На Вынгапуровском месторождении, одном из старейших промыслов АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», прошли опытно-промышленные испытания телеметрического комплекса нового поколения. Это оборудование применяется при бурении скважин. Важно подчеркнуть, что выбор полигона был не случаен: Вынгапуровское известно своим сложным геологическим строением, а именно – высоким газовым фактором и наличием зон с аномально высоким пластовым давлением. А в силу того, что эксплуатируется оно более 35 лет, запасы его уже существенно исчерпаны. Специалисты называют Вынгапуровское «уставшим», но отнюдь не склонны списывать его со счетов. Благодаря внедрению новых технологий геологам и буровикам удалось выйти на юрские отложения углеводородов. Осенью 2016 года была пробурена наклонно-направленная добывающая скважина глубиной 3 827 метров, отклонение от вертикали составило порядка двух километров. Для предприятия этот опыт уникальный, но даже не из-за рекордной глубины объекта, а по причине того, что построить скважину удалось без применения дорогостоящего оборудования иностранного производства. А это – реализация программы импортозамещения, вклад в развитие отечественной промышленности и существенная экономия. По предварительным оценкам, себестоимость буровых работ уменьшилась примерно на 5%, но в совокупности общей стоимости получается довольно внушительная сумма. Представители департамента бурения «Газпромнефть-ННГ» шутят: стоимость российского оборудования настолько адекватна и приемлема, что даже в случае оставления его в скважине (в аварийной ситуации), финансовая потеря будет не такой уж существенной. Еще один из факторов выгоды – срок строительства скважины сократился на двое-трое суток, а значит, уменьшились объемы применяемых при бурении технологических жидкостей, а это уже вклад в защиту окружающей среды.
Полное название комплекса – «Забойный телеметрический комплекс (ЗТК) с электромагнитным каналом передачи данных и модулем гамма-каротажа». Его разработчик и изготовитель – ООО «ТехГеоБур» из Самары. ЗТК предназначен для измерения в призабойной зоне и индикации на поверхности зенитного и азимутального угла касательной к траектории наклонно-направленной скважины, угла установки отклонителя забойного двигателя, угловой скорости турбогенератора.
Новизна комплекса заключается в том, что производители перешли к использованию высокочувствительных кристаллов гамма-каротажа (аналогичные кристаллы используются в зарубежных телеметрических системах с гидравлическим каналом связи), разработали и применили новые форматы приема-передачи данных, а также усовершенствовали конструкцию турбогенератора и диэлектрического разделителя зонда. Это и позволяет бурить скважины с большими глубинами и отходами от вертикали. А принцип прост – залежи углеводородов имеют естественный радиоактивный фон, датчик, погружаемый в недра земли, фиксирует их и передает точный сигнал на приемник, расположенный на поверхности. Специально разработанное программное обеспечение позволяет:1) строить кривые ГК с привязкой к глубине; 2) принимать данные текущего забоя – от собственной станции параметров (датчик глубины, веса и давления), от сторонних станций параметров по сети, по коммуникационным портам в том числе WITS; 3) пересылать принятую инклинометрию и ГК по WITS протоколу для удаленного мониторинга процесса бурения; 4) формировать отчеты в используемых форматах файлов LAS и PDF . Таким образом, буровики владеют информацией в режиме реального времени, проходят сквозь различные породы и приближаются к продуктивному пласту не вслепую, не на ощупь, а максимально осознанно, практически наверняка.
Специалисты департамента бурения и внутрискважинных работ Научно-Технического Центра компании Газпром нефть провели подготовку и оказали экспертную поддержку испытаний нового оборудования. В режиме реального времени они следили за ходом буровых работ и постоянно держали связь с партнерами-подрядчиками.
Конструкция телесистемы ЗТК состоит из нескольких компонентов.
-
Наружная скважинная часть:
-
Охранный кожух генератора (ОКГ);
-
Диэлектрический разделитель (Зонд);
-
Немагнитная утяжеленная бурильная труба (НУБТ).
-
-
Внутренняя скважинная часть:
-
Турбогенератор;
-
Кабельный разделитель;
-
Охранный кожух скважинного прибора (ОКСП);
-
Скважинный прибор с гамма-модулем и датчиком инклинометра.
-
-
Наземная часть:
-
Приемные антенны;
-
Устройство связи наземное (УСН);
-
Персональный компьютер со специализированным программным обеспечением;
-
Наземная станция параметров.
-
При бурении скважины 2233 на 51 кустовой площадке Вынгапуровского месторождения была использована компоновка, включающая в себя телесистему с электромагнитным каналом передачи данных, установленную над телесистемой с гидравлическим каналом, благодаря чему удалось реализовать следующие задачи:
Во-первых, доказана техническая возможность использования собственной (ООО «ТехГеоБур») разработки ТМС для бурения скважин на точку Т1 в части инклинометрии и достоверности получаемого сигнала на глубинах по стволу выше 3800 м, по вертикали – более 2800 м.
Во-вторых, продемонстрирована плотность значений гамма-каротажа, достаточная и превосходящая ТМС с гидравлическим каналом связи.
В-третьих, заказчик и подрядчики убедились в том, что значения, получаемые от гамма-модуля ЗТК, полностью соответствуют геологической карте и имеют точность в абсолютных величинах не хуже ранее используемых телесистем с гидравлическим каналом передачи данных за счет иного типа кодирования данных, передаваемых приборами с забоя.
В-четвертых, было оценено удобство проводки скважины на Т1, используя систему с электромагнитным каналом передачи данных, так как количество «отклонений» («Toolface»), получаемых в единицу времени, в 2-10 раз больше, по сравнению с телесистемами, использующими гидравлический канал передачи данных.
На скважине 6648 использовали компоновку, включающую в себя только телесистему с электромагнитным каналом передачи данных. Результатом стало ускорение строительства скважины за счет экономии времени на сборке и разработке компоновки низа бурильной колонны (КНБК) за счет того, что телесистема ЗТК готовится целиком на мостках Суммарно экономия времени составила 3 часа. Кроме того, удалось сэкономить порядка 14 часов за счет того, что при строительстве скважины не было необходимости полного выхода «длинного» статистического замера перед выходом блока «Toolface+Gamma», что неизбежно при использовании телесистем с гидравлическим каналом передачи данных.
Результатом этого стали улучшенные эксплуатационные характеристики турбогенератора, используемого в телесистеме ЗТК. В перспективе это позволит производить длинные рейсы со временем циркуляции более 400 часов, что существенно увеличивает время бурения без подъема телесистем, использующих энергию аккумуляторных батарей для собственного питания.
На скважине 2234 применили компоновку, включающую в себя только телесистему с электромагнитным каналом передачи данных ЗТК. К моменту начала работ на данной скважине были внесены изменения в программное обеспечение (ПО) по результатам предыдущих работ.
Благодаря этому удалось расширить функционал программного обеспечения верха в части LWD и непрерывного мониторинга по каналу WITS, улучшить конструкцию наземных антенн и генератора питания телесистемы, что позволило уменьшить вертикальную глубину первого переключения режима телесистемы на меньшую частоту – с 1700 м до 2000 м, а также отказаться от второго переключения на данной скважине. Тем самым повысили эффективность использования преимущества высокой частоты передаваемых данных, ускоряя процесс строительства скважины.
Все эти положительные результаты опытно-промышленных испытаний дали основание руководству предприятия принять решение поставить применение технологической новинки на поток. С использованием нового телеметрического оборудования на всех месторождениях Ноябрьскнефтегаза пробурено уже более дух десятков скважин, в том числе и горизонтальных! Более того, сегодня продукция самарского предприятия активно используется при строительстве скважин на промыслах других нефтедобывающих структурных подразделений ПАО «Газпром нефть», например, в Газпромнефть-Хантос и Газпромнефть-Муравленко.
Телесистемы, внедренные с участием специалистов и экспертов Газпром нефти, позволяют бурить стволы диаметром от 393 до 220 мм. Следующим этапом станет разработка приборов с электромагнитным каналом связи малого диаметра (89 и 120 мм), с помощью которых можно будет бурить скважины диаметром от 152 до 120мм, то есть использовать при реконструкции скважин и для зарезки боковых стволов. Опытно-промышленные испытания запланированы на IV квартал 2017 г. Сегодня есть все основания полагать, что сотрудничество ноябрьских производственников-практиков, самарских изобретателей и конструкторов вновь увенчается успехом.
