретных приложений; наряду с прочностью на сжатие, она использует такие параметры, как модуль Юнга, коэффициент Пуассона и прочность на растяжение.19 Обычно анализ, проводимый с помощью программы CemSTRESS, указывает на необходимость большей гибкости колец цементного камня за обсадной колонной в скважинах, где применяют технологии CSS или SAGD, по сравнению с традиционно эксплуатируемыми скважинами. Этого можно достичь, используя цементы с меньшими значениями модуля Юнга (рис. 6).20 Кроме того, для более жесткого контакта цемента с обсадной колонной и пластом, цемент должен немного расширяться после затвердевания. С учетом этих требований был создан гибкий цемент FlexSTONE HT, рассчитанный на высокие температуры.21 Он принадлежит семейству цементов, разработка которых основывалась на сочетании концепции технологии CemCRETE, использующей специальное распределение частиц по размеру, и принципа применения гибких частиц, уменьшающих модуль Юнга.22 В дополнение к этому, после затвердевания такой цемент может расширяться значительно сильнее цементов с традиционной рецептурой, что улучшает его сцепление с Нефтегазовое обозрение обсадной колонной и пластом.23 Предельная температура использования цемента FlexSTONE HT – около 250°C (482°F). У одной из компаний-операторов, работавшей в британском секторе Северного моря, появилась амбициозная цель – добывать газ с устойчивым дебитом 6,8 млн м3/сутки (240 млн фут3/сутки) из трех скважин с забойной температурой 193°C (380°F).24 Для этого требуется исключительно большая разница между забойными и пластовыми давлениями (депрессия на пласт), что вызывает в обсадных колоннах, цементном камне и пластах значительные механические напряжения. Используя компьютерную программу CemSTRESS, инженеры компании Schlumberger определили, что закачка цемента FlexSTONE HT в интервал добычи создаст кольцевое уплотнение, способное выдержать тяжелые условия в скважине. После закачки цемента эксплуатационные колонны прошли опрессовку на давление до 69 MПa и испытание методом создания в скважине депрессии, превышавшей 41 MПa (6 000 фунт/дюйм2). Цементное кольцо сохранило целостность. После более чем двух лет добычи проблем с целостностью скважины не возникало. Цемент FlexSTONE HT также широко применяется на проектах по добыче тяжелых нефтей по технологии SAGD. На одном из месторождений Восточной Европы была очень густая нефть вязкостью 12 000 MПa•с (12 000 cПз) и плотностью 17°API. Стандартным методом ее добычи был шахтный. Для снижения стоимости добычи работавшая там компания-оператор решила опробовать применение технологии SAGD в опытной скважине. По многим причинам строительство 17. Nelson EB and Barlet-Gouédard V: “Thermal Cements,” in Nelson EB and Guillot D (eds): Well Cementing–2nd Edition. Houston: Schlumberger (2006): 319–341. 18. Alboudwarej H, Felix J, Taylor S, Badry R, Bremner C, Brough B, Skeates C, Baker A, Palmer D, Pattison K, Beshry M, Krawchuk P, Brown G, Calvo R, Cañas Triana JA, Hathcock R, Koerner K, Hughes T, Kundu D, López de Cardenas J and West C: “Highlighting Heavy Oil,” Oilfield Review 18, no. 2 (Summer 2006): 34–53. 19. Thiercelin M: “Mechanical Properties of Well Cements,” in Nelson EB and Guillot D (eds): Well Cementing–2nd Edition. Houston: Schlumberger (2006): 269–288. James S and Boukhelifa L: “Zonal Isolation Modeling and Measurements—Past Myths and Today’s Realities,” paper SPE 101310, presented at the SPE Abu Dhabi International Petroleum Осень 2008 скважины с применением выбранного подхода вызывало обеспокоенность. В скважине имелся горизонтальный участок протяженностью 300 м (984 футов) и фактической вертикальной глубиной 228 м (748 футов), находящийся при температуре, приближающейся к 250°C, и при напряжениях в цементном кольце, вызванных цикличностью добычи с использованием пара и мягкой горной породы. Цемент FlexSTONE HT успешно, без потери разобщения пластов, выдержал условия добычи, и компания-оператор запланировала использование дополнительных установок SAGD. Цемент FlexSTONE HT хорошо зарекомендовал себя и в скважинах, эксплуатируемых по методу CSS и SAGD, в Канаде, Венесуэле, Египте, Индонезии и в штате Калифорния, США. Для скважин, эксплуатируемых по технологии CSS и SAGD, при работе в условиях экстремальных температурных циклов требуется специальное оборудование заканчивания с высокими эксплуатационными характеристиками. Обычные эластомерные уплотнения часто выходят из строя, позволяя давлению расти, а жидкостям подниматься вверх по обсадной колонне, снижая эффективность закачки пара и создавая дополнительные условия для коррозии. Не так давно инженеры компании Schlumberger начали использовать уплотнения, изготовленные из углеволоконной пряжи, заключенной в кожух из сплава INCONEL. Обеспечивая надежность оснастки хвостовиков, рассчитанной на высокие температуры, такие уплотнения могут работать при паровых циклах с параметрами до 340°C (644°F) и 21 MПa (3 000 фунт/ дюйм2) (рис. 7). Exhibition and Conference, Abu Dhabi, UAE, November 5–8, 2006. 20. Модуль Юнга, также называемый модулем упругости, – это отношение напряжения, приложенного к объекту, и возникающей из-за него деформации. Более гибкие материалы характеризуются меньшими значениями модуля Юнга. 21. Abbas R, Cunningham E, Munk T, Bjelland B, Chukwueke V, Ferri A, Garrison G, Hollies D, Labat C and Moussa O: “Solutions for Long-Term Zonal Isolation,” Oilfield Review 14, no. 3 (Autumn 2002): 16–29. Stiles D: “Effects of Long-Term Exposure to Ultrahigh Temperature on the Mechanical Parameters of Cement,” paper IADC/SPE 98896, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, Miami, Florida, February 21–23, 2006. Верхний стыковочный цилиндр с уплотнением Фиксированная удерживающая плашка Уплотнение для скважин, добывающих тяжелую нефть с закачкой пара в пласт Фиксированная подвесная плашка Соединение хвостовика Рис 7. Подвеска хвостовика для скважин с высокими температурами производства компании Schlumberger. Разработанная для добычи с закачкой пара, эта подвеска хвостовика снабжена уплотнениями из углеволокна и сплава INCONEL. У этого оборудования фиксированные плашки и цельная оправка, что сводит к минимуму возможные места течи и позволяет вращать его при спуске в скважину. На сегодняшний день в Канаде инженеры компании Schlumberger уже установили в скважинах более 150 единиц такого оборудования, и при опрессовках они оставались в исправном состоянии. Некоторые из этих систем выдержали до 10 тепловых циклов с температурами до 343°C (649°F). 22. Подробнее об использовании частиц разного диаметра в цементах см.: Nelson EB, Drochon B and Michaux M: “Special Cement Systems,” in Nelson EB and Guillot D (eds): Well Cementing–2nd Edition. Houston: Schlumberger (2006): 233–268. 23. Цементы, претерпевающие небольшое расширение после затвердевания, – доказанное средство герметизации микрозазоров за обсадной колонной и улучшения первичных результатов цементажа. Улучшение сцепления цементного камня с обсадной колонной и пластом происходит благодаря уплотнению контакта между ними. 24. Palmer IAC: “Jade North Sea HPHT Development: Innovative Well Design Generates Best in Class Performance,” paper SPE/IADC 92218, presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, February 23–25, 2005. 67 Одна из основных компаний-операторов в Канаде, осуществлявшая программу добычи из горизонтальных скважин по технологии CSS, применяла на месторождении Колд-Лейк (Cold Lake) подвески хвостовиков для скважин с высокими температурами производства компании Schlumberger.25 Этой компании-оператору, использовавшей выполненные по ее техническим требованиям колонны-хвостовики с уплотнениями из углеволокна и сплава INCONEL в верхней части хвостовика, удалось эффективно использовать пар – он равномерно распределялся по всей длине горизонтальной скважины, что подтвердили периодические сейсмические исследования на опытном участке. Интенсификация притока и добыча Интенсификация притока из нефтегазоносных пластов производится двумя основными методами: с помощью кислотной обработки призабойной зоны пласта или путем его гидроразрыва. Оба метода воздействуют на повреждения пласта, привнесенные во время бурения, цементажа и перфорации, и улучшают сообщаемость пласта со стволом скважины. Цель состоит в том, чтобы вывести добычу углеводородов на уровень, значительно превышающий возможный при естественном притоке.26 При кислотной обработке призабойной зоны в пласт через существующие в нем естественные каналы с достаточно низкой – во избежание гидроразрыва Рис 8. Каналы, образованные при проведении кислотной обработки призабойной зоны пласта на керне карбонатной породы в лабораторном масштабе. Длина, направление и количество каналов зависят от химической активности пласта и скорости проникновения кислоты в пласт. После образования каналов по ним идет практически весь приток добываемой пластовой жидкости. 68 – подачей насосов закачивается жидкость с низким pH. Кислота растворяет растворимые компоненты породы в призабойной зоне и блокирующие ее материалы, оставленные там промывочными жидкостями на предыдущих этапах строительства скважины. Тем самым в породе создается фильтрационный путь для притока углеводородов через зону с повышенной проницаемостью. Рецептуры жидкостей для кислотной обработки рассчитаны на интенсификацию притока из карбонатных пород или песчаников. В большинстве кислотных обработок карбонатов соляная кислота HCl воздействует на пласты, состоящие из карбоната кальция (кальцита), либо карбоната кальция и магния (доломита), либо того и другого. При выходе кислоты через перфорационные отверстия обсадной колонны в пласт и растворении ею карбонатной породы создаются каналы особой формы и высокой проводимости («wormholes» – «червоточины»). Эти каналы расходятся по пласту лучами от точки закачки в него кислоты и проводят по себе практически весь приток добываемой пластовой жидкости (рис. 8). Интенсификация притока будет эффективной, если сеть каналов проникает в продуктивный пласт глубоко и равномерно. Обработка соляной кислотой эффективна при низких температурах, но при температурах выше примерно 93°C (200°F) могут появиться осложнения. При высоких температурах эта неорганическая кислота воздействует на пласты слишком быстро, и поэтому сеть каналов получается не столь глубокой и равномерной. К тому же в этих условиях, способствующих сильной коррозии труб, инженерам приходится увеличивать концентрации добавок токсичных ингибиторов коррозии. Не так давно химики компании Schlumberger решили эти проблемы, разработав жидкости для кислотной обработки, содержащие хелатообразующие вещества на основе гидроксиэтиламинокарбоновой кислоты. Соединения этой кислоты хорошо известны, массовое производство их давно налажено, а такие из них, как тетранатриевая соль ЭДТА и тринатриевая соль ГЭДТА, десятилетиями применяются в нефтегазовой промышленности, в основном как реагенты для удаления и предотвращения образования твердых отложений.27 Нефтегазовое обозрение Упомянутые хелатообразующие вещества и их аналоги прошли лабораторные испытания при температурах до 200°C. Анализ в основном сводился к заводнению кернов известняка и замерам скорости коррозии металлов, обычно применяемых в изготовлении труб. Наилучшие показатели были у раствора тринатриевой соли ГЭДТА, забуференного до pH около 4. Кислотность этого раствора меньше, чем даже у газированных напитков, поэтому его коррозионная активность гораздо ниже, чем у традиционных неорганических кислот, и для сильного замедления скорости коррозии труб достаточно добавить в него очень небольшое количество неагрессивных, экологически допустимых ингибиторов. Обладающая более высоким pH, тринатриевая соль ГЭДТА вступает в реакции медленнее и формирует обширную сеть протяженных каналов, а не единственный короткий проход (рис. 9). Помимо этого, для кислотной обработки в условиях ВДВТ жидкость на основе тринатриевой соли ГЭДТА гораздо эффективнее, чем HCl: она дает сопоставимый эффект при ее закачке в скважину в объеме в десять с лишним раз меньшем требующегося для этого объема соляной кислоты (рис. 10). 28 Рис 9. Испытание на кислотную обработку керна 20% раствором тринатриевой соли ГЭДТА. Техники прокачали раствор через известняковый керн диаметром 2,54 см (1 дюйм) и длиной 30,5 см (12 дюймов) при температуре 177°C (350°F). Раствор тринатриевой соли ГЭДТА создал многочисленные каналы, сформировавшие разветвленную сеть. Фотография входного торца керна (слева на рис.) показывает образование большого количества каналов. Серия срезов компьютерной томографии (справа на рис.) подтверждает, что сеть каналов простирается по всей длине керна. Первый слева вверху срез показывает входной торец керна, далее слева направо показаны следующие за ним срезы . 25. Smith RJ and Perepelecta KR: “Steam Conformance Along Horizontal Wells at Cold Lake,” paper SPE/ PS-CIM/CHOA 79009, presented at the SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium and International Horizontal Well Technology Conference, Calgary, November 4–7, 2002. 26. Подробнее об интенсификации притока см.: Economides MJ and Nolte KG (eds): Reservoir Stimulation, 3rd Edition. New York City: Wiley, 2003. 27. Хелатообразующие вещества – это соединения, используемые для предотвращения нежелательных реакций ионов металлов (таких как Ca, Mg и Fe). Например, они образуют химические комплексы, не выпадающие в осадок при проведении кислотных обработок, что предотвращает повреждение пластов. ЭДТА и ГЭДТА обозначают этилендиаминтетрауксусную кислоту и гидроксиэтилендиаминтетрауксусную кислоту соответственно. Frenier WW, Fredd CN and Chang F: “Hydroxyaminocarboxylic Acids Produce Superior Formulations for Matrix Stimulation of Carbonates at High Temperatures,” paper SPE 71696, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, September 30–October 3, 2001. 28. Frenier WW, Brady M, Al-Harthy S, Arangath R, Chan KS, Flamant N and Samuel M: “Hot Oil and Gas Wells Can Be Stimulated Without Acids,” paper SPE 86522, presented at the SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, February 18–20, 2004. Осень 2008 Открываемые поровые объемы 1 000 15% HCI 100 10 20% Na3ГЭДТА 1 0 2 4 6 8 Расход закачиваемой жидкости, барр./мин 10 12 Рис 10. Сравнение эффективности кислотной обработки 15%-ной HCl (фиолетовая кривая) и 20%-ным раствором тринатриевой соли ГЭДТА (Na 3ГЭДТА) (зеленая кривая) при температуре 177°C. График показывает количества жидкостей (выраженные в поровых объемах), используемые для кислотной обработки и требующиеся для радиального проникновения на глубину 30,5 см (12 дюймов) в 30,5-метровый (100-футовый) интервал карбонатного пласта с проницаемостью 100 мД и пористостью 20%. Результаты показывают, что, независимо от расхода закачиваемой жидкости Na 3ГЭДТА, эффективнее HCl более чем на порядок. 69 Жидкость, сшитая боратом 1 600 1 400 Вязкость при 100 c–1, сП 1 200 1 000 800 600 400 200 0 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 120 140 160 180 Время, мин Жидкость, сшитая цирконатом Вязкость при 100 c–1, сП 1 000 800 600 400 200 0 0 20 40 60 80 100 Время, мин До сдвига После сдвига со скоростью 1 350 c–1 в течение 5 мин Рис 11. Поведение жидкостей на основе гуаровой смолы и сшитых соединениями боратов и цирконатов при сдвиговых деформациях. Реологические испытания жидкостей ГРП производят в двух основных устройствах: на стенде моделирования поведения этих жидкостей при различных скоростях сдвига и в вискозиметре. На стенде моделирования рабочие жидкости ГРП подвергаются сдвигу в условиях, в которые они попадают при прокачке по трубам к перфорационным отверстиям обсадной колонны. Вискозиметр измеряет вязкость этих рабочих жидкостей ГРП при различных скоростях сдвига, температурах и давлениях. Исследования сдвигового поведения жидкости ГРП показывают, как сдвиговая деформация жидкости при ее прохождении по трубам влияет на ее вязкость. Техники осуществляют замеры и строят графики реологического поведения двух одинаковых жидкостей: одной, прошедшей подготовку на стенде моделирования (синяя кривая), и другой, которая такой подготовки не прошла (розовая кривая). Результаты испытаний показывают, что после длительного 70 пребывания на стенде моделирования в создаваемой там среде с высокими скоростями сдвига вязкость жидкости, сшитой боратами, вернулась к тем же значениям, что и у второй такой же жидкости, но не прошедшей предварительной подготовки на стенде моделирования. В итоге графики вязкости совместились (вверху на рис.). С другой стороны, жидкость, сшитая цирконатом, безвозвратно утратила свою вязкость после предварительной подготовки на стенде моделирования (внизу на рис.). При реально проводимом ГРП это повысило бы вероятность выпадения проппанта из жидкости. Основные значения вязкости на графиках соответствуют скорости деформации сдвига 100 с –1. Периодически возникающие пики графика указывают на скачки скорости сдвига в вискозиметре до значений около 300 с–1. Замеры вязкости при различных скоростях сдвига позволяют рассчитать дополнительные реологические параметры, используемые инженерами для оптимизации рецептур рабочих жидкостей ГРП. Нефтегазовое обозрение Для проведения гидроразрыва пласта (ГРП) в него через перфорационные отверстия в обсадной колонне закачивают большие объемы жидкости при расходе и давлении, достаточных не только для образования трещины в пласте, но и для распространения этой трещины далеко за пределы призабойной зоны пласта. На завершающем этапе закачки вместе с жидкостью в трещину подается заполняющий ее проппант – силикатные, керамические или бокситовые гранулы правильной сферической формы. Таким образом создается высокопроницаемый канал из продуктивного пласта в ствол скважины.29 Вязкость рабочей жидкости, используемой для ГРП, является важнейшим параметром в этом процессе – от нее зависит, как раскроется и будет развиваться трещина в пласте, как проппант пройдет через перфорационные отверстия в обсадной колонне, как он прокачается по трубам и как он войдет в трещину. Чтобы в условиях ВДВТ получить достаточную вязкость, обычно готовят раствор из сшитых ионами металла полимеров на основе гуаровой смолы. Чаще всего в качестве сшивателей полимеров применяют бор и цирконий.30 Однако для успешного ГРП в условиях ВДВТ одной только требуемой вязкости еще не достаточно. Чтобы свести к минимуму потери давления от трения при прокачке жидкости в скважину, нужно задержать начало химических реакций сшивания полимеров до момента вхождения рабочей жидкости ГРП в перфорационные отверстия. Кроме того, вязкость не должна претерпевать слишком большие изменения в средах с высокими скоростями сдвига, обычно свойственных трубным пространствам и перфорационным отверстиям, иначе рабочая жидкость будет плохо раскрывать трещину и доставлять к ней проппант, отчего повышается вероятность его преждевременного выпадения из этой жидкости.31 Существует принципиальное различие между свойствами жидкостей, сшитых боратами и цирконатами. Сшивание боратами происходит путем образования ионных связей, способных разрушиться в условиях высоких скоростей сдвига, однако при восстановлении условий с низкими скоростями сдвига восстанавливаются и эти связи, и вязкость жидкости. Свойства жидкосОсень 2008 тей, сшитых цирконатами, такой обратимости не демонстрируют – сшивание в них обеспечивается ковалентными связями, образующимися только один раз. Если сшивание жидкости и рост скоростей ее сдвига происходят слишком рано, связи необратимо разрываются, вязкость жидкости понижается и возрастает вероятность выпадения из нее проппанта (рис. 11). Поэтому сшивание полимеров должно находиться под контролем и произойти там, где нужно, и в нужное время. Несмотря на это, для ГРП в условиях ВДВТ используются почти исключительно только жидкости, сшитые цирконатом, – в основном по причине большей термостойкости, чем у жидкостей, сшитых боратами. Хотя имеет место стабильный прогресс в разработке новых рецептур, осуществить полноценный контроль над сшиванием жидкостей цирконатами по-прежнему трудно. Реакции сшивания зависят от температуры, а спрогнозировать температуры в трубах скважин с ВДВТ часто бывает сложно. Химики решили эти проблемы, сведя лучшие свойства боратов и цирконатов в один состав: жидкость ГРП ThermaFRAC. В новой жидкости на основе карбоксиметилгидроксипропилового эфира гуаровой смолы (carboxy methylhydroxypropyl guar – CMHPG) с двойным сшивателем происходят две реакции сшивания: первичная реакция с участием бората при низкой температуре и вторичная, инициируемая повышенной температурой, реакция с участием цирконата. Сшивание боратом обеспечивает устойчивость к воздействию скорости сдвига, а связь с участи- ем цирконата повышает термостойкость жидкости (рис. 12).32 Приготовить такую жидкость и получить при этом ожидаемый результат проще, потому что уже не требуется добавок, прежде использовавшихся для стабилизации и контроля традиционных, сшитых исключительно цирконатами, жидкостей. Лабораторные испытания показали, что новые жидкости нормально работают при температурах от 200 до 375°F (от 93° до 191°C). Юг Техаса давно является одним из главных центров проведения работ в условиях ВДВТ, и работавшие там компании-операторы поняли, что в решении возникающих проблем нужно больше полагаться на новые технологии. Продуктивные пласты в этом регионе залегают глубоко, и приток из них нуждается в частой интенсификации с использованием колонн труб большой длины или через заканчивания скважин малого диаметра. Существуют две основные причины осложнений, связанных с геометрией рассматриваемых скважин. Первая состоит в том, что при интенсификации притока для уменьшения потерь давления от трения жидкости и сокращения числа мобильных насосных агрегатов, нужна пониженная подача насосов.33 Но пониженная подача ограничивает давление, имеющееся в распоряжении инженеров для раскрытия и развития трещины в пласте. Вторая причина заключается в том, что в трубах малого диаметра рабочие жидкости ГРП попадают в условия с высокими скоростями сдвига, где жидкости на основе цирконатов особенно подвержены преждевременной утрате качества. Применение жидкостей с двумя сшивателями успешно решило эти проблемы. 29. Подробнее о гидроразрыве пласта см.: Economides and Nolte, сноска 26. 32. Гуаровая смола – порошок, состоящий из молотого эндосперма семян гуарового дерева. Широко используется в качестве загустителя в пищевой промышленности. Производные гуаровой смолы – очищенные и функционализированные продукты с хорошей термостойкостью. Наиболее распространенные производные гуаровой смолы, использующиеся для ГРП, – ее гидроксипропиловый эфир (hydroxypropyl guar – HPG) и карбоксиметилгидроксипропиловый эфир (carboxymethylhydroxypropyl guar – CMHPG). 30. Сшивание – процесс образования связей, соединяющих одну полимерную цепь с другой. Бор и цирконий взаимодействуют с полимерами на основе гуаровой смолы, образуя связи, на несколько порядков увеличивающие эффективный молекулярный вес полимеров и кардинально повышающие вязкость жидкости. 31. Преждевременное выпадение проппанта из рабочей жидкости ГРП происходит в случае перекрытия его частицами перфорационных отверстий в обсадной колонне и блокировки ими дальнейшего поступления жидкости. В этой ситуации происходит еще и резкий рост давления закачки. Преждевременное выпадение проппанта на забой происходит либо при недостаточном объеме трещины ГРП, либо когда проппанта в трещину вошло меньше, чем планировалось, либо если первое и второе произошло одновременно. 33. Потери давления на трение – это снижение давления, происходящее от потерь давления при течении жидкости по трубам. Это снижение давления, в основном, зависит от диаметра труб, их длины, реологических характеристик жидкости и ее расхода. Сильное трение снижает давление жидкости на выходе из труб. 71 Жидкость ThermaFRAC 1 000 900 800 Вязкость при 100 с–1, cП 700 600 500 400 300 200 100 0 0 25 50 75 100 125 150 175 200 Время, мин Без сдвига После сдвига при 350 с–1 в течение 5 мин Рис 12. Поведение жидкости ThermaFRAC при сдвиговых деформациях при температуре 135°C (275°F). После длительного нахождения в среде с высокими скоростями сдвига на стенде моделирования скоростей сдвига вязкость жидкости ThermaFRAC не претерпевает существенных изменений. Например, в одном случае в скважине после ГРП смяло обсадную колонну. Капитальный ремонт по восстановлению проводимости скважины и уровня добычи успеха не принес, и у компании-оператора осталась единственная возможность – зарезать боковой ствол и установить в нем оборудование для заканчивания малого диаметра. Для осуществления этих работ необходимо было спустить в скважину 12 200 футов (3719 м) насосно-компрессорных труб диаметром 2⅜ дюйма от устья до интервала добычи, а после спуска провести крепление этой колонны цементажом. Из-за повреждений скважины при капитальном ремонте серьезную озабоченность вызывала целостность ее ствола. Кроме того, компанию-оператора волновали потери давления от трения жидкости и высокие скорости поглощения жидкости созданной трещиной ГРП. Мощность интервала добычи, представленного песчаником, составляла 46 футов (14 м), а температура на забое равнялась 310°F (154°C). 72 Для устранения ожидавшихся сложностей компания-оператор дала разрешение на проведение обработки призабойной зоны пласта жидкостью ThermaFRAC. Самой жидкости гидроразрыва без проппанта было необычно много – 65% от общего объема, а для компенсации большой скорости поглощения жидкости в трещину концентрация CMHPG была высокой – 45 фунт/1 000 галл. США (5,4 кг/л).34 Чтобы снизить до минимума потери давления на трение жидкости, максимальная подача насосов составляла 12 барр./мин (1 908 л/мин). Жидкость с проппантом доставила в трещину 62 000 фунтов (28 120 кг) боксита с покрытием из смолы размером 20/40 меш с концентрацией до 8 фунт/галл. США (961 кг/м3) жидкости разрыва. Вслед за успехом этой работы компания-оператор применила жидкости с двойным сшивателем еще в ряде скважин малого диаметра, включая одну скважину, где 295 000 фунтов (133 810 кг) проппанта из керамики и керамики с покрыти- ем из смолы размером 20/40 меш были закачаны в интервал толщиной 74 фута (22,6 м) по насосно-компрессорной трубе диаметром 2⅞ дюйма и длиной 11 600 футов (3 536 м). На момент написания этой статьи по заказам 11 компанийоператоров, работающих на юге Техаса, в скважинах с забойными температурами от 121° до 191°C (от 250° до 375°F) было выполнено более 60 операций ГРП с применением ThermaFRAC. Новая жидкость гидроразрыва использовалась и для интенсификации добычи из газоносного песчаника с ВДВТ на севере Германии. Средняя глубина пластов составляла 4 550 м (14 930 футов) фактической вертикальной глубины, а температура на забое – приблизительно 150°C. Давления на забое находились в диапазоне от 25 до 30 MПa (от 3 630 до 4 350 фунт/дюйм2), а диапазон изменения проницаемости пласта составлял от 0,1 до 5 мД. На этом участке инженеры обычно выполняли ГРП с использованием специальной колонны насосно-компрессорных труб с установкой для капитального ремонта скважины. Для экономии средств компания-оператор предполагала начать интенсификацию притока без установки для капитального ремонта посредством закачки жидкости ГРП в последнюю колонну, спущенную перед заканчиванием. Жидкости гидроразрыва обычно готовятся на воде при температуре окружающей среды. Однако закачка холодной жидкости через уже выполненное заканчивание скважины могла вызвать сжатие труб, достаточное для создания избыточного напряжения в пакерах и потери функции разобщения пластов. Поэтому для сведения к минимуму эффектов теплообмена воду для приготовления раствора нужно было подогреть до 50°C (122°F). Состояние связи, выстраиваемой сшивателем цирконатом, зависит от температуры, и потому надежно проконтролировать реологические свойства раствора, используя традиционную систему с одним сшивателем, по-видимому, было бы затруднительно. 34. Гидроразрыв пласта с использованием рабочих жидкостей проводится в два этапа. На первом этапе закачивается жидкость разрыва без проппанта, создается начальная трещина, заполнение которой приводит к ее распространению. На втором этапе закачивается жидкость с проппантом, который доставляется по трубам и через перфорационные отверстия в обсадной колонне в эту трещину. Нефтегазовое обозрение Для выработки нужного решения инженеры провели эксперименты по подбору рецептуры жидкости в Лаборатории поддержки заказчиков компании Schlumberger (Schlumberger Client Support Laboratory) в Абердине, Шотландия. Эта лаборатория оснащена испытательным оборудованием, способным моделировать как температурные условия, так и среды с конкретными скоростями сдвига, ожидавшимися в рассматриваемой скважине в Германии. Испытания показали, что жидкость с двумя сшивателями предоставляет достаточную свободу действий при планировании работ по интенсификации притока для достижения целей компании-оператора в отношении экономии средств. Инженеры выполнили ГРП с жидкостью ThermaFRAC в одной из скважин с продуктивным горизонтом мощностью 30 м (98 футов), закачав в скважину 184 м 3 (48 600 галл. США) жидкости с концентрацией CMHPG 4,8 кг/м 3 (40 фунт/1 000 галл. США) и заполнив трещину 32 метрическими тоннами (70 500 фунтами) высокопрочного проппанта размером 20/40 меш с покрытием из смолы. В результате проводимость трещины в этой скважине по сравнению с другими скважинами на этом участке, где для ГРП использовали традиционные жидкости с одним сшивателем, увеличилась на 250%, а ее дебит на 30% превысил прогноз заказчика. После этого оператор выбрал использовавшуюся жидкость для интенсификации притока еще семи скважин в этом регионе. В некоторых типах продуктивных пластов с ВДВТ существенного увеличения добычи после кислотной обработки призабойной зоны пласта или ГРП не произойдет. Пожалуй, наилучшим примером здесь будут запасы тяжелой нефти, для которых предпочтительным методом интенсификации притока будет закачка пара в скважины для снижения вязкости нефти. При использовании технологии SAGD на генерацию пара уходит приблизительно 75% всех производственных затрат. Уменьшение соотношения пара и нефти и сохранение оптимального дебита – ключевые составляющие повышения доходности. Уменьшение закачиваемых объемов пара экономит затраты на расходуемую Осень 2008 Насос Прием насоса Электродвигатель Рис 13. Система механизированной добычи с использованием ЭЦН REDA Hotline550. Многокомпонентную сборку ЭЦН можно использовать в скважинах с температурами на забое до 218°C (в центре рис.). «Сердцем» этой системы является центробежный насос с подшипниками из карбида кремния или карбида вольфрама, увеличивающими его ресурс при экстремальных температурах (слева на рис.). При заканчивании скважин количество ступеней насоса можно скорректировать под конкретные требования. В электродвигателе насоса используются уплотнения «металл-металл», создающие термостойкий механический барьер проникновению жидкости (справа на рис.). Кабели, питающие электродвигатель и передающие данные на поверхность, защищены изолирующей броней из тяжелой гальванизированной стали, нержавеющей стали и коррозионно-устойчивого сплава монель (врезка). К ноябрю 2008 г. в Канаде система Hotline550 работала более чем в 100 скважинах с высокими температурами. энергию, понижает количество воды в добываемой из скважины жидкости, расходы на обработку и связанные с этим выбросы CO 2. Уменьшить соотношение пара и нефти в диапазоне от 10 до 25% можно путем применения систем электрических погружных центробежных насосов (ЭЦН). ЭЦН позволяют вести добычу из пластов при давлениях, не связанных с давлениями на устье скважины или сепараторе, что повышает эффективность добычи с использованием пара и снижает ее стоимость как минимум на 1 доллар США на баррель добываемой нефти. Многочисленные канадские компании-операторы, включая компании Encana, Suncor, ConocoPhillips, Nexen, TOTAL, Husky и Blackrock, установили в паронагнетательных скважинах высокотемпературную систему ЭЦН REDA Hotline550 (рис. 13). Это 73 Светопотеря Светопотеря Стандартное одномодовое волокно Одномодовое волокно с сердечником из чистого кварца Волокно WellWatcher BriteBlue Длина волны, нм Время, мин Рис 14. Влияние водорода на работу оптического волокна в условиях ВДВТ. Испытания по ускоренной методике определяют , как работает многомодовое волокно WellWatcher BriteBlue при высоких температурах (синяя кривая) по сравнению с традиционными одномодовыми оптическими волокнами (красная и оранжевая кривая). Скорость потери светопередачи у много- оборудование рассчитано на безостановочную работу при температуре до 288°C (550°F) в электродвигателе или 218°C (425°F) на забое скважины благодаря высокотемпературной термопластической изоляции обмотки электродвигателя, которая компенсирует разной степени расширение и сжатие различных материалов, используемых в насосе. Большое количество таких ЭЦН работали безостановочно в течение более двух лет. Мониторинг Чтобы эффективно добывать тяжелую нефть с использованием технологий SAGD или CSS, нужно поддерживать оптимальное распределение температуры в продуктивном пласте, поэтому инженерам для корректировки параметров закачки пара или дебита при добыче нужны получаемые в режиме реального времени температурные данные. Более десяти лет такие данные доставляются на поверхность лазерными сигналами по кабелям из оптического волокна Sensa, использующимся в системах распределенного определения температуры (distributed temperature sensing – DTS) WellWatcher. 35 Однако традиционные системы DTS не могут нормально работать в условиях ВДВТ. 74 модового волокна значительно меньше (слева на рис.) – после спуска в скважину оно годами может использоваться для передачи данных. В отличие от одномодовых волокон, новые волоконные материалы не теряют способности проводить свет в используемом диапазоне длин волны (справа на рис.). Большинство оптических волокон начинают разрушаться от контакта с водородом, естественным образом присутствующим в скважинах. Это разрушение ускоряется при высоких температурах, пагубно влияя на передачу сигналов и точность измерений. При температурах выше 200°C в среде с повышенным давлением водорода традиционные оптические волокна могут стать непригодными к использованию за несколько дней. Инженеры компаний Schlumberger и Sensa решили эту проблему, разработав многомодовое оптическое волокно WellWatcher BriteBlue из материала с повышенной температурной и химической устойчивостью в водородной среде (рис. 14). 36 Модернизированная версия системы, WellWatcher Ultra DTS, использующая новое оптическое волокно, позволяет проводить измерения температуры с точностью ±0.01°C (±0.018°F) на расстояниях до 15 км (9,3 миль) с пространственным разрешением 1 м (3,3 фута). Начиная с 2007 г., новые оптоволоконные системы применяются в Канаде при заканчивании скважин с забойными температурами до 300°C (572°F), эксплуатирующихся с применением технологии добычи, основанной на закачке пара (рис. 15). До настоящего момента оптическое волокно и сис- темы измерений работают без какихлибо явных ухудшений, а компанииоператоры используют поступающие к ним температурные данные как надежную основу для принятия решений о корректировке режимов закачки пара и добычи нефти для получения максимальной эффективности (рис. 16). Разработка перспективных технологий для ВДВТ Важные технологии, внедренные за последнее десятилетие, позволяют компаниям-операторам уверенно решать многочисленные проблемы на проектах с ВДВТ (рис. 17). С продолжением роста объемов работ в скважинах с ВДВТ и усложнением условий в них, потребуются более совершенные материалы и оборудование. 35. Al-Asimi M, Butler G, Brown G, Hartog A, Clancy T, Cosad C, Fitzgerald J, Navarro J, Gabb A, Ingham J, Kimminau S, Smith J and Stephenson K: “Advances in Well and Reservoir Surveillance,” Oilfield Review 14, no. 4 (Winter 2002/2003): 14–35. 36. Многомодовое оптическое волокно в основном используется для связи на короткие расстояния, например, внутри зданий или в поселках. Типичные многомодовые каналы поддерживают передачу данных со скоростью до 10 Гбит/с на расстояния до нескольких километров. У многомодового оптического волокна светосила выше, чем у одномодового, что позволяет использовать более дешевые электронные устройства, такие как светодиоды или маломощные лазеры, работающие на длине волны 850 нм. Нефтегазовое обозрение Закачка пара Извлеч ение не фти Рис 15. Оптоволоконный кабель WellWatcher BriteBlue в скважине по добыче тяжелой нефти. Инженеры вводят под давлением оптическое волокно в трубку, находящуюся внутри колонны Осень 2008 180 160 140 120 Температура, °C 100 80 Температура 166 [ 195 138 [ 166 109 [ 138 81 [ 109 60 40 53 [ 81 25 [ 53 3 [ 25 мя, 0 с 20 300 250 200 150 100 50 0 Вре Инженеры работают над тем, чтобы использовать достижения каротажа приборами на кабеле в условиях ВДВТ в работах по измерениям и каротажу в процессе бурения. Системы измерений должны не только выдерживать повышенные температуры и давления, но и надежно работать при ударных нагрузках и вибрации, возникающих при бурении. Задача состоит в снижении риска, связанного с бурением, путем оптимизации закладки скважин, улучшения целостности их стволов и снижения количества СПО. В настоящее время химики исследуют возможность расширения области применения различных добавок для первичного и ремонтного цементажей, а также жидкостей для интенсификации притока, – до условий ВДВТ-hc. В эти исследования входит разработка новаторских герметизирующих материалов для установки цементных мостов и ликвидации скважин с ВДВТ в конце периода их эксплуатации, а также долговременного разобщения пластов для предотвращения перето- гибких насосно-компрессорных труб (врезка), подвешенной на устье и проходящей через продуктивный интервал. 500 1 000 1 500 Расстояние от устья скважины до точки замера, м 0 2 000 Рис 16. Полученный с помощью системы WellWatcher BriteBlue профиль температуры в скважине, эксплуатируемой по технологии SAGD. Оптические волокна передают температурные данные на поверхность с разрешением 1 м (3,3 фута). Резкий рост температуры показывает , что эффективная закачка пара ограничена горизонтальным интервалом приблизительно между 900 и 1 500 метрами (между 2 950 и 4 920 футами). 75 Макс. температура Области услуг Бурение и оценка Бурение Оценка Управляемое роторное бурение 150° C Буровые растворы на основе формиатов 155° C Измерения в процессе бурения Каротаж в процессе бурения Петрофизика Каротаж приборами на кабеле (аппаратный комплекс SlimXtreme) Продуктивный Каротаж в процессе бурения пласт Каротаж на кабеле 175° C Геология Геофизика Испытания Добавки Разработка Цемен[ тирование Интенсифика[ ция притока Заканчивание скважин Добыча 20 22,5 25 27,5 30 32,5 35 кфунт/ дюйм2 кфунт/ дюйм2 кфунт/ дюйм2 кфунт/ дюйм2 кфунт/ дюйм2 кфунт/ дюйм2 кфунт/ дюйм2 260° C Каротаж в процессе бурения 150° C Каротаж на кабеле Каротаж в процессе бурения Каротаж приборами на кабеле (аппаратный комплекс SlimXtreme) Испытание пласта пластоиспыта телем на бурильных трубах Перфорация перфораторами, спускаемыми на трубах Пробоотборник Quicksilver Probe Замедлитель Поглощение рабочей жидкости 175° C 150° C 260° C 215° C 260° C 260° C 249° C 249° C 260° C Цемент FlexSTONE HT 250° C Жидкости 230° C Мониторинг ГРП 175° C Жидкость для кислотной обработки ГЭДТА 205° C Жидкость ГРП ThermaFRAC Скважинные клапаны[отсекатели и изолирующие клапаны Верхнее Пакеры 190° C 200° C Регулирование дебита 218° C 175° C Фильтры 175° C Жидкости Устройства Подвеска хвостовика для высоких температур 150° C 175° C 340° C 260° C Перфорация Постоянный 175° C Система WellWatcher Ultra 300° C Каротаж в эксплуатационных скважинах 200° C ЭЦН REDA Hotline550 218° C ВДВТ >150°С или 10 кфунт/дюйм2 Рис 17. Сводная таблица продуктов и услуг для условий ВДВТ. Номенклатура продуктов и услуг для скважин с ВДВТ охватывает весь срок строительства и эксплуатации скважины. Цветная ко- ков жидкости между ними или выхода жидкости на поверхность. В дополнение к этому ведутся научные исследования по созданию оборудования для заканчивания скважин из материалов с большей устойчивостью к коррозионным жидкостям и газам. Как правило, компании-операторы практически не участвуют в проектировании и изготовлении оборудования или разработке новых химичес76 17,5 кфунт/ дюйм2 260° C 316° C Механизирован[ ЭЦН ная добыча 15 кфунт/ дюйм2 150° C Оценка Мониторинг 12,5 кфунт/ дюйм2 175° C Испытания Нижнее 10 кфунт/ дюйм2 Ультра[ВДВТ >205°С или 20 кфунт/дюйм2 ВДВТ[hc >260°С или 35 кфунт/дюйм2 дировка обозначает соответствие указанных технологий категориям ВДВТ, ультра-ВДВТ и ВДВТ-hc. Жирным шрифтом выделены продукты и услуги, о которых рассказывается в этой статье. ких продуктов для обычных скважин, однако успех будущих проектов в условиях ультра-ВДВТ и ВДВТ-hc будет определяться именно их участием. Сотрудничество операторов и сервисных компаний неизбежно будет становиться все более тесным при проведении проверки пригодности, изготовлении оборудования, его сборке, испытаниях и монтаже. Ученые и инженеры компании Schlumberger го- товы участвовать в этом сотрудничестве, помогая всей отрасли в развитии технологий, необходимых для удовлетворения возрастающих мировых потребностей в энергии. —ЭБН Нефтегазовое обозрение
