ЗАО «Инвестгеосервис» Туктаров Дамир Хатипович, Генеральный директор;
ЗАО «Инвестгеосервис» Гулов Артур Ривалевич, Руководитель проекта;
ОАО «НОВАТЭК» Глебов Евгений Владимирович, Заместитель директора департамента по технологии Департамента cкважинных технологий и супервайзинга;
ОАО «НОВАТЭК» Шокарев Иван Валериевич, Заместитель начальника управления скважинных технологий Департамента скважинных технологий и супервайзинга;
ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» Курасов Александр Владимирович, заместитель генерального директора по бурению, начальник управления по бурению.
Проектирование и строительство скважин с БОВ на Юрхаровском НГКМ
Вступление
ООО “НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ” (дочернее предприятие ОАО “НОВАТЭК”) совместно с ЗАО “Инвестгеосервис” успешно завершили строительство самых протяженных (для материковой части Российской Федерации) скважин с большим отходом от вертикали (БОВ, ERD wells).
Окончательный забой скважин №№ 1-А и 2-А Юрхаровского месторождения составил 8497 и 7274 метров соответственно. У многоствольной скважины № 3-А (многоствольная скважина) окончательные забои составили 7418 и 7438м соответственно.
Компания ЗАО «Инвестгеосервис» (Генеральный подрядчик по строительству скважин) осуществила работы по бурению рекордных скважин, с привлечением самых современных технологий ведущих российских и мировых сервисных нефтегазовых компаний. Слаженная совместная работа специалистов Заказчика, Генерального подрядчика и субподрядных организаций показала не только выдающиеся успешные результаты в области применения новых технологий при строительстве скважин, но и отличные показатели в области безопасности и охраны труда. Также нужно отметить, что особое внимание ОАО «НОВАТЭК» и ЗАО «Инвестгеосервис» уделялось вопросам сохранения окружающей среды, что немаловажно, учитывая географическое расположение проводимых работ – в акватории Тазовской губы в непосредственной близости от шельфа Карского моря, обилием заливов, рек, болот и озёр. Ведение производственной деятельности связано с повышенными требованиями в области экологической и промышленной безопасности, сложной ледовой и геокриологической обстановкой, охраной мест традиционного хозяйствования коренного населения, мест обитания редких и исчезающих видов растений и животных.
Технологии, использованные при строительстве указанных скважин, могут успешно применяться для разработки северных и арктических месторождений, в том числе запасов Ямальского, Тазовского и Гыданского полуостровов (входят в состав Ямало-Ненецкого автономного округа), что является стратегической задачей для газовой отрасли РФ.
О компании «НОВАТЭК»
ОАО «НОВАТЭК» — крупнейший [1] независимый и второй по объемам добычи про-изводитель природного газа в России. Созданная в 1994 году, Компания занимается раз-ведкой, добычей и переработкой газа и жидких углеводородов. Месторождения и лицензи-онные участки компании расположены в Ямало-Ненецком автономном округе, крупнейшем в мире регионе по добыче природного газа, на долю которого приходится около 90% добычи природного газа в России и приблизительно 17% мирового объема добычи газа.
«НОВАТЭК» стремится непрерывно наращивать ресурсную базу путем проведения геологоразведочных работ. Используя современные методы разведки и разработки, Ком-пания экономически эффективно осваивает запасы, достигая максимального уровня из-влечения углеводородов. По результатам независимой оценки, проведенной компанией DeGolyer & MacNaughton, по состоянию на 31.12.2014 г. доказанные запасы углеводородов Компании (включая долю в запасах совместных предприятий) по стандартам SEC состав-ляли 12 578 млн бнэ, в том числе 1 747 млрд м3 газа и 135 млн т жидких углеводородов.
О компании «Инвестгеосервис»
Группа компаний «Инвестгеосервис» [2] объединяет специализированные предприятия в области строительства поисково-разведочных, наклонно-направленных эксплуатационных скважин, горизонтальных скважин и скважин с БОВ (ERD), интерпретации геологических и геофизических данных, подсчёта запасов углеводородов, построения геологических и гидродинамических моделей месторождений, проектов разработки месторождений, исследования скважин, землеустроительных работ.
Группа компаний «Инвестгеосервис» осуществляет функции исполнителя и координатора нефтесервисных услуг на условиях генерального подряда или интегрированного управления проектами.
Ключевыми компетенциями группы компаний «Инвестгеосервис» являются:
✓ специализация на строительстве технологически сложных разведочных и эксплуатационных скважин с большими отходами от вертикали (ERD);
✓ индивидуальный подход к выбору технологий от ведущих поставщиков технологических услуг для наиболее эффективного решения задач Заказчика;
✓ многолетний опыт ведения буровых работ в арктических районах и на автономных проектах.
Значительный опыт группы компаний «Инвестгеосервис» в области производства буровых работ и геологических исследований позволяет успешно решать комплексные задачи заказчика.
О месторождении
Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение (ЮНГКМ) является основным добывающим активом «НОВАТЭК».
Месторождение открыто в 1970 году и расположено за северным Полярным кругом в юго-восточной части Тазовского полуострова в Надым-Пур-Тазовском районе. Западная часть месторождения находится на Тазовском полуострове, а центральная и восточная части расположены в бассейне Тазовской губы, при этом средняя глубина залива составляет четыре метра. Разбуривание морской части месторождения производится с суши с применением горизонтальных скважин.
Запасы месторождения по стандартам SEC на конец 2014 года составляли 363,4 млрд м3 газа и 17,2 млн т жидких углеводородов. Основная часть запасов газа приходится на Валанжинский горизонт. Продуктивные залежи компактно расположены на сравнительно небольшой площади (примерно 260 км2), что повышает эффективность их разработки и освоения с точки зрения капитальных и операционных расходов (см. Рисунок 1). Располагается месторождение приблизительно в 300 км к северу от города Новый Уренгой и в 50 км к востоку от Ямбургского месторождения.
Модель разработки месторождения предусматривает бурение горизонтальных скважин большого диаметра и многозабойных горизонтальных скважин, что позволяет снизить общее количество скважин, необходимых для вовлечения в разработку всех запасов месторождения, и минимизировать капитальные вложения.
Месторождение имеет одну залежь природного газа, 24 газоконденсатных залежи и 3 нефтегазоконденсатные залежи. Глубина залегания углеводородов варьируется от 1000 до 4400 метров (с учётом Юрских отложений), при этом Валанжинские залежи характери-зуются наличием проницаемого песчаника, является основной областью добычи. Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) является вторым по объёму добычи после Ямбургского из всех, эксплуатируемых за Полярным кругом. ЮНГКМ обеспечивает порядка 10% потребления газа на внутреннем рынке. Объём добычи при полной проектной мощности – 37 млрд м3 природного газа в год. Юрхаровское месторождение характеризуется применением самых передовых технологий, что позволяет снизить экологическую нагрузку на ранимую среду Крайнего Севера. В том числе, к примеру, в 2008 году на месторождении введена в эксплуатацию установка термического обезвреживания буровых шламов, что позволяет исключить попадание в окружающую среду отходов бурения.
История строительства скважин на ЮНГКМ
Эксплуатационное бурение на Юрхаровском месторождении началось в мае 2002 г. Коммерческая добыча природного газа и газового конденсата началась в январе 2003 г.
Строительство эксплуатационных скважин сопровождалось значительными трудностями, вызванными сложным геологическим разрезом (наличие многолетнемерзлых пород, нестабильных глин, пластов с различным флюидонасыщением), труднодоступностью коллекторов (бурение с берега под акваторию Тазовской губы), климатическими условиями и особенностями логистики.
В период с 2007 по 2011 г была проведена значительная работа по оптимизации плана освоения месторождения путем бурения скважин большого диаметра, двухзабойных скважин, скважин с большим горизонтальным отходом ствола от устья, что позволяет бурить меньшее количество скважин, необходимых для разработки месторождения. Данная программа позволила снизить общие издержки и потенциальные экологические риски. Новые скважины, в среднем, имеют диаметр эксплуатационной колонны до 245 мм, горизонтальную часть ствола более 1 000 м и стартовый дебит до 4,5 млн м3 в сутки.
С целью вовлечения в разработку запасов восточной части месторождения и равномерной выработки пластов в 2014 году продолжилось бурение горизонтальных скважин с большими отходами от устья. В эксплуатацию были введены три новые газоконденсатные скважины и проведена реконструкция двух ранее пробуренных скважин.
На текущий момент пробурено более 70 газоконденсатных скважин, однако успех строительства скважин №№ 1-А, 2-А и 3-А заслуживает особого внимания.
Почему скважины ERD?
Геологическое строение месторождения определило и систему разработки – так как основные запасы месторождения находятся в шельфе Тазовской губы, кустовые площадки располагаются вдоль береговой линии, а скважины уходят далеко под акваторию (см. Рисунок 2). После того как были пробурены относительно простые скважины (тем не менее, их глубина достигала до 5000 м) подошел черед строительства скважин с большим отходом от вертикали. Экономико-технический анализ показал, что строительство скважин с большим отходом от вертикали является наиболее экономически и экологически эффективным решением, позволяющим получить доступ к удаленным коллекторам Юрхаровского месторождения.
Под экономической эффективностью подразумевается оптимизация инвестиций в развитие инфраструктуры, необходимой для разработки месторождения, с целью увеличе-ния прибыли.
Скважины с БОВ (в мировой классификации – ERD wells: Extended Reach Drilling) – скважины с большим отходом от вертикали, имеющие соотношение отхода к вертикали более 2:1. Характерными особенностями при строительстве такого типа скважин являются:
• высокие механические нагрузки – повышенные осевые нагрузки и зачастую избыточный крутящий момент из-за высоких значений коэффициента трения вследствие большой протяжённости сильнонаклоненной части ствола скважины;
• высокие гидравлические нагрузки – затрубное давление (ЭЦП) кратно выше по сравнению даже с горизонтальными скважинами меньшего смещения забоя от вертикали, не говоря уже о вертикальных скважинах (даже глубоких);
• затруднённая очистка ствола скважины от выбуренной породы, особенно при конструкции скважин с высоким значением PHAR (pipe-hole
area ratio) – чем выше PHAR, тем сложнее очистка от шлама;
• сложности с дохождением обсадных колонн и хвостовиков – высокие коэффициенты трения и недостаточный вес верхней части для снижения усилия «проталкивания» колонн;
• проблемы устойчивости стенок ствола скважины и узкое «окно буримости» по плотности бурового раствора (mud weight window);
• проблемы с доведением нагрузки при бурении, а также при заключительных операциях, например создание необходимой нагрузки при подвеске хвостовиков;
• кроме этого, из-за большой удалённости целей возникают дополнительные геологические неопределённости в структурах, неоднородных по напластованию и простиранию.
Скважина с БОВ – это не просто более сложная наклонно-направленная скважина. Основой для успеха при строительстве таких скважин является: использование передовых технологий, профессионализм сотрудников, правильная организация процессов и налаженная коммуникация между различными сторонами – участниками проекта. Именно поэтому подготовка к рекордным скважинам началась задолго до начала бурения. Проектирование скважин №№ 1-А и 2-А по заказу ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» осуществляла проектная организация ОАО «НПО «Буровая техника» – ВНИИБТ» [3] с обязательным привлечением компании ЗАО «Инвестгеосервис» как Генерального подрядчика по строительству скважин, и с привлечением “K&M Technology Group” [4] подразделения компании “Schlumberger” [5],специализирующегося на бурении скважин с БОВ. На этапе проектирования учитывались и анализировались различные критерии и факторы – проектные конструкция и траектория скважины (в том числе первая секция набора параметров кривизны и разворот траектории), правильный подбор бурильного инструмента, бурового наземного оборудования, стабильность стенок ствола скважины, решение проблем с очисткой ствола скважины – выносом бурового шлама на поверхность, мониторинг параметров бурения и эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора в режиме реального времени, а также технологии спуска и цементирования обсадных колонн (в особенности эксплуатационной колонны и цементируемой потайной на большие глубины) и крепление фильтр-хвостовиков. Проектирование скважины № 3-А по заказу ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» осуществляла проектная организация ООО «НОВАТЭК НТЦ». До начала бурения скважин, компанией ЗАО «Инвестгеосервис» были учтены изменения геологических данных и своевременно внесены корректировки в проект. При этом особое внимание было уделено оценке операционных рисков и подготовке плана действий на случай чрезвычайных ситуаций.
Наряду с другими критериями проектирования скважины, было очевидно, что буровая установка должна быть способна выполнять все операции, связанные с бурением, СПО, креплением и заканчиванием скважины. Для строительства рекордных скважин ЗАО «Инвестгеосервис» использует на Юрхаровском месторождении усовершенствованные буровые установки, характеристики которых, позволяют производить запланированные операции с необходимым запасом прочности.
О рекордных скважинах
• Назначение
Бурение эксплуатационных скважин №№ 1-А,2-А и 3-А с горизонтальным окончанием на продуктивные пласты БУ 8 необходимо для добычи залежей углеводородного сырья из пластов БУ8-0 – БУ8-2 Тангаловской свиты.
• Профиль и конструкция скважин
Проектная траектория скважины № 1-А представлена ниже (см. Рисунок 3). Секция набора спланирована таким образом, чтобы обеспечить минимальную извилистость и «гладкий» ствол скважины, параметры, которые играют важную роль для окончательного строительства скважины и возможности осуществления СПО бурильных/обсадных труб и забойного оборудования.
Достигнутые показатели являются рекордными не только для региона, но и в целом для материковой части Российской Федерации и говорят сами за себя:
Секция 393.7 мм (15 ½”) была успешно пробурена до глубины 1610 метров по стволу, зенитный угол в секции составил 73.8° при вертикальной глубине 1403.8 метра. Крепление ствола скважины 340 мм (9 ⅜”) промежуточно-эксплуатационной колонной успешно осу-ществлено на глубине 1604 метра по стволу.
Секция 311.15 мм (12 ¼”) была успешно пробурена до глубины 5632 метров по стволу,, зенитный угол в секции составил 74.2°, отход от вертикали в данной секции составил 4359 метров при вертикальной глубине 2494 метра. Крепление ствола скважины 245 мм промежуточно-эксплуатационной колонной (9 ⅝”) с премиальными резьбовыми соединениями успешно осуществлено на глубине 5626 метров.
Секция 215.9 мм (8 ½”) успешно пробурена до глубины 6999 метров по стволу, зенитный угол в секции составил 76.8°, отход от вертикали в данной секции составил 5678 метров при вертикальной глубине 2818 метров. Крепление ствола скважины 177.8 мм (7”) потайной цементируемой колонной с премиальными резьбовыми соединениями успешно осуществлено на глубине 6997 метров.
Секция 155.6 мм (6 ⅛”) была успешно пробурена до глубины 8497 метров по стволу, отход ствола скважины от вертикали в данной секции составил 7059 метров при вертикальной глубине 2906 метров. Крепление ствола скважины 127 мм (5”) фильтр-хвостовиком успешно осуществлено на глубине 8495 метров.
Траектория скважины № 2-А спроектирована подобно скважине № 1-А, но с меньшим отходом от вертикали, поэтому в данной статье мы рассмотрим на примере самых больших показателей.
Плановая траектория многозабойной скважины № 3-Апредставлена ниже (см. Рисунок 4). Верхние секции были запроектированы по аналогии со скважинами №№ 1-А и 2-А, но при этом было запланировано бурение двух стволов с забоями 7399 и 7416 м по стволу соответственно с установкой клина-отклонителя на глубине 6100 м по стволу с зенитным углом 77.5 градусов.
Секция 311.15 мм (12 ¼”) была успешно пробурена до глубины 5049 метров по стволу, зенитный угол в секции составил 71.1°, отход от вертикали в данной секции составил 3825 метров при вертикальной глубине 2471 метр.
Секция 215.9 мм (8 ½”) успешно пробурена до глубины 6119 метров по стволу, зенитный угол в секции составил 77.6°, отход от вертикали в данной секции составил 4835 метров при вертикальной глубине 2807 метров. При этом «голова» подвески потайной колонны установлена на глубине 4541м.
Секция 155.6 мм (6 ⅛”) первого ствола была успешно пробурена до глубины 7418 метров по стволу, отход ствола скважины от вертикали в данной секции составил 6065 метров при вертикальной глубине 2904 метров. Отличительной особенностью скважины № 3-А является вырезка технологического «окна» в 178мм потайной колонне в интервале 6054-6059м (глубина по вертикали 2794м, отход в «окне» составил 4777м). Таким образом, осуществлен пропуск клина-отклонителя в комплекте с вырезающей компоновкой фрезов через подвеску потайной колонны и вырезка на рекордной в мировом масштабе глубине. Далее, секция 155.6 мм (6 ⅛”) второго ствола была успешно пробурена до глубины 7438 метров по стволу, отход ствола скважины от вертикали в данной секции составил 6155 метров при вертикальной глубине 2880 метров.
Более детально о подготовке и непосредственном выполнении работ по строительству скважин изложено в следующих разделах статьи.
Подготовка к строительству, подбор оборудования
Недостаток опыта бурения и информации о залежах на удаленном от берега расстоянии, создавало высокие риски строительства скважин.
Сложность проекта заключалась в узком «окне бурения», бурении в интервале истощенных пластов и нестабильных глин.
В тоже время, присутствовали другие особенности и сложности:
• Нестандартная, для скважин с большим отходом, конструкция с применением долот малого диаметра 155.6мм в горизонтальной части, что создавало дополнительные трудности в контроле ЭЦП;
• Недостаток опыта бурения скважин с большим отходом в регионе, создавало риски невыполнения плановой траектории;
• Потенциально высокий уровень извилистости верхней секции, что могло привести к повышенным нагрузкам на инструмент при бурении
горизонтальной секции;
• Недостаточно структурной и геологической информации по залеганию целевых пластов, высокая вероятность бурения вне геологических целей;
Специалисты ОАО «НОВАТЭК», ЗАО «Инвестгеосервис» и компании «Schlumberger» разработали как единственное правильное решение – тесное взаимодействие всех участвующих в бурении сторон, необходимым было признано построение предбуровой геомеханической модели и применение геомеханического сопровождения бурения в реальном времени. На проекте под управлением специалистов ЗАО «Инвестгеосервис» были применены ключевые технологии наклонно-направленного бурения, растворов и долот и технологий крепления скважины при тесном взаимодействии с инженерами-геомеханиками и геонавигаторами, а также с буровым подрядчиком и компанией-оператором. Приложенные усилия позволили достичь рекордных показателей в ERD бурении континентальной части России.
На первом этапе была проведена техническая оценка возможностей буровой установки (БУ-6500), производившей разбуривание Юрхаровского месторождения в период с 2008г. по 2012г. Анализ показал, что требуется усиление и обновление силовых приводов (увеличение характеристик по крутящему моменту). В сжатые сроки была произведена замена системы верхнего привода. Буровые установки БУ-6500/450-ЭЧРК-БМ (см. Рисунок 5) имеют грузоподъемность 450 т и запас прочности для бурения скважин глубиной до 8000 м (а в зависимости от конструкции возможно бурение и более глубоких скважин).
Для успешного строительства рекордных скважин также потребовалось обновление бурильного инструмента [6]. Поскольку расчётные нагрузки на кручение приближались, а на некоторых участках превосходили максимальные моменты свинчивания стандартных резьбовых соединений (API и ГОСТ), а также из-за узкого коридора плотностей бурового раствора и градиентов гидроразрыва, то в проект строительства этих скважин изначально закладывалось применение двухупорных соединений второго поколения (см. Рисунок 6).
Исходя из практики применения традиционно используемых на этом месторождении обычных бурильных труб СБТ-139,7мм и СБТ-127мм, а также труб с двухупорными соединениями первого поколения, было принято во внимание, что ранее при бурении скважин глубиной 5000-6500м присутствовали значительные гидравлические потери и это требовало эксплуатации буровых насосов и бурового оборудования на высоких давлениях.
На этапе подготовки к бурению была поставлена задача минимизировать гидравлические сопротивления в бурильной колонне и в затрубном пространстве с одновременным обеспечением достаточного запаса прочности замковых соединений на кручение. Были проанализированы несколько альтернативных компоновок и опыт предыдущих лет [7], в результате, после серии сравнительных расчётов удалось определить оптимальную комбинацию бурильной колонны для каждой секции.
Исходя из этих принципов, было принято решение [8] перейти на типоразмер бурильной трубы 149,23мм в верхней части колонны вместо предусмотренного проектом типоразмера 139,7мм. При этом выбор СБТ-149,23*9,17мм с соединением VX-57 (двухупорные соединения второго поколения, см. Рисунок 7) по сравнению с СБТ-140 (5 ½ FH) гарантировал повышение прочности на кручение на 8,5 % с одновременным уменьшением наружного диаметра замка на 13мм и увеличением внутреннего проходного диаметра по замку с 76,2 до 107,95 (более чем на 40%).
Для типоразмера СБТ-127*9,19мм было выбрано соединение VX-50, поскольку оно гарантирует прирост момента свинчивания на 96% по сравнению со стандартным соединением NC-50, при этом увеличивает внутренний проходной диаметр на 7%. Для трубы типоразмера 102*8,38 мм требовалось обеспечить увеличенный внутренний проходной диаметр замкового соединения для снижения гидравлического сопротивления при одновременном поддержании нужного значения момента свинчивания. Соединение VX-39 по сравнению с соединением NC-40 дало возможность увеличить внутренний диаметр замка на 34% при одновременном увеличении момента свинчивания на 10% и уменьшении наружного диаметра замка до 127 мм. Более подробное сравнение характеристик приведено в Таблице 1.
В целях снижения износа наружной поверхности замка и стенок обсадной колонны вследствие длительного вращения колонны в скважине бурильная труба заказывалась и поставлялась с твердосплавной наплавкой (hard banding) на муфтовой части замка.
Нанесённое на бурильные трубы внутреннее пластиковое покрытие обеспечило небольшое снижение гидравлического сопротивления и, что особенно важно, защитило внутреннюю поверхность труб от коррозии в то время, когда они находились вне скважины.
Все комплекты бурильных труб производились в соответствии со стандартом API 5DP, с дополнительными требованиями PSL 3, включающими проведение испытаний на ударопрочность при температуре -20°С (для сравнения, обычная труба, без дополнительных требований, испытывается на ударопрочность при комнатной температуре). Такой бурильный инструмент трубы наиболее приспособлен к работе в условиях низких температур на месторождениях за Полярным Кругом.
Также необходимо отметить, что для бережной эксплуатации премиальной бурильной трубы с высокомоментными двухупорными соединениями потребовалось переоборудовать покрытие подсвечников буровой установки. Необходимо учитывать, что стандартное покрытие подсвечников выполнено из стальных листов с насечкой, при этом, бурильная свеча, установленная ниппельным концом на такое покрытие, своим весом может оставлять отметки на поверхности упорного торца ниппеля. Такая эксплуатация, через некоторое время может привести к повреждению ниппельного торца, что потребует его перешлифовки или ремонта. Для снижения вероятности повреждения ниппельного торца и продления межремонтных интервалов бурильных труб поверхность подсвечников на указанных буровых установках была обшита деревянными щитами из твердых пород дерева с дополнительными амортизаторами из резины. Опыт эксплуатации показал, что такое решение было оправдано, поскольку с момента начала эксплуатации труб до сегодняшнего дня не было ни одной отбраковки трубы по причине плохого состояния внутреннего (ниппельного) упорного торца.
Ещё одна задача, успешно решённая специалистами «Инвестгеосервис» заключалась в необходимости установки внутриколонного фильтра при бурении компоновками, включающими в свой состав высокотехнологичное забойное оборудование (РУС, телесистемы и приборы каротажей в процессе бурения). Как известно, внутриколонный фильтр ставится в муфтовую часть замка бурильной трубы и фиксируется за счёт посадочного кольца, которое садится в зазор между носиком ниппеля и проточкой муфты на стандартных соединениях (API/ГОСТ). В двухупорных соединениях этот зазор отсутствует, поскольку вместо него там расположен второй упорный торец. В качестве решения этой задачи были изготовлены комплекты защитного переводника верхнего привода и сменного посадочного кольца фильтра, причём носик двухупорного соединения был укорочен на толщину кольца (см. Рисунок 8). В итоге одновременно обеспечивалось надёжное крепление фильтра в трубе и сохранялись неизменными высокие моментные характеристики верхнего соединения бурильной колонны.
Шаблонирование бурильных труб с внутренним полимерным покрытием производилось специальным проходным нейлоновым шаблоном (см. Рисунок9) с целью сохранения внутреннего покрытия от повреждений (в сравнении с использованием повсеместно применяемых стальных проходных шаблонов).
Применение компоновок, включающих бурильные трубы с соединениями VX, позволило решить следующие задачи:
• Снижение суммарных гидравлических потерь в трубах и кольцевом пространстве на величину 20-40%,т.е. появилась возможность на 20-40% увеличить гидравлическую мощность на долоте и гидравлическую ударную силу, для оптимизации
показателей бурения;
• Поддерживать ЭЦП в безопасном коридоре значений за счёт уменьшения диаметра замковых соединений, что в свою очередь позволило:
•Минимизировать риски осыпей/обвалов;
•Минимизировать риски дифференциального прихвата;
•Минимизировать риски поглощения в высокопроницаемых пластах.
• Улучшить качество очистки в верхних интервалах за счет увеличения диаметра бурильных труб с СБТ-140 до СБТ-149 (выше скорость восходящего потока в кольцевом пространстве).
• Прочность бурильной колонны по телу трубы остаётся прежней, несмотря на уменьшение толщины стенки (проектом предусмотрено
использование бурильного инструмента 139.7мм с толщиной стенки 10.54мм);
• В резьбе двухупорного замкового соединения второго поколения нагрузки распределены более равномерно по длине резьбового соединения,
поэтому уменьшится вероятность слома ниппеля при возникновении нештатных ситуаций;
• Улучшить качество очистки в средних и нижних интервалах за счет снижения ЭЦП и увеличения объёма прокачиваемого раствора ввиду уменьшенного диаметра замков.
• Выше момент свинчивания, что дает дополнительный запас при бурении скважины с высокими значениями крутящего момента на верхнем приводе;
• Минимизировать крутящий момент за счёт снижения боковых усилий.
• Снижение затрат непроизводительного времени и снижение стоимости проекта за счёт уменьшения количества проработок, дополнительных промывок и отсутствия прихватов, а соответственно и затрат на их ликвидацию.
Опыт инженерной группы компании ЗАО «Инвестгеосервис», грамотное планирование процесса бурения и правильный выбор инструментов и оборудования для бурения и крепления позволили успешно реализовать проекты бурения трёх ERD скважин на Юрхаровском месторождении.
Геомеханическое сопровождение
Прежде чем приступить к разработке проекта, особое внимание было уделено оценке рисков и определению путей и решений их предупреждения.
Как уже было отмечено, устойчивость ствола скважин с большим отходом представляла серьезную проблему при бурении, в особенности при бурении с высокими зенитными углами через глинистые интервалы. В условиях Юрхаровского месторождения дополнительно существуют специфические проблемы, связанные с устойчивостью ствола:
• Истощение продуктивных пластов и снижение пластового давления, которые способствуют снижению давления гидроразрыва и поглощения бурового раствора;
• Наличие нестабильных глинистых интервалов, в особенности интервала «шоколадных глин».
Наличие одновременно обеих особенностей существенно сузило безопасное окно бурового раствора и сделало существенным (с точки зрения устойчивости стенок) изменение плотности бурового раствора даже в 0.01г/см3.
На Рисунке 10 показан совмещённый график градиентов давлений на основании предбурового геомеханического моделирования одной из планируемых скважин.
На этом графике видно как изменяются градиенты давлений с глубиной. Также видно, как в одной из точек изменяются градиенты гидроразрыва и обрушения стенок скважины, в зависимости от значений азимутального и зенитного углов. Наибольшее влияние имеет изменение зенитного угла, где при нулевом градусе безопасное окно между градиентами обрушения стенок скважины и гидроразрыва максимально, но с увеличением зенитного угла до девяноста градусов происходит смыкание этих границ до практически полного исчезновения безопасной области. Этим объясняется значительно более высокая аварийность при бурении горизонтальных скважин по сравнению с наклонно-направленными. Также присутствует влияние азимутального угла положения траектории в пространстве на величину безопасного окна между градиентами гидроразрыва и обрушения пород.
Одним из ключевых решений стало использование геомеханики перед бурением и в реальном времени. Геомеханическая модель на этапе планирования позволила определить «трудные» интервалы и безопасные границы эквивалентной циркуляционной плотности, на основании которых осуществлялся выбор решений и технологий. Для получения наиболее точных значений безопасных границ эквивалентной циркуляционной плотности геомеханическая модель обновлялась в реальном времени на основании каротажей осуществляемых приборами геофизических исследований (ГИС) в КНБК во время бурения. На основании данных замера эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) датчика забойного давления выбирались режимы бурения, обеспечивающие соблюдение установленных безопасных лимитов. Для обеспечения безаварийности проводки интервала была специально подобрана рецептура бурового раствора, обеспечивающая приемлемые значения ЭЦП и низкие коэффициенты трения. На основании полученных результатов моделирования подбирались режимы бурения и промывок, скорость СПО и прямых/обратных проработок, а также скорости спуска обсадных колонн и хвостовиков.
В целях безаварийного бурения на этапе предбурового моделирования были получены модели механических свойств (ММС) и произведен расчет устойчивости стенок скважины (РУСС) для трех планируемых скважин. Данными для построения ММС и РУСС служили синтетические каротажные кривые, перенесенные с опорных скважин, данные о пластовом давлении, результаты тестирования образцов керна с ранее пробуренных скважин.
Основной целью расчета устойчивого состояния ствола скважины для плановой траектории является определение границ эквивалентной плотности бурового раствора, знание которых позволяет избежать проблем с устойчивостью ствола скважины. В ходе этого исследования производится расчёт градиента разрыва пород, градиента обрушения, расчёт и калибровка упругих свойств пород в околоскважинном пространстве и расчёт устойчивости стенок скважин с целью определения безопасного окна удельного веса бурового раствора, определения рисков, связанных с нестабильностью ствола скважины.
Имеющиеся данные каротажа позволили провести детальный расчет устойчивости стенок скважины. Приборы каротажа, используемые в КНБК, позволили провести дальнейшую проверку построенной модели. Проверка проводилась на основе сопоставления результатов расчета с записью кавернометрии (и сравнение до и после СПО). Также в ходе бурения был осуществлен расширенный тест на разрыв прибашмачной зоны скважины (extended leak-off test – ELOT), позволивший откалибровать модель устойчивости.
Для выполнения поставленных целей были решены следующие задачи:
✓ Аудит исходных данных;
✓ Расчет и калибровка механических свойств и прочности пород для опорных скважин;
✓ Расчет и калибровка напряжений опорных скважин;
✓ Расчет устойчивости ствола для опорных скважин;
✓ Перенос упруго-прочностных свойств на траектории планируемых скважин;
✓ Выводы и рекомендации для бурения.
В силу достаточно узкого безопасного окна эквивалентной циркуляционной плотности и наличия высоких рисков, связанных с устойчивостью ствола скважины, была выявлена необходимость обновления расчёта геомеханической модели в реальном времени и контроля за обеспечением рабочих параметров бурения в рамках рассчитанных границ. На основании предбуровых расчётов устойчивости стенок стволов скважин были определены пределы безопасного окна бурения и выбран комплекс инженерных технологий, необходимых для этого расчёта, для чего в состав забойного комплекса ГИС КНБК были включены прибор акустического широкополосного каротажа (АКШ) и прибор плотностного (ГГК-п) и нейтронного (НК) каротажей. По данным АКШ, ГГк-П и НК, поступающих на поверхность в режиме реального времени, рассчитывались упругие и прочностные свойства разбуриваемых пород, на основании которых производился непрерывный расчёт устойчивости стенок скважины в режиме реального времени (см. Рисунок 11, а также Рисунки 19.А – 19.Г).
В процессе бурения командой геомехаников производился мониторинг и контроль следующих основных параметров:
• Обновление модели стабильности ствола скважины в режиме реального времени;
• Оптимизация удельного веса и реологии бурового раствора на основании результатов расчёта геомеханики;
• Мониторинг и анализ механических параметров бурения;
• Мониторинг и выдача рекомендаций по оптимизации режимов бурения и спускоподъёмных операций;
• Мониторинг состояния ствола скважины.
В результате получения достоверной информации в режиме реального времени удалось осуществить максимальный контроль за состоянием ствола скважины и обеспечить максимально эффективный выбор режимов и других операций при бурении. В результате, удалось отказаться от ряда запланированных ранее СПО при сохранении высокого качества ствола и повысить механическую скорость проходки на 30% по сравнению с плановыми скоростями бурения.
Уникальный набор технологий при строительстве скважин
Еще на стадии планирования особое внимание было уделено выбору правильной технологии бурения. Методы, использованные для разработки системы бурения на Юрхаровском месторождении, были основаны на тщательном и детальном планировании, моделировании скважинных и наземных условий и оценке результатов сочетания различных технологий. Использование системы бурения (см. Рисунок 12) для получения эффективных результатов нельзя недооценить, поскольку многие операционные условия, такие как стабильность ствола скважины, не позволяют использовать метод проб и ошибок, т.к. в случае негативных воздействий результаты будут влиять на достижение целей строительства секций и в отдельных случаях скважины в целом [9].
КНБК
В настоящее время предлагаемые роторные управляемые системы (РУС) являются оптимальным вариантом для бурения скважин БОВ, так как они обеспечивают направленное бурение при непрерывном вращении бурильной колонны, т.е. создают условия для эффективного выноса шлама, что позволяет минимизировать риски прихвата КНБК.
Роторная управляемая система (см. Рисунок 13) позволяет управлять отклонением ствола в трехмерном пространстве во время вращения бурильной колонны. Для изменения направления бурения в этом уникальном инструменте служат приводимые в действие буровым раствором упоры, которые во время вращения бурильной колонны отталкиваются от разбуриваемой породы. Технологически инструмент может использоваться самостоятельно, или в компоновке с инструментами телеметрии и каротажа непосредственно во время бурения (MWD/LWD), обеспечивающими связь с поверхностью в реальном времени. Система состоит из двух главных узлов:
• Узел Отклонителя
• Узел Управления
Узел Отклонителя размещен непосредственно над долотом и представляет собой прочную механическую конструкцию, включающую три упора, активируемых буровым раствором, и систему их гидравлического управления. Упоры приводятся в действие поворотным клапаном, который выборочно направляет буровой раствор под высоким давлением в каждый из приводов упоров в очередности своего вращения. Угловая позиция этого поворотного клапана по отношению к корпусу узла отклонителя определяет какой именно из пускателей испытывает нагрузку от горной породы.
Узел Управления сочленен с узлом отклонителя и предназначен для управления систем, выполняющих отклонение долота. Он состоит из гироскопически стабилизированной платформы для бортовой электроники и датчиков, и свободно вращающихся импеллеров, установленных на торцах узла и приводимых в движение буровым раствором. Платформа смонтирована на подшипниках внутри специально сконструированной УБТ. Эти подшипники допускают только одну степень свободы поворота платформы при вращении колонны относительно УБТ. При этом УБТ также связана крутящим моментом через приводную муфту с поворотным клапаном узла отклонения и контролирует его угловое положение, которое в свою очередь определяет угол отклонения долота. Воздействие потока бурового раствора, проходящего через импеллеры, используется для вращения узла управления относительно УБТ. Передача вращательного момента от импеллеров к платформе управляется посредством изменения электрического сопротивления генераторной обмотки, установленной в узле управления в качестве источника постоянной магнитной силы, в процессе вращения импеллеров. Положительный и отрицательный эффективный крутящий момент достигается путем вращения импеллеров в противоположном направлении. Во время вращения узла управления относительно УБТ осуществляется привод на упоры. Работа генератора подает электропитание на бортовые системы. Узел управления оснащен акселерометрами и магнитометрами, позволяющими определять угол и азимут продольной оси платформы узла управления, тем самым определяя направление подачи долота. Фиксация узла управления при постоянном угле наклона приводит к максимальному отклонению в определенном направлении относительно верхнего положения отклонителя или магнитного севера. Уменьшение скорости отклонения производится через команду, приводящую к вращению Узла Управления в специальном режиме.
Во время бурения настройки инструмента можно изменять посредством изменения подачи раствора, как правило, в пределах 20% от заданной величины. Такая возможность обеспечивает продолжение бурения при наличии канала связи с прибором. Во время этого процесса узел управления воспринимает телеметрические команды путем мониторинга изменений крутящего момента верхнего импеллера и выбирает из заранее заданного диапазона моментов такую величину, которая требуется для достижения требуемого отклонения. Двусторонняя связь обеспечивается посредством системы MWD через импульсную систему передачи между узлами. C началом каждого цикла нагнетания раствора устройство передаёт управляющий сигнал, а также замеряемые данные (угол, азимут, общее значение гравитационного поля Земли, код состояния, магнитное поле). В режиме бурения данные от привода включают угол, азимут и код состояния прибора, подтверждающий текущие настройки инструмента, а также хорошее качество приема информации.
При бурении рассматриваемых скважин Роторно-управляемые системы использовались при бурении следующих секций: 311.1мм под 244.5мм эксплуатационную колонну, 215.9 мм под 177.8 мм потайную колонну и 155.6мм под 127мм хвостовики.
Для достижения наилучших показателей эффективности бурения, контроля режимов бурения в режиме реального времени и получения данных для проводки скважины были использованы ключевые технологии наклонно-направленного бурения и измерений в процессе бурения (см. Рисунок 14), включая широкополосный акустический каротаж, высокоскоростную телеметрию, многофункциональные приборы каротажа нейтронной пористости, плотности, имиджей сопротивлений в сочетании с роторными управляемыми системами и долотами PDC. Применены несколько новых технологий измерений и каротажа в процессе бурения, среди которых новое поколение приборов телеметрии и приборы каротажа пластовых давлений были использованы впервые на проектах материковой части России.
Приборы успешно справились с поставленными задачами. Ниже приводится список основных преимуществ РУС в сравнении с ВЗД на примере пробуренных скважин:
✓ Улучшенная динамика работы бурильной колонны (отсутствие проблем с передачей нагрузки на долото);
✓ Повышенная скорость проходки;
✓ Улучшенная очистка ствола (частота вращения с минимум 140 мин-1);
✓ Меньше рисков возникновения прихватов бурильной колонны;
✓ Улучшенное качество ствола за счет уменьшение микроизвилистости (успешный спуск эксплуатационной обсадной колонны);
✓ Экономия времени.
С продолжением данной статьи вы сможете ознакомиться в Мартовском выпуске ROGTEC 2016 года.
Ссылки и список литературы
1. Официальный сайт OAO «НОВАТЭК»
2. Официальный сайт ЗAO «Инвестгеосервис»
3. Официальный сайт ОАО НПО «БТ-ВНИИБТ»
4. Официальный сайт «K&M Technology Group»
5. Официальный сайт компании «Schlumberger»
6. Туктаров Д.Х., Корчагин П.Н., Охотников А.Б. ООО «Смит Продакшн Технолоджи». Пути оптимизации гидравлики бурения глубоких скважин // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело» –2011– №1.
7. Шокарев И.В., Гулов А.Р., Власовец Е.Н., Сулейманов Р.Н. ООО «Интегра-Бурение»; Вялов В.В. ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ»; Глебов Е.В. ОАО «НОВАТЭК» – Строительство рекордной многоствольной скважины с большим отходом от вертикали в акватории Тазовской губы. // Нефть.Газ.Новации. – 2011г. – №12.
8. Вахрушев А.В.«Vallourec»; Жлудов А.В., Гулов А.Р., Чуцков С.П. ЗАО «Инвестгеосервис». Опыт применения высокомоментных резьбовых соединений бурильных труб VAM Express группой компаний «Инвестгеосервис» // доклад на международной научно-практической конференции «Строительство и ремонт скважин 2015», «Черноморские нефтегазовые конференции», Анапа, 21 по 26 сентября.
9. Глебов Е.В., Шокарев И.В. и др. ОАО «НОВАТЭК»; Гулов А.Р., Жлудов А.В. ЗАО «Инвестгеосервис»; Четвериков Д.М., Дымов С.Ю., Яковлев А.В., Доброхлеб П.Ю., Петраков Ю.А., Гайнуллин М.А. и др. «Schlumberger». Строительство рекордных скважин с большим отходом от вертикали в Ямальском регионе // статья SPE-171328 представлена на 2014 SPE Russia Oil & Gas Conference & Exhibition, РФ, Москва, 14-16 Октября 2014.
10. Глебов Е.В. ОАО «НОВАТЭК»; Шокарев И.В. ООО «Интегра-Бурение»; Жлудов А.В. ООО «НЭУ»; Чимеребере О. Нквоча «Geopro Technology Limited»; Давид Кай «Tercel Oilfield».Технологии снижения коэффициента трения для спуска обсадной колонны в сложных скважинах с большим отходом от вертикали в Арктическом регионе России // статья SPE-149720 представлена на 2011 SPE Russia Oil & Gas Conference & Exhibition, РФ, Москва, 17-18 Октября 2011.
11. Глебов Е.В., Шокарев И.В. ОАО «НОВАТЭК»; Гулов А.Р., Жлудов А.В. ЗАО «Инвестгеосервис»; Дымов С.Ю., Доброхлеб П.Ю., Крецул В., Задворнов Д.А., Кондарев В., Федотов А. «Schlumberger». Новые рекорды бурения и многоствольного заканчивания в рамках кампании по строительству скважин с большим отходом от вертикали на Юрхаровском месторождении // статья SPE-176507 представлена на 2015 SPE Russian Petroleum Technology Conference, РФ, Москва, 26-28 Октября 2015.
