В условиях геополитической неопределенности современного мира, цены на нефть становятся чрезвычайно чувствительными и волатильными к различного рода факторам. На данные вызовы, нефтегазодобывающие предприятия, отвечают в том числе снижением себестоимости добычи. Этот процесс становится ключевым фактором экономической эффективности данных предприятий. При этом, нефтегазодобывающие предприятия увеличивают проходку в эксплуатационном бурении в количественном выражении. Так, за 2014-2017 годы для наращивания добычи на 4% потребовалось увеличить проходку в эксплуатационном бурении на 39%. При этом, объём разведочного бурения по прогнозу до 2026 года не вырастет, и сохранится на уровне 0.70-0.85 млн. м. в год. В условиях разбуривания традиционных месторождений в Западной Сибири, а также освоение новых крупных в Восточной Сибири, совершенствование техники и технологии бурения сервисными организациями наряду с ВИНК-компаниями позволит увеличить проходку в эксплуатационном бурении и сократить себестоимость добычи. Одной из таких технологий и является бурение скважин двухколонной конструкции (2КК), позволяющая существенно уменьшить сроки строительства скважин.
Традиционный процесс строительства скважин на Нижний отдел Меловой системы в Западной Сибири с горизонтальным участком (далее ГУ) предполагает бурение следующих секций: 295.3 секции под Ø 245 мм. кондуктор; 220.7 секции под Ø 178 мм. эксплуатационную колонну; 155.6 секции под Ø 114 мм. хвостовик. Срок строительства таких скважин со стандартной трехсекционной конструкцией варьируется от 20 до 30 суток в зависимости от длины ГУ. Технология бурения скважин под комбинированную колонну позволила уменьшить капитальные затраты на строительство скважины. Данная технология предполагает замену двух операций: бурение под эксплуатационную колонну (178 мм) и хвостовик (114 мм) на одну операцию - бурение под комбинированную эксплуатационную колонну (178 х 140 мм) с использованием долота диаметром 220.7 мм. (рис. 1).
Рисунок 1
В данный момент преобладает использование роторно-управляемых систем (РУС) при бурении 2КК скважин по сравнению с винтовым забойным двигателем (ВЗД). Это связано с преимуществом РУС безопасно и качественно производить проводку ствола скважин с большой длиной горизонтального участка и большим отходом. ВЗД такими качествами не обладает и его применение ограничено длиной ГУ (до 500 м.), типом профиля, фактическими скважинными условиями (коэффициентами трения) и необходимостью «слайдирования». Слайдирование – это процесс набора параметров кривизны без вращения бурильной колонны. Бурение в режиме слайдирования часто приводит к потере продольной устойчивости бурильного инструмента с последующим синусоидальным складыванием (вплоть до возникновения баклин-эффекта), что в совокупности приводит к низкой механической скорости проходки, а в ряде случаях может привести к аварийной ситуации – дифференциальному прихвату.
Преимущества использования РУС заключаются в следующем:
• отсутствие необходимости в слайдировании, процесс вращения бурильной колонны непрерывен;
• высокая механическая скорость проходки;
• низкие локальные интенсивности искривления, фактическая траектория ствола скважины более плавная, отсутствуют проблемы со спуском обсадных колонн;
• получение динамических показаний зенитного угла в режиме реального времени;
• улучшенная очистка скважины как следствие непрерывного вращения бурильной колонны;
• возможность бурения скважин с высокими DDI (индекс сложности бурения), с большими отходами от вертикали;
• проводка ствола скважины в маломощных продуктивных пластах с использованием геонавигации;
• пониженный риск дифференциальных прихватов;
Режимы бурения 2КК скважин с мероприятиями по подготовке транспортного ствола к спуску комбинированной колонны постоянно оптимизируются и совершенствуются. Так, если система очистки буровой установки (БУ) подготовлена для работы с буровым раствором на углеводородной основе, то в процессе бурения проработка ствола скважины не производится. При этом, необходимо отслеживать фактическое значение эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП). Превышение фактического значения ЭЦП над расчетным в совокупности с ростом весов и крутящих моментов, может сигнализировать о проблемах с выносом выбуренного шлама. Одной из причин проблемы с выносом шлама является высокая скорость проходки. После достижения проектного забоя, принято производить обратную проработку для подготовки пробуренного ствола скважины к спуску комбинированной колонны. Для исключения данной операции и сокращения цикла строительства скважины, в настоящий момент рассматривается использование специального забойного оборудования.
Помимо использования высокотехнологичного забойного оборудования, необходимо правильно подобрать породоразрушающий инструмент. Использование PDC долот (Polycrystalline Diamond Compact – поликристаллический алмазный композит) позволяет развивать высокую механическую скорость проходки. Данный показатель является важной частью в сокращении цикла строительства. При подборе долота, в первую очередь изучается геологический разрез, породами какой твердости и абразивности сложен массив горных пород. От этого будет зависеть будущий дизайн PDC долота: количество лопастей, количество и размер резцов, диаметр и длина калибрующей площадки, площадь межлопастного пространства. Все эти характеристики, включая отклоняющую способность РУС с выбранным долотом, напрямую будут влиять на развиваемую механическую скорость проходки, с условиями выдерживания программных режимов бурения. Комплексный инженерный подход к подбору дизайна долота DD505TS позволил установить рекорд механической скорости проходки за 220.7 секцию при бурении 2КК скважины в Западной Сибири – 97.16 м/ч. Суммарная проходка за рейс данной скважины составила 3082 м., при окончательном забое 3923 м. Фактический срок строительства данной скважины составил 9.42 суток, при плановом сроке в 12.75 суток.
Ещё одним немаловажным фактором, определяющим успешность бурения до проектного забоя и «чистый» спуск комбинированной колонны, является фактический коэффициент трения. В условиях большой протяженности открытого ствола (протяженность открытого ствола в среднем лежит в диапазоне 3000-4000 м.) необходимо поддерживать коэффициент трения на минимально-возможном уровне, для избегания аварийных ситуаций. Хорошо себя зарекомендовало применение раствора на углеводородной основе на основе низкотоксичного минерального масло. При использовании подобной системы, фактические коэффициенты трения находятся в диапазоне 0.25-0.30, что позволяет безопасно производить проводку скважины и без осложнений спускать комбинированную обсадную колонну. Напротив, применение растворов на водной основе, чревато высокими крутящими моментами на устье скважины (крутящий момент может достигать 45-55 кН*м.), большими весами на подъём и проблемами со спуском комбинированной колонны.
Был проведен сравнительный анализ двух скважин, пробуренных на одном месторождении на один продуктивный пласт. Скважина №1 была пробурена по технологии 2КК скважин с использованием РУС AutoTrak 6 3/4, окончательный забой составил 4406 м., протяженность ГУ составила 1200 м. Скважина №2 была пробурена по традиционной конструкции для данного месторождения, со спуском эксплуатационной колонны Ø 178 мм. и хвостовика Ø 114 мм. Окончательный забой данной скважин составил 4499 м., протяженность ГУ составила 953 м. Результаты анализа были отражены в Графике Глубина-День (ГГД), включающий в себя временные затраты, разделенные по операциям (рис. 2).
Рисунок 2
Если сравнивать окончательные сроки строительства выбранных скважин, то итоговый цикл строительства по первой скважине составил 9.83 сут. (цикл включает в себя время от подготовительно-заключительных работ к началу бурения до демонтажа ПВО). По второй скважине, пробуренной по традиционной технологии, цикл строительства составил 22.94 сут. Общее сокращение цикла строительства, при использовании описываемой технологии составил 42.8 %. Такое сокращение достигается за счёт исключения ряда операций, не используемых в строительстве скважины с комбинированной колонны. Они включают в себя: спускоподъёмные операции КНБК, спуск эксплуатационной колонны Ø 178 мм., с последующим цементажом и ОЗЦ, монтаж и перемонтаж противовыбросового оборудования (ПВО), замена бурильного инструмента под разные секции, бурение под секцию 155.6 мм. Так же, помимо исключения вышеописанных операцией, сокращение срока строительства достигается за счёт высокой скорости механической проходки. Рейсовая скорость по 220.7 секции при бурении первой 2КК скважины составила 73.6 м/ч.
Результаты сроков строительства скважин двухколонной конструкции в 2017-2019 гг., пробуренных в Западной Сибири компанией Baker Hughes представлены на графике ниже (рис.3). Если в начале тиражирования данной технологии срок строительства составлял 17-20 суток, то вследствие оптимизации режимов бурения, КНБК, проектных профилей и постоянного совершенствования дизайна долот, со второй половины 2018г. до конца 2019 г. удалось снизить сроки строительства в среднем до 12 суток. По сравнению со стандартной трехсекционной конструкцией в среднем сокращение составило 13 суток (с 25 сут. до 12 сут.) или 48%.
Рисунок 3
Дальнейшее развитие технологии бурения скважин двухколонной конструкции с применением РУС будет происходить не только в плоскости сокращения времени на различные операции, включая бурение. Будет происходить процесс скрещивания с различными технологиями начиная от методов заканчивания скважины до методов интенсификации добычи. Одним из методов интенсификации добычи является бурение многозабойных скважин (МЗС) – «рыбья кость» (fishbone). Данная технология, при которой от одного горизонтального ствола отходят ответвления позволяет существенно увеличить охват нефтенасыщенных интервалов пласта по сравнению с традиционной горизонтальной скважиной. Многозабойное бурение – эффективный метод интенсификации добычи, является логическим направлением развития технологии горизонтального бурения в условиях геологически-сложных залежей: истощенных пластов; краевых зон; участки, осложненные водонефтяными контактными зонами с малыми величинами литологических перемычек.
Опыт бурения скважин двухколонной конструкции наряду с развитием технологии многозабойного бурения позволило пробурить в 2019 г. самую протяженную многозабойную скважину двухколонной конструкции в России. Реализация данного проекта была возможна благодаря комплексу новейших технологических решений: наработанный опыт бурения скважин двухколонной конструкции и наработанный опыт бурения многозабойных скважин меньшего диаметра.
Перед проектом были поставлены следующие задачи:
• Бурение из-под кондуктора транспортного ствола, с дальнейшим бурением основного ствола с боковыми ответвлениями, включая срезки, за один рейс долотом 220.7 мм.
• КНБК на бурение с расширенным каротажем в типоразмер 6 ¾ дюйма должна была развивать пространственную интенсивность в 2.5 гр/10м.
• Необходимость сокращения времени срезок для горизонтальных ответвлений.
• Основной ствол должен был быть пробурен без больших локальных извилистостей для успешного спуска комбинированной колонны.
При помощи специализированного ПО были проанализированы возникающие в КНБК изгибающие нагрузки. Первоначальный анализ стандартно применяемых жестких роторных управляемых КНБК с расширенным каротажным комплексом в диаметре 6 3/4 дюйма привел к выводу, что данная КНБК не способна следовать намеченной плановой траектории в связи с ограниченной развиваемой пространственной интенсивностью, а также компоновка будет испытывать повышенные изгибающие моменты, что может привести к выходу из строя оборудования или даже его слому. В результате проделанной работы по оптимизации была разработана новая КНБК для требуемой задачи с использованием гибких стабилизаторов и гибких переводников. Пример моделирования механики бурения с последующим анализом изгибающих моментов см.на рисунке 4.
Рисунок 4
В результате, была проведена успешная опытно-промышленная работа по строительству многозабойной скважины двухколонной конструкции в Западной Сибири (рис.5):
• За один рейс пробурены 3 не обсаженных горизонтальных ствола и 1 основной ствол суммарной длиной 5212 м.
• Благодаря использованию каротажных комплексов OnTrak + LithoTrak в процессе бурения все боковые стволы были проведены в целевом нефтенасышенном коллекторе.
• Максимально оптимизирована технология срезки в открытом стволе, что значительно сократило сроки строительства боковых стволов.
• Самая быстрая срезка – 7.25 ч.
• Срок строительства составил 22.34 сут., при плане в 23.24 сут.
По полученному опыту пробуренных скважин двухколонной конструкции в Западной Сибири и достигнутым результатам, можно с полной уверенностью утверждать, что данная технология актуальна. Сокращение сроков строительства скважин позволяет нефтегазодобывающим компаниям существенно сократить конечную стоимость строительства, что очень важно в условиях волатильности цен на нефть.
