Разработка нефтяных месторождений при помощи горизонтальных скважин и вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти из юрских и ачимовских отложений в настоящее время входят в число приоритетных направлений работы ОАО «Сургутнефтегаз». Первые горизонтальные скважины с длиной горизонтального участка 200 и 324 м с вводом их в эксплуатацию были пробурены еще в сентябре 1992 года на Федоровском газонефтяном месторождении с целью оценки технических возможностей строительства таких скважин с использованием импортного навигационного оборудования, а также отечественных технологий.

Изначально для бурения первых горизонтальных скважин привлекались зарубежные и отечественные подрядчики. С 1997 года, после образования в составе «Сургутского УБР-1» (СУБР-1) собственной телеметрической службы, строительство скважин осуществляется своими силами.

Бóльшая часть горизонтальных скважин пробурена СУБР-1 на Федоровском газонефтяном месторождении. Именно здесь впервые в мировой и отечественной практике для разработки тонкой нефтяной оторочки водонефтегазовой залежи была построена система горизонтальных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин, максимально учитывающая геологическое строение пластов.

Сегодня инженерно-телеметрические партии СУБР-1 выполняют все задачи по строительству горизонтальных и пологих скважин на разных месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» и являются одними из самых технически оснащенных в Российской Федерации.

СИСТЕМЫ ГЕОНАВИГАЦИИ

Применение горизонтального бурения на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами позволило нам достичь увеличения начальных дебитов скважин в сравнении с наклонно-направленными скважинами в 2,5–8 раз.

Начиная с 2004 года на ряде месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» бурение горизонтальных скважин с хвостовиками мы осуществляли при помощи телесистем MWD-650 и MWD-350. Бурили в основном на пласты БС10, БС16 и юрские отложения, где проектные глубины колебались в интервалах 3000–3450 м. Бурение было сопряжено с большими затратами времени как на проводку ствола, так и на проведение привязочных каротажей на реперные горизонты, что в свою очередь кратно увеличивало вероятную аварийность производимых работ.

Все это привело к необходимости закупки новых телесистем LWD-650 и LWD-350, в которых кроме инклинометрического зонда добавлен еще и гамма-датчик. Работа последнего основана на регистрации естественного радиоактивного фона горных пород, с помощью дистилляционных трубок. Использование телесистем LWD на первых же скважинах показало свою высокую эффективность за счет сокращения, а затем и полного отказа от промежуточных каротажей, позволило сократить сроки строительства скважины до трех-четырех суток.

БУРОВЫЕ ДОЛОТА

Если же говорить о бурении в целом, то здесь крайне важно правильно подобрать буровой инструмент (долота, забойные двигатели и т.д.), использование которого позволит улучшить технико-экономические показатели — повысить механическую и коммерческую скорость проходки, а также снизить рейсовую скорость бурения.

При строительстве скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» в основном используется породоразрушающий инструмент отечественного производства: алмазные долота и бурголовки производства компаний «Волгабурмаш» (Самара) и ООО НПП «Буринтех» (Уфа). PDC-долота режуще-скалывающего типа с алмазными поликристаллическими вставками, изготавливаемые этими двумя компаниями, хорошо зарекомендовали себя при бурении в интервале 2000–3000 и более метров — особенно в сочетании с забойными телесистемами — и продемонстрировали высокую конструктивную надежность и способность работать в составе управляемых КНБК.

По соотношению цена — качество долота названных производителей не только не уступают зарубежным аналогам, но и превосходят их. Так, если раньше на строительство скважины глубиной около 3000 м у нас уходило порядка 15–16 суток, то сегодня на это уходит не более 6–8 дней (при условии использования лучших долот и забойных двигателей, забойных телесистем MWD/LWD, СИБ2-1 и рецептур буровых растворов).

Заканчивание скважины со средней глубиной более 3000 м обычно осуществляется двумя долблениями из-под кондуктора, хотя в идеале бурение скважин всех степеней проектной сложности должно производиться из-под башмака кондуктора одним долблением с высокими механическими скоростями. Именно таким способом бурятся все наклонно-направленные и пологие скважины.

По нашему заказу были изготовлены долота диаметром 220,7 мм для увеличения кольцевого пространства ствола скважины и муфт обсадной трубы, которые при бурении из-под кондуктора, даже при уменьшении диаметра до 219–220 мм, не теряют своей управляемости. Применение этих долот в сочетании с ВЗД позволило увеличить проходку при бурении изпод кондуктора с 500 до 1000 и более метров в сутки. По итогам промышленных испытаний долот ООО НПО «Буринтех» в диаметрах 295,3 и 220,7 мм бурение под кондуктор в дальнейшем решили проводить с использованием пятии шестилопастных долот, а под эксплуатационную колонну — четырехи пятилопастных долот с резцами повышенной стойкости, а также скоростных (агрессивных) усиленных по диаметру шестилопастных долот.

ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

Для эффективного внедрения нового способа разрушения породы — разрушения резанием — нам пришлось пересмотреть требования к существующим забойным двигателям, применяемым в ОАО «Сургутнефтегаз». Как выяснилось, лучше всего для этой работы подходил ГЗД с повышенным моментом на валу и увеличенным ресурсом работы. Но для того чтобы увеличить механическую скорость бурения, необходимо было также улучшить энергетические характеристики забойного двигателя и повысить долговечность его рабочих элементов. В итоге был выбран ВЗД с удлиненными до 4400–5400 мм высокомоментными рабочими парами, различным числом оборотов и увеличением заходности до 7/8. Данный ВЗД полностью отвечал нашим требованиям.

В дополнение к этому мы заменили серийные двигатели ДРУ-172РС («Радиус-Сервис») на более новые — ДРУ2-172РС, имеющие изготовленные по импортным технологиям рабочие пары и ловильные устройства для предупреждения непроизводительных затрат.

Плюс ко всему все буровые бригады получили в свое пользование модернизированные турбобуры серии ТВ-1-240. Устаревшие модели турбобуров (Т12РТ-240) и забойных двигателей (ГЗД-240) были сняты с вооружения.

Стоит отметить, что по своим конструктивным и технико-технологическим показателям двигатель ДРУ2172РС полностью соответствует импортным аналогам, а по соотношению цена — качество даже более привлекателен.

Поскольку проект скважины обычно составляется таким образом, чтобы количество интервалов, в которых необходимо работать направленно, было минимальным в компоновку над забойным двигателем мы начали устанавливать калибратор, позволяющий сократить время работы в наклонных участках и увеличить механическую скорость бурения. Такой спецкалибратор (D = 218 мм) был изготовлен по нашему заказу специалистами ООО НПП «Буринтех». Сегодня он представлен рядом конструктивных образцов — КП 218 СТК.П-133/147; КП 295,3 СТК М-152/152 01; КП 295,3 СТК П-152/152, — которые также взяты нами на вооружение.

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

В своей работе мы стараемся в основном применять буровые растворы с регулируемыми свойствами. Как правило, стоят они недешево, однако в итоге использование таких растворов позволяет сэкономить большое количество времени и денег, затрачиваемых на устранение возможных аварий, осложнений, а также последствий проработок и промывок и т.д.

Большое значение при работе с буровыми растворами мы придаем кадровой политике, направленной на повышение квалификации инженерно-технического состава буровых бригад, инженерно-телеметрической службы и лаборатории глинистых растворов. Особое внимание уделяется также поддержанию работоспособности систем очистки промывочных жидкостей от выбуренной породы: в настоящее время все буровые установки СУБР-1 укомплектованы четырехи пятиступенчатыми системами очистки.

При горизонтальном бурении зачастую применяются ингибирующие буровые растворы на основе акриловых полимеров, способных предотвратить осложнения, связанные с нарушением устойчивости стенок ствола скважины при разбуривании глин и аргиллитов.

Расход химреагентов на приготовление и обработку бурового раствора определяется достижением требуемых параметров для безаварийного бурения и качественного вскрытия продуктивных пластов. Рецептуры выбираются согласно РД 5753490-006–2010 для каждой конкретной скважины.

ТЕЛЕСИСТЕМА СИБ-2.1

Разумеется, помимо названных есть еще целый ряд технологий, позволяющих сократить сроки строительства скважин и затраты на бурение. В частности, весьма перспективным при бурении под кондуктор может стать использование новой телеметрической системы СИБ-2.1 с электромагнитным каналом связи. Она отлично подходит для бурения скважин со смещением более 1200 м, набором угла в кондукторе более 30° и существующей опасностью пересечения с ранее пробуренными стволами. Также система способна работать в турбинно-роторном режиме с расходом промывочной жидкости до 64 л/с. Кроме этого, применение СИБ-2.1 позволило бы решить и ряд других актуальных на сегодняшний день проблем.

Во-первых, будут оптимизированы профили скважин (что позволит набирать параметры кривизны с наименьших глубин без риска пересечений и достигать проектных целей по кратчайшему расстоянию).

Во-вторых, бурение кондуктора будет производиться одним долблением, что даст экономию времени (нет необходимости проводить промежуточные и окончательные замеры кривизны в кондукторе инклинометром ИОН). Параметры кривизны, набранные при бурении под кондуктор позволят продолжать дальнейшее бурение турбинно-роторным способом, что увеличит среднюю механическую скорость за счет сокращения интервала ориентированного бурения.

В-третьих, бурением кондуктора и СПО на скважине будет руководить ведущий инженер ИТС. Таким образом, бурение будет вестись в оптимальных режимах и без отклонения от руководящих документов. Техническое руководство ИТС при бурении кондукторов повысит общий уровень ответственности за выполняемую работу, а также обеспечит оперативность предоставления информации по выполняемой работе и в итоге сократит непроизводительное время при бурении заданного интервала.

В-третьих, ввиду простоты обслуживания в полевых условиях небольшого количества наземного оборудования и минимальных требований к ПК появится возможность создавать мобильные телеметрические партии на базе автомобиля или перебрасывать телеметрическое оборудование из одной партии в другую. В настоящее время за каждой буровой бригадой закреплена телеметрическая партия, поэтому оснащение подобными телеметрическими системами существующих партий не потребует дополнительного увеличения штата ИТС.

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ

Наконец, также хотелось бы отметить те направления, в которых в ближайшие годы будет развиваться сегмент горизонтального бурения. Прежде всего это внедрение системы роторного управляемого бурения, которая позволит увеличить скорость и качество строительства скважин без увеличения гидравлической мощности имеющихся на вооружении буровых установок. Помимо этого, применение данной системы даст возможность:

• бурить без применения гидравлических забойных двигателей (ствол, пробуренный роторной системой, будет отличаться строгой цилиндричностью стенок и минимально возможным искривлением по всей длине);
• сократить парк ГЗД в буровых компаниях;
• уменьшить перепад давления в бурильном инструменте и за счет этого продлить срок службы гидравлической системы и насосов буровой установки;
• избежать осложнений в процессе спуска обсадных колонн за счет калибровки ствола и минимальной интенсивности искривления;
• сократить сроки строительства всех типов скважин за счет полного отсутствия направленного бурения и сокращения времени СПО;
• бурить горизонтальные скважины с большими смещениями (2000 и более метров).

Еще одним перспективным направлением должно стать применение в процессе бурения датчиков сопротивления и гамма-излучения, имеющих повышенный радиус действия и способных проводить исследования в направленном секторе относительно оси скважины. В результате такого глубокого проникновения в окружающие породы появится возможность определять изменения литологии и геологической структуры на раннем этапе бурения. Кроме того, применение данных датчиков позволит: а) максимально увеличить добычу в сложных геологических условиях при уточнении модели породы; б) производить навигацию в пластах при изменении направления, угла наклона и поперечной толщины пластов; в) поддерживать заданное расстояние от границ пласта; г) своевременно выявлять водяные зоны и избегать контакта ствола скважины с ними.