В последние десятилетия наблюдается рост добычи нефти и газа на фоне сокращения ввода новых месторождений. Многие эксперты связывают это в первую очередь с повышением эффективности бурения. Какие технологии используют сегодня ведущие мировые компании?
Особенно этот эффект заметен в США, где внедрение новых технологий позволило значительно увеличить добычу нефти и сократить сроки строительства скважин. Так, согласно информации департамента энергетики США (EIA) рост добычи на нетрадиционных месторождениях за последние 7 лет составил от 200% до 500% в пересчете на 1 буровую (Рис 1).
Помимо перехода от бурения вертикальных и наклонно-направленных скважин к бурению горизонтальных скважин, широкому применению МГРП значительный вклад также принесло увеличение эффективности бурения. Основные аспекты влияющие на эффективность бурения будут рассмотрены в настоящей статье.
Основные методы оценки эффективности бурения
Оценка эффективности бурения представляет собой нетривиальную задачу. Большое количество факторов зависят от района проведения работ и даже от конкретной буровой. Кроме того, значительную проблему в оценке эффективности бурения составляет отсутствие или низкое качество статистики.
К основным методам оценки эффективности бурения относят:
- количество метров пробуренных за определенный интервал (сутки, месяц, год);
- количество дней затраченных для бурения скважины;
- количество пробуренных метров на одну буровую;
- количество пробуренных скважин;
- количество скважин оправдавших ожидания по дебиту;
- дебит скважин;
- затраты на бурения метра проходки;
Стоит учитывать, что на вышеприведенные методы большое внимание оказывает сложность скважин и в полной мере такие методы могут применяться лишь для однотипных скважин. На рисунке 2 приведен пример оптимизации проекта в России для 56 скважин.
В России также широко используется график «Глубина-День» для сравнения эффективности применяемых решений на одном месторождении или проекте. В этом случае есть возможность проследить эффективность бурения каждой секции и выделить интервалы с наибольшими рисками непроизводительного времени. На рисунке 2 приведены примеры бурения скважин в регионе Коми (красные линии) по сравнению с типовой скважиной (голубая линия).
Экономические аспекты повышения эффективности бурения
Как в России, так и за рубежом было проведено большое количество исследований посвященных экономической целесообразности различных методов повышения эффективности бурения. Были выведены и проанализированы различные методы увеличения механической скорости проходки в зависимости от их стоимости [1], влияние различных методов на чистую приведенную стоимость (NPV) проекта [2] и многие другие. Однако следует признать, что все подобные исследования выполнялись лишь для определенного набора методов или для конкретного месторождения/проекта.
В целом не существует универсальной методики оценки экономической целесообразности применения того или иного метода, что создает определенные проблемы при планировании новых месторождений. В большинстве случаев разработка месторождения начинается с использованием наиболее дешевых методов, а внедрение новых технологий производится по итогам опытно-промышленных работ. Причинами такого подхода является большое количество предлагаемых решений на рынке сервисных услуг, а также сложность оценки рисков и экономической эффективности.
В качестве наиболее простого примера можно привести сравнение различных методов применяемых в наклонно-направленном бурении по соотношению эффектность/стоимость для 2 случаев:
- бурение простых скважин на истощенных и зрелых месторождениях – Рис. 4.1.
- бурение сложных скважин на новых, морских или месторождениях с большим ожидаемым дебитом – Рис. 4.2.
Площадь круга при этом соответствует экономической эффективности.
Так при бурении наиболее простых скважин (Рис. 3.1.) наиболее эффективным является оптимальный подбор параметров бурения, оптимизация траектории и подбор долота, при этом затраты на более мощную и современную буровую установку являются менее эффективными.
При бурении более сложных скважин (в том числе морских скважин) наиболее эффективными являются затраты на модернизацию буровой установки, использование современных методов в ННБ, в частности роторно-управляемых систем (РУС), а также оптимальный подбор бурового раствора (например, РУО вместо РВО).
Методы повышения эффективности бурения
Методы позволяющие повысить эффективность бурения можно условно разделить на следующие группы:
- сокращение непроизводительного времени;
- увеличение скорости бурения;
- увеличение дебита скважин;
- снижение стоимости бурения.
Сокращение непроизводительного времени. К данной группе можно отнести методы, которые позволяют сократить непроизводительное время, в том числе и скрытое непроизводительное время. Такими методами является использование более надежного оборудования, контроль за забойными шоками и вибрациями, оптимизация параметров бурения и т.д.
К скрытому непроизводительному времени относятся все те операции, которые прямо не связаны с бурением, например, наращивания, снятие замеров, передача команд РУС и т.д. Хоть такие операции и не рассматриваются большинством компаний как непроизводительное время, однако их оптимизация позволяет значительно повысить эффективность бурения.
Увеличение скорости бурения. В этой группе в первую очередь можно отметить следующие методы:
- оптимизация конструкции скважины и траектории скважины. В том случае появляется возможность значительно сократить время слайдирования, а также увеличить МСП за счет роторного бурения нестабильных интервалов пород;
- подбор пары ВЗД-долото позволяет сократить интервалы слайдирования и увеличить МСП;
- использование профилированных ВЗД (Рис. 5) позволяет значительно увеличить МСП за счет более высокого крутящего момента на долоте и снизить риск отказа оборудования;
- использование роторно-управляемых систем позволяет значительно увеличить среднюю МСП за счет отсутствия интервалов слайдирования, а также позволяет бурить более глубокие и сложные скважины (Рис. 6);
Увеличение дебита скважин. Наиболее обширная группа к которой относятся аналитические методы позволяющие на стадии планирования (сейсмический, гидродинамический анализ), бурения (использование приборов каротажа во время бурения, геонавигация, интерпретация данных в реальном времени) и заканчивания (мультистадийный ГРП, интеллектуальный системы заканчивания) значительно повысить дебиты скважин.
Здесь необходимо также отметить что некоторые из этих методов, такие как и геонавигация (геологическое сопровождение и обновление геологической модели в процессе бурение), интерпретация (анализ ФЕС коллектора в реальном времени) при незначительных затратах позволяют значительно повысить эффективность бурения. Причем геонавигация и интерпретация показывают свою эффективность даже при бурении скважин с последующим проведением мульстадийного ГРП.
Кроме вышеперечисленных методов, к данной группе также можно отнести бурение многоствольных и многозабойных скважин.
Снижение стоимости бурения. Зачастую повышение эффективности бурения можно достичь не только за счет внедрения более совершенных и дорогих методов, но и за счет снижения затрат. Например, при переходе от 4-х к 3-х колонной конструкции скважины (Рис. 7) можно значительно сократить затраты на обсадную колонную, снизить количество спуско-подъемных операций и значительно сократить время строительства скважин.
Приведенные в статье методы и их краткий анализ дает лишь примерное представление о том многообразии технологий доступных в настоящий момент на рынке. Анализ различных методов позволяющих повысить эффективность бурения является сложной задачей, требующей инженерного, экономического, управленческого и логического подхода. Данные задачи требуют привлечения большого количества специалистов из различных областей, а их решение возможно лишь при участии всех сторон вовлеченных в процесс бурения – компании-оператора, бурового подрядчика, сервисных компаний.
Список литературы
1. Drilling Efficiency and Rate of Penetration – Definitions, Influencing Factors, Relationships and Value. Graham Mensa Wilmort et al. SPE 128288
2. New Approaches to Improve Economical Efficiency of Development of Gas-Condensate Reservoirs with Thin Oil Rims. Yushkov et al. SPE 179924
