Разработка крупных карбонатных месторождений со сложными геолого-технологическими условиями всё чаще требует не простого наращивания фонда скважин, а точного инженерного выбора между длиной ствола, технологической реализуемостью и экономическим эффектом. В таких проектах решающим становится не только то, насколько далеко можно добраться до продуктивной зоны, но и то, какой ценой это будет сделано — с точки зрения бурения, безопасности и будущей эксплуатации.
Объект Y — глубоко залегающий карбонатный объект крупного многопластового месторождения, относящегося по объёму запасов углеводородов к категории уникальных (>300 млн. тонн нефти). Южная зона недоступна для разбуривания традиционными способами ввиду наличия жилых строений на поверхности.
Именно к такому типу относится объект Y — самостоятельный нижнемеловой карбонатный объект крупного многопластового месторождения. Для него характерны высокие пластовые давления, повышенная температура, неоднородное строение по продуктивным пачкам и наличие H₂S и CO₂ в пластовом флюиде. По данным проекта, начальное пластовое давление составляет порядка 520–540 бар, пластовая температура — около 127 °C, поровое давление соответствует примерно 1,45 sg, а градиент разрыва пород — около 2,09 sg. Это формирует узкое окно бурения, в котором статическая плотность и эквивалентная циркуляционная плотность должны быть строго сбалансированы. На Рисунке 1 представлена карта месторождения.
Рисунок 1 – Карта месторождения
Исходные условия и ограничения по объекту
Объект Y нельзя рассматривать как однородный карбонатный пласт. Он расчленён на несколько продуктивных пачек, отличающихся по толщине, пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, газовому фактору и давлению насыщения. Такая неоднородность особенно важна для ERD-скважины: горизонтальный ствол должен быть размещён не просто «внутри пласта», а в наиболее продуктивной и связной части коллектора, иначе прирост длины не даст ожидаемого эффекта по добыче. На Рисунке 2 представлены формации, которые слагают разрез.
Таблица 1 – Формации
Дополнительную сложность создаёт наличие H₂S и CO₂. Это влияет не только на безопасность, но и на выбор материалов, бурового раствора, соединений и схемы заканчивания. В условиях кислой среды в проекте уже на стадии бурения приходится думать о будущей эксплуатации: какие колонны будут работать в наиболее агрессивной зоне, как обеспечить герметичность, где необходимы sour-service решения и как не выйти за пределы безопасного окна давления.
Отдельный блок ограничений связан с разрезом выше объекта Y. По пути к целевому интервалу скважина проходит формации, где отмечаются поглощения, нестабильность стенок, ограничения по зенитному углу и рост механических нагрузок. Для проектирования это означает, что ERD-решение нельзя выбирать только по карте залежи. Нужно одновременно учитывать и проходку по вышележащим интервалам, и способность колонны выдержать протяжённый наклонно-направленный или субгоризонтальный участок. Ниже представлен Рисунок 3, который отображает наиболее значимые ограничения.
Рисунок 2 – Ограничения и риски
Проектирование ERD-скважины
Для вскрытия удалённой зоны объекта Y принята скважина с большим отходом от вертикали и профилем типа double-build. Выбор такого профиля обусловлен не только геометрией залежи, но и требованиями к проходке осложнённых интервалов. В нижней части разреза необходимо ограничивать зенитный угол и интенсивность искривления, поэтому первый набор угла выполняется до промежуточного значения, затем скважина проходит наиболее чувствительные формации на допустимом угле, а после этого выполняется второй набор до почти горизонтального положения перед входом в объект Y. На Рисунке 4 представлен профиль скважины. На Рисунке 5 отображены основные критерии к проектированию профиля.
Рисунок 3 – Профиль скважины
Таблица 2 – Критерии проектирования профиля
По конструкции скважина построена по принципу последовательной изоляции осложнённых интервалов. Верхние рыхлые и слабосцементированные отложения перекрываются направлением и кондуктором, далее устанавливаются промежуточные колонны, изолирующие зоны поглощений, нестабильные и потенциально опасные интервалы. Эксплуатационная колонна спускается до глубины, на которой обеспечивается надёжная изоляция осложнённого разреза и создаются условия для безопасного вскрытия продуктивного объекта секцией 8-1/2″. Ниже башмака эксплуатационной колонны оставляется открытый ствол, поскольку именно он обеспечивает наибольший контакт с продуктивным карбонатным интервалом. На Рисунке 6 представлена конструкция скважины.
Рисунок 4 – Конструкция скважины
Это решение достаточно характерно для карбонатных ERD-проектов: чем длиннее горизонтальный участок, тем важнее не перегружать его дополнительными технологическими барьерами. Цементируемый хвостовик с перфорацией в такой секции усложнил бы спуск, цементирование и мог бы снизить эффективность контакта с пластом. Открытый ствол технологически проще и лучше подходит для длительной ERD-секции, хотя требует повышенного внимания к очистке, устойчивости стенок и контролю профиля притока.
Буровые растворы и контроль осложнений
Программа буровых растворов по секциям построена по принципу нарастающей сложности. В верхних секциях применяются простые водные системы на основе бентонита, далее переходят к ингибирующим растворам KCl/PHPA, затем к более сложным системам HPWBM и KCl Glycol / HPWBM для нижних секций.
Система KCl/PHPA используется в более ранних интервалах, где необходимо снизить набухание и диспергирование глин, стабилизировать стенки скважины и ограничить загрязнение раствора шламом. KCl обеспечивает химическое ингибирование глинистых пород, а PHPA — полимерную инкапсуляцию шлама и дополнительную стабилизацию стенок. В наиболее протяжённой секции 8-1/2″ применяется более сложная система KCl Glycol / HPWBM. Здесь добавление гликоля усиливает ингибирование и смазывающий эффект, снижает трение и помогает контролировать ECD. Карбонат цинка используется как поглотитель H₂S, а лубрикант снижает трения и нагрузки. Барит обеспечивает требуемую плотность.
Для длинной ERD-секции особенно важны плотность, реология, фильтрация и pH раствора. При высокой плотности раствор может приблизиться к верхней границе окна бурения, а при циркуляции ECD возрастает ещё выше из-за гидравлических потерь. Именно поэтому нижняя секция требует наиболее сложной и устойчивой системы раствора. При этом раствор должен одновременно обеспечивать контроль давления, вынос шлама, снижение фильтрации, ингибирование глин и совместимость с H₂S-средой.
Проверка буримости и предельная длина скважины
Для обоснования длины ERD-скважины были выполнены расчёты вариантов 6902, 7402, 7902, 8402, 8902 и 8903 м. Расчёты проводились с оценкой нагрузок на крюке, крутящего момента, эффективного натяжения и эквивалентной циркуляционной плотности. Базовый сценарий без ERD-скважины использовался как точка сравнения для оценки технологического эффекта.
Результаты показали, что варианты до 8902 м включительно проходят по основным ограничениям. При длине 8903 м возникают недопустимые ограничения по механике бурения. По кривым эффективных натяжений колонна пересекает границу синусоидального изгиба, то есть входит в режим продольной потери устойчивости. На практике это приводит к росту контактных усилий, увеличению трения, риску прихвата и ухудшению передачи нагрузки на долото. Данный график изображен на Рисунке 7. По кривым момента расчётный момент при роторном бурении превышает допустимый предел (torque limit), что создаёт риск повреждения резьбовых соединений, превышения возможностей верхнего привода и аварийного отказа бурильной колонны.
Рисунок 5 – График эффективных натяжений
Рисунок 6 – График момента
Таким образом, 8902 м является предельной технически достижимой длиной скважины в заданной конфигурации. Вариант 8903 м был рассмотрен как граничный расчёт, позволяющий подтвердить, что предел достигнут не случайно, а по совокупности реальных механических ограничений. Именно это делает выбранную длину инженерно обоснованной.
Влияние длины ERD-скважины на показатели разработки
Для каждого варианта длины была выполнена гидродинамическая оценка накопленной добычи нефти за период 01.11.2041–01.11.2071. Сравнение сценариев показало последовательный рост технологического эффекта с увеличением длины горизонтального участка. Вариант 6902 м дал прирост накопленной добычи на 2,558 %, 7402 м — на 2,843 %, 7902 м — на 2,942 %, 8402 м — на 3,113 %, а вариант 8902 м — на 3,285 % относительно базового сценария без ERD-скважин.
Полученный результат означает, что увеличение длины скважины действительно повышает степень дренирования удалённой зоны объекта Y. При этом максимальный эффект достигается на предельно достижимой длине, что является важным результатом с точки зрения проектирования. В подобных задачах нередко бывает так, что наиболее продуктивный вариант не проходит по буримости. В рассматриваемом случае этого не произошло: максимальный прирост добычи был получен именно на технически реализуемом варианте. На Рисунке 9 отображены полученные значения.
Рисунок 7 – Значения накопленной нефти
Экономическая оценка подтвердила рациональность выбора. Несмотря на наибольшую стоимость строительства, вариант 8902 м дал наивысшую отдачу на 1 доллар затрат среди всех рассмотренных решений. Следовательно, выбор длины 8902 м является не только технологически, но и экономически оправданным. Это особенно важно для крупного месторождения, где небольшое относительное увеличение накопленной добычи может дать существенный абсолютный эффект на горизонте разработки. На Рисунке 10 представлена экономическая оценка.
Таблицв 3 – Экономическая оценка
По итогам работы, а также принимая во внимание все полученные результаты, был обоснован выбор варианта с бурением 8-и скважин с 4-х кустовых площадок, с целью освоения удаленной залежи Y.
Заключение
Применение ERD-скважин является рациональным способом освоения удалённой зоны карбонатного объекта Y в условиях АВПД и наличия H₂S. Объект характеризуется выраженной неоднородностью, узким окном бурения и ограничениями по поверхностной инфраструктуре, что делает стандартную схему разбуривания недостаточно эффективной. Наиболее рациональным проектным решением оказался вариант ERD-скважины длиной 8902 м.
Расчёты буримости показали, что увеличение длины до 8903 м приводит к выходу за пределы допустимых механических ограничений, в первую очередь по эффективным натяжениям и моменту. Гидродинамическое моделирование подтвердило, что именно предельная длина 8902 м обеспечивает максимальный прирост накопленной добычи нефти среди рассмотренных сценариев. Экономическая оценка показала, что этот вариант также имеет наилучшее соотношение дополнительной добычи и капитальных затрат.
Полученные результаты позволяют сделать вывод, что ERD-подход обеспечивает технически и экономически обоснованное вовлечение удалённой зоны объекта Y в разработку без строительства дополнительных кустовых площадок. В качестве дальнейшего развития проекта целесообразно выполнять более детальную проработку заканчивания, контроля профиля притока, эксплуатации открытого ствола и адаптации решения к фактическим данным геонавигации при бурении.
Литература
1. Aadnoy B. S., Cooper I., Miska S. Z., Mitchell R. F., Payne M. L. Advanced Drilling and Well Technology. Richardson: Society of Petroleum Engineers, 2009.
2. Bourgoyne A. T., Millheim K. K., Chenevert M. E., Young F. S. Applied Drilling Engineering. Richardson: Society of Petroleum Engineers, 1986.
3. Caenn R., Darley H. C. H., Gray G. R. Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids. 7th ed. Cambridge, MA: Gulf Professional Publishing, 2017.
4. ISO 15156-1:2020. Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H₂S-containing environments in oil and gas production — Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials. Geneva: ISO, 2020.
5. ISO 15156-2:2020. Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H₂S-containing environments in oil and gas production — Part 2: Cracking-resistant carbon and low-alloy steels, and the use of cast irons. Geneva: ISO, 2020.
6. Johancsik C. A., Friesen D. B., Dawson R. Torque and Drag in Directional Wells — Prediction and Measurement // Journal of Petroleum Technology. 1984. Vol. 36, No. 6. P. 987–992.
7. Mitchell R. F., Miska S. Z. Fundamentals of Drilling Engineering. Richardson: Society of Petroleum Engineers, 2011.
8. Sheppard M. C., Wick C., Burgess T. Designing Well Paths to Reduce Drag and Torque // SPE Drilling Engineering. 1987. Vol. 2, No. 4. P. 344–350.
9. API Standard 53. Well Control Equipment Systems for Drilling Wells. Washington, D.C.: American Petroleum Institute, 2018.
10. API Recommended Practice 49. Recommended Practice for Drilling and Well Servicing Operations Involving Hydrogen Sulfide. Washington, D.C.: American Petroleum Institute.