В настоящее время ОАО «Оренбургнефть» ведет бурение более чем на 15 месторождениях одновременно, объем бурения составляет свыше 90 скважин в год.

При этом с точки зрения геологических условий Оренбургский регион считается самым сложным среди всех регионов работы ТНК-BP.

До 2008 года все скважины «Оренбургнефти» были сравнительно простыми по конструкции: вертикальные, либо наклонно-направленные с отходами от вертикали до 250 м и глубиной 2500–4500 м. Средняя продолжительность бурения одной скважины составляла 80–100 суток.

Начиная с 2008 года конструкции скважин постепенно усложняются: к 2011 году отходы увеличились до 2000 м, глубина по стволу — до 4800 м. При этом средняя продолжительность бурения скважины сократилась до 25–70 суток.

ВНЕДРЕНИЕ ДОЛОТ PDC

В конце 2008 года руководство компании поставило стратегическую задачу по разработке оптимальной для каждого месторождения программы бурения с применением долот PDC, которая позволила бы сократить сроки производства работ, снизить количество СПО и увеличить механическую скорость бурения.

Применение шарошечных долот не позволяло добиться положительных результатов, в связи чем было принято оперативное решение о начале внедрения долот PDC на большинстве разрабатываемых месторождений. В результате был полностью изменен подход к составлению долотных программ. Новый подход предусматривал разработку отдельных (индивидуальных) программ на все вновь забуриваемые скважины с учетом максимального использования долот PDC по всему стволу. В зависимости от типа применявшегося долота индивидуально подбирался и тип ГЗД. Кроме того, для каждого долота разрабатывалась своя гидравлическая программа, подбирались соответствующие насадки и т.д.

На следующем этапе мы провели совещание с подрядчиками по долотному сервису (Halliburton, NOV, НПП «Буринтех» и др.), в ходе которого договорились, что во время исполнения работ на скважине специалисты подрядных организаций будут: 1) поддерживать постоянную связь с департаментом бурения (ДБ) компании-оператора; 2) рассчитывать гидравлическую программу по фактическим режимам бурения; 3) отправлять в ДБ фотографии поднятого с забоя (отработанного) долота; 4) предоставлять в ДБ рекомендации по оптимальным режимам бурения. Помимо этого, компании-подрядчики также обязались своевременно предлагать новейшие разработки долот, рассчитанные специально на работу в Оренбургском регионе.

Новый подход очень быстро принес свои результаты. Так, практически на всех месторождениях мы отказались от применения ВЗД при бурении под кондуктор долотом PDC диаметром 393,7 мм. Это решение позволило сократить сроки бурения интервала под кондуктор, а также ускорить сборку и разборку компоновки и, как следствие, снизить затраты на бурение всей скважины.

Высокий уровень конкуренции в части бурения интервала под техническую колонну, обусловленный появлением в 2010 году новых конструкций долот (FX55, В519ТС, DSR519S) практически у всех производителей, в значительной степени способствовал увеличению механической скорости бурения.

НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ

В 2011 году компания Smith International (Schlumberger) разработала новую конструкцию долота MDi616PX диаметром 295,3 мм, с помощью которого подрядчику удалось пробурить весь интервал под техническую колонну на Лебяжинском месторождении за один рейс. Бурение велось буровой установкой, оснащенной системой верхнего привода. В результате скорость проходки составила 25 м/ч (рекорд по данному месторождению); также удалось сократить время на сборку-разборку ВЗД и снизить риски отказа ВЗД. В дополнение появилась возможность работать с наполнителем при поглощении, утяжелить буровой раствор при газонефтеводопроявлениях (ГНВП) и т.д.

Стоит отметить, что под эксплуатационную колонну мы пробовали бурить разными типами долот диаметром 215,9 мм. В начале 2009 года стали использовать так называемое «тяжелое» долото PDC FMH3645ZZ производства Halliburton. Данное долотохарактеризуется высокой стойкостью к разрушению, но имеет при этом сравнительно низкие скоростные показатели. Долото отрабатывалось по всем разрезам скважин. После износа «пилотного» образца мы переходили к использованию более скоростных долот — FMH553ZZ, FMH3655ZR, FMR653Z. Такой подход позволил нам наработать опыт применения долот PDC определенного типа под определенный разрез скважин со специально подобранными ВЗД с минимальными ошибками.

Примерно с 2010 года мы начали постепенно переходить на использование долот Smith International при бурении под эксплуатационную колонну. В результате внедрения таких долот, как MSi616, MSi716 и MSi913, механическая скорость бурения увеличилась, заметно повысилась стойкость долот.

Таким образом, правильно сбалансированные долотные программы с комбинированным использованием шарошечных и PDC-долот в последнее время позволили компании существенно увеличить объемы работ (табл. 1). Свой вклад внесло также появление в регионе современных буровых станков (ZJ-50, Discovery), при помощи которых можно создавать необходимые режимы бурения. Все это привело к тому, что в 2010 году механические скорости бурения увеличились в среднем на 49% по сравнению с 2009 годом.

В перспективе «Оренбургнефть» планирует следовать намеченному курсу и продолжит разрабатывать индивидуальные долотные программы и проводить анализ ранее пробуренных скважин. Такой подход позволит увеличить скорость бурения и проходку на долото, а также сократить количество СПО, связанных с заменой породоразрушающего инструмента. Дальнейшее же развитие конкуренции между компаниями-подрядчиками по долотному сервису в свою очередь будет стимулировать производство технически более совершенных и качественных образцов оборудования, что неизменно приведет к достижению новых положительных результатов.