Авторы работы в подробностях рассказывают о процессе подготовки и реализации проекта строительства семи наклонно-направленных и горизонтальных скважин четырехколонной конструкции с максимальной глубиной по вертикали 3970 м на Ошском месторождении Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (рис. 8.1).

Основные сложности проекта была связаны, вопервых, с необходимостью поддержания устойчивости стенок стволов при бурении в кыновских и саргаевских отложениях; во-вторых, с низкими механическими скоростями при бурении в эйфелевских отложениях; а также со сложностью бурения активных глинистых сланцев в верхних интервалах.

ИНТЕГРИРОВАННЫЙ СЕРВИС

С учетом сложности проекта его было решено реализовать по модели интегрированного сервиса компании Halliburton. Данная модель основывается на методике Института управления проектами (PMI) и собственных разработках Halliburton Project Management (PM), и включает в себя около 200 процедурных документов по управлению проектами и прочие инструменты для пяти этапов их реализации: инициации, планирования, выполнения, мониторинга и контроля и завершения.

У каждого из названных этапов были свои задачи и механизмы их выполнения. В частности, как рассказывают авторы материала, на одном из начальных этапов был проведен всесторонний технический и эксплуатационный анализ выполнимости проекта. Для этого была собрана и проанализирована вся доступная информация как со стороны ОАО «ЛУКОЙЛ», так и со стороны Halliburton по ранее пробуренным скважинам на сопоставимых месторождениях. В итоге проектная команда составила поинтервальный реестр рисков и превентивных мер (табл. 1).

Другой этап подготовки к бурению конкретной скважины Ошского месторождения включал в себя так называемое «бурение на бумаге», в рамках которого все участвовавшие в процессе стороны совместно обсуждали каждый интервал бурения: технологию, необходимые ресурсы, возможные проблемы и пути их устранения или снижения вероятности появления. Итоги этого этапа нашли отражение в максимально детализированной программе бурения скважины.

Важным элементом проекта также стало формализованное распределение обязанностей, в частности, между менеджером проекта со стороны Halliburton, супервайзером на объекте со стороны заказчика, группой технологической поддержки проекта и др.

ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

Помимо организационных элементов, за время осуществления проекта стороны совместно внедрили около 25 различных технико-технологических решений. Так, при бурении секций промежуточных колонн в пермо-триасовых отложениях для стабилизации интервалов, склонных к осыпям и обвалам, была опробована система бурового раствора на водной основе НYDRO-GUARD. По утверждению авторов, раствор позволил максимально ингибировать набухание и диспергирование глинистых сланцев в породах, характеризующихся высокой химической активностью. Помимо стабилизации ствола и обеспечения высоких механических скоростей проходки (МСП), результатом также стало сокращение сроков строительства скважины за счет экономии времени на приготовление и обработку бурового раствора.

Еще один раствор на углеводородной основе — ENVIROMUL — проектная команда опробовала также для предупреждения осыпей и обвалов при бурении наклонно-направленных скважин с большими зенитными углами и горизонтальных скважин в девонских породах.

Для исключения дифференциальных прихватов при бурении осложненного известняками и доломитами с прослоями глин интервала серпуховского яруса каменноугольной системы профиль скважины рассчитывался с учетом прохождения данного участка с постоянным вращением КНБК, т.е. исключительно в роторном режиме.

Поскольку при прохождении интервала тимано-саргаевского горизонта девонской системы (D3sr+tm) наблюдалось вываливание неустойчивых отложений глин с прослоями алевролитов и известняков, данные интервалы было решено проходить со стабилизацией зенитного угла в пределах 45°.

При бурении интервалов неустойчивых пород старооскольского горизонта под хвостовик диаметром 127 мм проявились обвалы аргиллитов. Для борьбы с этим осложнением команде удалось произвести утяжеление бурового раствора плотностью 1,10 г/см³ до плотности 1,4 г/см³ без использования барита — только за счет регулирования содержания СаСО3. Как отмечают авторы, это решение позволило в приемлемой мере сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта. При помощи 7-дюймового винтового забойного двигателя (ВЗД) GeoForce интервал под ОК-178 был пробурен в одно долбление со средней МСП 10,3 м/ч — на 65% быстрее, чем в соседних скважинах. Благодаря этому, по словам авторов, время бурения удалось сократить на 12 суток.

В свою очередь эффект от внедрения нового типа долот серии MegaForce™ на аналогичном интервале авторы оценили в 19% прироста средней МСП. А применение импрегнированного долота и турбобура на интервале под хвостовик диаметром 127 мм дало сокращение сроков бурения секции на 1,5 сут.

Еще одним интересным подходом к оптимизации сроков строительства одной из скважин стало бурение интервалов под обсадные колонны диаметром 178 мм и 127 мм одним долотом диаметром 219,1 мм с перекрытием обоих интервалов одной ОК-178. Испытание на максимальное избыточное давление при возможном глушении скважины после вскрытия зоны с АВПД дало положительные результаты. Таким образом удалось сократить сроки строительства скважины на 2,5 сут и уйти от спуска дополнительной обсадной колонны.

Наконец, использование центраторов Centek, изготовленных под необходимый диаметр ствола скважины, позволило спустить обсадную колонну диаметром 178 мм на плановую глубину в 4105 м по стволу с зенитными углами до 75°.

Как подчеркивают авторы, вышеперечисленные и другие решения удалось внедрить только благодаря постоянной оптимизации и вовлечению непосредственных исполнителей в процесс планирования и анализа полученных уроков. Итогом стало сокращение сроков строительства скважин в среднем на 31,5% в течение полутора лет (рис. 8.2). При этом только четыре скважины были полностью пробурены с участием РМ Halliburton.