Odoptu-mare

Odoptu-mare
53°22′44″ s. SH. 143°10′10″ E e.
Țară
Subiectul Federației RuseRegiunea Sakhalin
Produsepetrol, gaze naturale 
Deschis1998 
punct rosuOdoptu-mare
punct rosuOdoptu-mare

Odoptu-Sea (Northern Dome) este un zăcământ de gaz și petrol din Rusia . Este situat pe raftul Mării Okhotsk , la latitudinea capătului nordic al golfului Piltun , în zona de acumulare de petrol și gaze cu același nume, la 6-10 km est de coasta insulei Sahalin [1] ] . Face parte dintr-un zăcământ descoperit în 1977 [2] și a produs petrol industrial pe 7 august 1998 din puțul nr. 202. Ulterior, acest zăcământ a fost împărțit în două câmpuri independente - Domul Nord, Domul Central și Domul Sud (ele fac parte din zona autorizată a proiectului Sakhalin-1 ).

Explorare și foraj direcțional

La începutul anilor 1970, în URSS a început construcția primei sonde direcționale pentru explorarea câmpului Odoptu-Sea de pe raftul Sakhalin; puțul, lung de 3406 m, a fost finalizat în 1973, dar nu a produs petrol. Abaterea sa de la verticală a fost de 2435,4 m, ceea ce timp de 10 ani a fost recordul URSS [2] .

În 1975, a fost semnat un acord între Ministerul Comerțului Exterior al URSS și compania japoneză Sodeko privind explorarea pe raftul Sakhalin cu ajutorul platformelor petroliere plutitoare . Prima sondă exploratorie avea 2500 m lungime și a fost forată pe flancul vestic al Domului de Nord. Până în 1982, au fost forate 3 puțuri de explorare și 12 sonde de explorare de la instalațiile de foraj plutitoare „Borgsten Dolphin” și „Hakuri-2”, de la instalațiile de foraj jack-up „Hakuri-4” și „Okha”. Deja în 1977, forajele de explorare au confirmat prezența zăcămintelor la 4-10 km de coastă, câmpul a fost numit Otoptu-more. Cu toate acestea, rezervele de petrol și gaze dizolvate de la Domul Nordic, aprobate de Comisia de Stat pentru Rezerve Minerale din subordinea Ministerului Geologiei URSS în 1985, au făcut neprofitabilă dezvoltarea industrială a câmpului cu tehnologiile existente și a fost amânată [2] .

Mastering

Utilizatorul subsolului și operatorul de dezvoltare a câmpului este OAO Rosneft-Sakhalinmorneftegaz , în baza unei licențe de drept de utilizare a subsolului în Domul Nordic al câmpului (SHOM, Nr. 10429 din 2 noiembrie 1993), emisă de Comitetul de Federația Rusă pentru Geologie și Utilizarea Subsolului [3] .

Evaluând tehnologiile de foraj disponibile la sfârșitul secolului al XX-lea și propria experiență de producție, dezvoltatorul a decis să folosească forarea puțurilor direcționale de la țărm pentru dezvoltarea câmpului. Astfel, câmpul a devenit primul teren de testare din Rusia pentru utilizarea puțurilor cu abatere ultra-lungă a găurilor de fund de la verticală: adâncimea lor a fost de aproximativ 1600 m, iar abaterea verticală a fost de la 4,5 la 6 km, factorul de complexitate a fost de 4. .Îmbunătățirea tehnologiei de foraj, analiza rezultatelor metodelor tehnologice de aplicare a făcut posibilă creșterea ratei de forare a puțurilor până la 2200 de metri de puț pe lună și reducerea costului forajului la 1000 de dolari pe m [2] .

Punerea în funcțiune a primei sonde nr. 202 cu o gaură de fund de 4781 m [2] cu un debit zilnic de 250 de tone este considerată începutul dezvoltării raftului rusesc în Orientul Îndepărtat [4] . Din 1998, Marea Odoptu, ca câmp independent, se află în exploatare pilot (PE). Adâncimea mării în câmp este de aproximativ 18 metri, dar se dezvoltă de la țărm, ceea ce este de 4-5 ori mai ieftin decât producția de petrol de pe platforme staționare rezistente la gheață. Această experiență a fost folosită de operatorul proiectului Sakhalin-1, Exxon, în dezvoltarea câmpului Chayvo și a Domului Central Odoptu [2] .

La sfârșitul lunii martie 2011, pe câmp a fost forată o sondă de 7.600 m lungime (nr. 279), care a devenit una dintre cele mai productive din istoria Sakhalinmorneftegaz [5] . Sonda OR-11, forată în luna ianuarie a aceluiași an, a stabilit un record mondial atât în ​​ceea ce privește lungimea de penetrare - 12.345 metri, cât și lungimea sondei orizontale - 11.475 metri [6] .

Până în 2004, peste 1.600 de metri cubi de petrol uscat pe zi erau produși din 12 puțuri de pe câmp. Producția anuală a crescut de zece ori din 1998: de la 35.000 de tone în 1998 la 350.000 de tone în 2003 [2] . Până în 2020, domeniul a furnizat 50% din producția SRL RN-Sakhalinmorneftegaz [3] .

La sfârșitul lunii iulie 2020, Rosneft a oprit complet producția de petrol de către RN-Sakhalinmorneftegaz din cauza defecțiunii echipamentelor de pe conducta Okha-Komsomolsk-on-Amur construită în 1974, precum și din cauza necesității ca Rusia să respecte acordul OPEC + [7] .

Echipamente tehnologice

Echipamentele străine de la companiile IRI, Ideko, Sumitomo , CANRIG, Grant sunt utilizate pentru dezvoltarea și exploatarea puțurilor pe teren. Instalația de foraj cu motor cu o capacitate de ridicare de 400 de tone este echipată cu un dispozitiv pentru deplasarea unui bloc de foraj pentru forarea în cluster. Sistemul mecanizat de preparare a fluidului de foraj este adaptat pentru utilizarea unei emulsii inversate pe bază de ulei , vă permite să colectați butași pentru curățare și eliminare [2] .

Studiile geofizice în timpul forajului și calculul traiectoriei sunt efectuate de antreprenori străini [2] .

Cea mai dificilă sarcină în forarea puțurilor direcționale este ridicarea și căderea garniturii de foraj cu un diametru de 244,5 mm. într-un puț aproape orizontal la o adâncime de cel puțin 4 mii de metri. Deci, în prima sondă nr. 202, șirul s-a oprit la nivelul de 3677 m în loc de 4000. Pentru a rezolva această problemă, s-a decis să coboare șirul fără umplere cu fluid de foraj și, de asemenea, să se aplice namoluri de diferite densități în părțile inferioare și superioare ale șnurului pentru a ușura partea inferioară și pentru a crea o forță motrice în partea de sus. Folosind această tehnologie, șirurile au fost trecute cu succes în toate puțurile, inclusiv în Nr. 208 cu o lungime de 6446 m în 44 de ore [2] .

Ei bine dispozitiv

În primul rând, ar trebui să prevină complicațiile în timpul forajului. Prin urmare, în partea superioară a puțului, expusă nisipului și apei, imediat după șirul de tubaj cu diametrul de 720 mm și lungimea de 14 m, este aranjat un conductor de beton. Arborele pentru acesta este găurit cu o daltă cu un diametru de 660,4 mm până la o adâncime de 90-130 m, apoi un conductor cu un diametru de 508 mm este coborât în ​​el și cimentat. Apoi, o coloană intermediară cu diametrul de 340 mm este coborâtă în arborele cu diametrul de 444,5 mm până la o adâncime de 1300 m, este cimentată la gură și poate avea o formă curbată. Arborele pentru al doilea șir intermediar (244,5 mm) este găurit cu un burghiu cu diametrul de 311,2 mm până la un reper de 5300 m de la capul sondei. Sonda este completată de un tub de producție cu diametrul de 168 mm și lungimea de 2-3 km, funcționând într-un interval de peste 4000 m [2] .

Când construiți a doua duzină de puțuri în ansamblul găurii de fund (BHA), în loc de motoare de fund , utilizați sisteme rotative orientabile care sunt mai bine controlate, schimbați fără probleme traiectoria și creșteți penetrarea zilnică cu 25-32% la un cost constant pe metru.

Note

  1. ↑ Câmpul Odoptu-mare .
  2. ↑ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Valitov, R.A., Ismakov, R.A. Tehnologia de foraj orizontal de sondă pe exemplul zăcământului Odoptu-more (domul nordic)  // Afaceri cu petrol și gaze: jurnal electronic. - 2004. - T. 2 . - S. 61-66 . Arhivat din original pe 10 ianuarie 2020.
  3. ↑ 1 2 Șeful RN-Sakhalinmorneftegaz Sergey Dryablov: vino la Okha! (03.11.2011). Data accesului: 1 decembrie 2014. Arhivat din original pe 17 noiembrie 2015.
  4. ↑ ROSNEFT: SHELF DEVELOPMENT , Oil and Gas Vertical, Nr. 15-16/2011 . Arhivat din original pe 17 noiembrie 2015. Preluat la 1 decembrie 2014.
  5. ↑ ÎNREGISTRĂRI DE FORĂRI PENTRU FUTURI ÎN ROSNEFT . Consultat la 1 decembrie 2014. Arhivat din original pe 10 decembrie 2014.
  6. ↑ Cele mai adânci puțuri de petrol din lume forate în Rusia . Preluat la 27 septembrie 2020. Arhivat din original la 26 noiembrie 2020.
  7. ↑ Rosneft a oprit producția de petrol la Sakhalinmorneftegaz , INTERFAX.RU  (3 august 2020). Arhivat din original pe 3 august 2020. Preluat la 4 august 2020.

Link -uri