1. В каких регионах России постоянно присутствует проблема поглощения бурового раствора?
Halliburton: В современных экономических условиях многие нефтяные компании уделяют большое внимание разработке зрелых месторождений. Как правило, инфраструктура на таких месторождениях хорошо развита, и они давно окупили свои вложения. Однако, обратной стороной медали является большая сложность вновь строящихся скважин. Низкие пластовые давления, обводнённость, большие объёмы проделанных ГРП, значительные темпы отбора флюидов из пластов – всё это крайне высокие риски при бурении скважин. Одним из самых главных рисков, для всех вовлечённых в процесс строительства скважин, являются поглощения бурового раствора.
Поглощения/потеря циркуляции приводит к значительным затратам и создает серьезные проблемы при бурения во всем мире, а в будущем данный тип осложнений будет только прогрессировать. Что касается Российской Федерации, проблема поглощений бурового раствора хорошо известна в Волго-Уральском регионе (районы вдоль реки Волги, Оренбургская область, Башкортостан). В регионах восточной Сибири, республики Коми и Северо-Западной Сибири данная проблема актуальна в меньшей степени.
Основными причинами возникновения данной проблемы являются литология и антропологические факторы. К литологии и литогенезу можно отнести следующее: рыхлые породы (высокопроницаемые пески, гравий, ракушечник и рифовые отложения), естественные трещины (переслоение песчаников и глинистых сланцев, интервалы под напряжением в результате тектонических воздействий), карстовые образования (каверны, пустоты и разломы). К антропологическим факторам относятся: истощённые зоны (песчаники с пониженным давлением), искусственно образованные трещины (механическое воздействие в процессе бурения или освоения скважин).
National Oilwell Varco: Проблемы с поглощением бурового раствора существуют, главным образом, в Волго-Уральском регионе (Оренбургская область, Башкортостан) и на месторождениях Западной Сибири. Кроме того, осложнения с потерей циркуляции на повестке в Тимано-Печорском регионе (Республика Коми) и Восточной Сибири.
«Везерфорд»: Одной из наиболее распространенных проблем, возникающих при бурении и существенно осложняющих процесс, являются поглощения бурового раствора. Трещиноватые, кавернозные породы, породы с повышенной проницаемостью – потенциально поглощающие объекты, поэтому подобная проблема актуальна для большинства нефтегазоносных провинций России – от Каспия до Тимано-Печоры, от Поволжья до Сахалина. Поглощения могут быть спровоцированы технологическими причинами или геологическими особенностями залегания горных пород. Как известно, геолого-литологические характеристики пород в различных регионах нашей страны различаются и подчас существенно, впрочем, как и использованные технологии проводки скважин, соответственно, характер и причины поглощений в разных районах будут также отличаться друг от друга. Наибольшие трудности представляет проводка скважин в трещиновато-кавернозных породах карбонатного типа, например, на Урале, в Поволжье или Восточной Сибири. В южных регионах России поглощения бурового раствора часто связаны с проницаемостью пластов и дренированными зонами, особенно если там используются утяжеленные буровые растворы.
ООО «Таргин Бурение»: В средней полосе России. Это Оренбургская, Самарская области, Республики Башкортостан и Татарстан. Причины поглощения – поздняя стадия разработки месторождений, высокая проницаемость, кавернозность, трещиноватость (серпуховский, мячковский ярусы). А также в Западной Сибири – ЯНАО, ХМАО. Причины те же – поздняя стадия разработки месторождений, высокая проницаемость, АНПД (сеноман).
2. Какие наиболее распространенные проблемы связаны с поглощением бурового раствора?
Halliburton: По причинам, о которых упоминалось ранее, проблематика поглощений является основной по всему миру и несёт в себе большое количество как явных, так и скрытых рисков для Заказчика.
К явным последствиям поглощений можно отнести саму потерю бурового раствора, который зачастую является очень дорогостоящим. В свою очередь это приводит к затратам времени и материалов для восстановления потерянных объёмов. Следует помнить и о тех последствиях поглощений, которые на первый взгляд незначительны. Это в первую очередь риски дополнительной работы с хим. реагентами для людей, а так же опасность для экологии из-за вероятности получить НГВП при катастрофическом снижении уровня промывочной жидкости в скважине. В отдельных случаях, все вышеперечисленные факторы приводят к потере скважины, гибели людей, значительному экологическому ущербу и огромным финансовым затратам на ликвидацию последствий. Компания Halliburton уделяет особое внимание оценке и прогнозированию таких рисков ещё на стадии планирования бурения. В первую очередь проводится оценка рисков для жизни и здоровья людей, рисков воздействия на окружающую среду. На данной стадии главным фактором успеха является опыт и профессионализм инженерного состава, современный специализированный софт (К примеру, Halliburton предлагает :DFG®, WellSET®, WellSight EXPRESS®, CFG®, DFG RT®, WSAnalyzer®), современные материалы и составы для ликвидации поглощений. Немаловажным вкладом в успешную работу является мировой опыт применения наших технологий с большой базой данных, доступ к которой имеет каждый инженер компании вовлечённый в процесс планирования и строительства скважины.
National Oilwell Varco: Частичное или полное поглощение раствора приведет к увеличению сроков строительства скважин, в частности, в связи с временем, затрачиваемым на борьбу с ним. Среди наиболее распространенных проблем стоит упомянуть проявления, дифференциальный и механический прихват, а так же потеря КНБК в скважине.
«Везерфорд»: Поглощение бурового раствора, сопровождающееся снижением гидростатического давления на стенки скважины, создает благоприятные условия для последующих газо-, нефте- и водопроявлений, ведет к обвалообразованию, или осыпи стенки, что нарушает общую целостность ствола скважины. Поглощение может привести как к дифференциальному, так и к механическому прихватам инструмента и потере оборудования, авариям, а также существенным затратам времени и средств на преодоление сложившихся ситуаций. Кроме того, в виду поглощений могут ухудшиться и первоначальные коллекторские свойства продуктивного пласта и, как следствие, существенно снизиться дебит.
ООО «Таргин Бурение»:
• Потеря стабильности ствола скважины (снижение гидростатического давления на стенки скважины, обрушение).
• ГНВП (снижение гидростатического давления на пласты, проявление). Давление в верхнем интервале скважины при закрытом устье перемещается вниз по стволу, что часто приводит к разрушению пласта в наиболее слабых точках, вызывая не только поглощение, но и потерю контроля над скважиной. Вероятность и степень сложности прихвата снижается при условии проведения предварительных исследований, правильного проектирования скважины и надлежащего исполнения всех операций.
• Дифференциальные прихваты вследствие разности между давлением столба жидкости и пластовым давлением).
• Увеличение материальных и временных затрат на строительство скважины (доп. СПО, заготовка раствора).
• Сужение ствола скважины, ввиду утолщения фильтрационной корки в интервале поглощения и фильтрации.
• Некачественное крепление скважины.
3. Как проект на строительство скважины может снизить риск и предупредить поглощение бурового раствора?
Halliburton: Стадия проектирования одна из самых ответственных при начале строительства скважин. Здесь можно и нужно учесть все те риски, из-за которых возможно развитие нежелательных ситуаций. Тесное взаимодействие с Заказчиком, опыт, технологии – всё направлено на снижение рисков поглощений. Известно, что инклинометрия интервала, тип и реология бурового раствора оказывают существенное влияние на риски развития поглощения бурового раствора. В пример можно привести следующий сценарий: Заказчиком предоставляются данные по будущей скважине и оборудованию, которое будет использоваться при строительстве. Наши специалисты моделируют гидравлические условия бурения в скважине. При определённых условиях (например, малый диаметр скважины и большой диаметр используемых бурильных труб) давление бурового раствора в скважине вызовет гидроразрыв в слабом пласте, что приведёт к поглощению. В данной ситуации мы рекомендуем использовать трубы меньшего диаметра (где это возможно), либо использовать специальный наполнитель для бурового раствора при бурении скважины, который существенно снижает риски поглощений. Опыт работы подтверждает высокую степень корреляции расчётной и практической части в данном вопросе.
National Oilwell Varco: Правильное подготовленная программа буровых растворов позволит снизить риск потери циркуляции и сохранить устойчивость стенок скважины. Специально разработанная процедура проводки скважины: промывка ствола, контролируемая механическая скорость проходки, контроль плотности циркулирующего бурового раствора, регулируемая скорость спускоподъемных операций, спуск обсадных труб для защиты верхнего слабосцементированного пласта в пределах переходной зоны, контроль внутрипорового давления в ходе бурения, – что способствует предотвращению поглощения бурового раствора. К другим мерам относятся многоступенчатое цементирование, цементирование легким цементом, введение в буровой и цементный раствор тампонажных смесей, изолирование зоны поглощения бурового раствора (с расширением обсадной колонны).
«Везерфорд»: При реализации проектов на данный момент растет значение предбурового моделирования и анализа рисков, поскольку они позволяют минимизировать затраты и сократить НПВ. Для предотвращения возможных лишних расходов стоит еще на этапе проектирования процесса строительства скважины изучить и оценить задачи и проблемы, после чего разработать план строительства оптимизированной скважины (технологии при этом стоит отбирать не только исходя из бюджета проекта, но и учитывая полученные данные по скважине, месторождению и пр.). Подобный сбалансированный подход позволит снизить риски в процессе разработки, повысить общую экономическую эффективность проекта и поможет разрабатывать даже очень сложные месторождения.
ООО «Таргин Бурение»:
• Разобщение пластов с несовместимыми условиями бурения.
• Выбор оптимального режима бурения, оптимизация гидравлической программы для обеспечения хорошей очистки и снижения ЭПЦ, особенно в чувствительных зонах.
• Оптимальный подбор рецептуры бурового раствора, исходя из геологических условий.
• Подробный анализ осложнений по предыдущим пробуренным скважинам, позволяет на стадии проекта внести мероприятия по предотвращению осложнений.
4. Какие главные моменты необходимо учитывать при бурении пластов с известной кавернозностью или высокой трещиноватостью?
Halliburton: К сожалению, нет универсального средства для предупреждения или предотвращения поглощения при бурении кавернозных или сильно трещиноватых пластов. Однако средство минимизации данной проблемы в таких пластах хорошо известно – надлежащее планирование, включая оптимальные режимы бурения, методы предупреждения и борьбы с поглощением, достаточные запасы правильного типа материалов для борьбы с поглощением, оптимизация реологии растворов, производительности насосов и т.д.
Компания Halliburton в своей работе использует программное обеспечение, которое неоднократно подтверждало свою эффективность в данном вопросе. В частности, модуль WellSET® программы DFG® позволяет прогнозировать тип и геометрию трещин (при наличии достаточных данных от геологов Заказчика), и подбирать наиболее эффективное сочетание кольматантов и наполнителей для бурового раствора из тех, что имеются в данном регионе работ. Сама программа DFG® позволяет подобрать наиболее оптимальную систему бурового раствора для бурения в таких условиях. Как пример, возможно использование системы на основе пены QUIK-FOAM®.
National Oilwell Varco:
• Введение в буровой раствор тампонажных смесей до вскрытия интервала поглощения.
• Контролирование скорости спускоподъемных операций для уменьшения свабирования / резкого возрастания давления.
• Регулярное измерение в ходе бурения внутрипорового давления / плотности циркулирующего бурового раствора.
• Правильная промывка ствола.
• Контролирование плотности бурового раствора в соответствии с программой бурения.
«Везерфорд»: Рентабельность строительства скважин обеспечивается такими факторами, как увеличение скорости проходки, исключение поглощений и прихватов, сокращение затрат времени на проработку стволов, циркуляцию и т. п.
При этом основная цель эффективного бурения состоит во вскрытии продуктивного пласта и сохранении высокой проницаемости коллектора в призабойной зоне даже при разработке объектов, сложенных кавернозно-трещиноватыми породами, которые в качестве резервуаров углеводородов могут становиться зонами катастрофических поглощений промывочной жидкости. Обоснованный и экономически эффективный выбор метода борьбы с поглощениями лучше делать по итогам геомеханического моделирования. Его применение в бурении позволяет проанализировать предлагаемый профиль ствола скважины на возможность бурения, дать рекомендации по его оптимизации и корректировке конструкции скважины с учетом аномальных интервалов (зоны аномально высокого/низкого давления) рассчитанного безопасного окна бурения.
ООО «Таргин Бурение»:
1) Тип и плотность бурового раствора.
Если во время потери циркуляции увеличивается плотность раствора, наиболее вероятной причиной поглощения является увеличение гидростатического давления. Подобное поглощение может исчезнуть само по себе (фильтрация) или, если оно происходит через трещины, образующиеся при бурении, методы ликвидации поглощения подбираются в соответствии с его интенсивностью.
2) Режим бурения (контроль расхода ПЖ, плавный пуск).
Быстрый запуск или остановка насосов также могут вызвать перепады давления. При слишком быстром запуске насосов создаётся давление, способное привести к поглощению, особенно при восстановлении циркуляции в кольцевом пространстве после спуска инструмента. Одна составляющая давления поршневания — это давление, необходимое для разрушения структуры раствора. Вращение трубы при возобновлении циркуляции способствует разрушению геля и намного снижает импульсное давление. Вторая составляющая — это давление, необходимое для ускорения продвижения раствора до получения нормальной скорости циркуляции. Поддерживая низкую структуру геля и постепенно увеличивая скорость подачи насосов, можно снизить данный тип импульсного давления. Еще один способ снижения подобных давлений — поинтервальное восстановление циркуляции при спуске инструмента в скважину.
3) Скорость проходки (ограничение скорости для эффективной кольматации зон).
Изменение скорости бурения может означать наличие изменений в пласте и, как следствие, изменение целостности пласта.
4) КНБК (применение роторной КНБК для снижения ЭЦП и возможности обработки наполнителем, эффект снижения биения труб).
Необходимо придерживаться нейтральной точки в КНБК, это достигается использованием необходимого количества УБТ).
5) Реология бурового раствора (увеличение СНС для создания нетекучего слоя в околоствольной зоне скважины).
5. При принятии решения о действиях в непредвиденной зоне поглощения бурового раствора в процессе бурения, каковы правильные решения и действия для исправления ситуации наиболее быстрым и экономически эффективным способом?
Halliburton: В процессе бурения интервала или, когда инцидент уже произошёл, самое плохое, что мы можем сделать, это начать гадать как дальше поступить. До забуривания скважины необходимо, чтобы схема принятия решений для каждого конкретного сценария была утверждена всеми сторонами. Обеспечение буровой наиболее разносторонними (мультимодальными) материалами
разного типа действия так же является критически важным фактором. Компания Halliburton в своей работе использует множество различных наполнителей. Это и традиционные кольматанты, и пока ещё экзотические материалы, такие как: слюдистый карбонат – BARAFLAKE® M, набухающий полимер частицы которого увеличиваются в размерах в 400 раз – DIAMOND SEAL®, губчатые материалы, такие как разнофракционные BaraLock®-666.
Нужно отметить, что использование материалов для борьбы с поглощением может и не помочь. В этом случае может потребоваться альтернативный подход к бурению скважины с применением бурения на эмульсиях (бурение на депрессии), бурение с применением пенного бурового раствора и т.д.
National Oilwell Varco:
• Применение циркуляционных переводников для закачки тампонажных смесей, избавляясь, таким образом, от незапланированного подъема к бурильщику.
• Контроль плотности циркулирующего бурового раствора, контролируемая механическая скорость проходки (при необходимости).
• Уменьшение, по возможности, плотности бурового раствора.
«Везерфорд»: К сожалению, на данный момент в мире не существует панацеи в борьбе с поглощениями, но в любом случае компания-оператор и буровой подрядчик пойдут от наиболее простого варианта решения проблемы. В целом, лучшим и наиболее действенным средством борьбы с поглощением бурового раствора является его предупреждение. Среди существующих методов предупреждения и ликвидации осложнений в скважине при различной интенсивности поглощений или полном прекращении циркуляции бурового раствора выделяют: предупреждение осложнения путем снижения гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины (бурение с грязевой шапкой или бурение с очисткой забоя воздухом, а также бурение на пене), изоляция поглощающего пласта от скважины закупоркой каналов поглощений (специальными цементными растворами и пастами), эффект затирания (при бурении на обсадной колонне), использование механических барьеров (одноразовых или разбуриваемых пакеров, либо расширяющихся пластырей).
ООО «Таргин Бурение»:
1) Решение об изменении типа и плотности бурового раствора,
2) ввод наполнителя и прокачка кольматирующих пачек,
3) изменения показателей реологических свойств,
4) корректировка режима бурения в части расхода бурового насоса, скорости бурения, КНБК.
6. Какие продукты/услуги вы поставляете для решения проблем с поглощением бурового раствора?
Halliburton: Компания Halliburton предоставляет все известные типы материалов для борьбы с поглощением, герметизирующих материалов и технологий. Как упоминалось выше, это и традиционные широко распространённые материалы, например сортированная мраморная крошка, так и экзотические и уникальные технологии. Среди них наиболее современные разработки в области мультимодальных материалов, которые сочетают в себе все структурные типы кольматантов (волокно, губчатый материал, набухающий полимер, упругие частицы, слюдистые материалы). Как показывает опыт, применение таких материалов облегчает логистику в доставке и хранении, обеспечивает быструю скорость ввода и подготовки материалов к вводу (а это существенная экономия времени), сокращает количество кольматационных пачек. В ассортименте компании Halliburton эти материалы (BDFTM -657, BARABLEND®-665, HYDRO-PLUG®) разрабатываются на основе накопленного опыта наиболее эффективных сочетаний различных компонентов.
National Oilwell Varco: Компанией NOV разработаны циркуляционные переводники многоразового действия MOCS. В настоящее время в России они представлены в трех типоразмерах: 8”, 6 ½”, 4 ¾”. В планах – разработка инструмента размером 4 1/8”.
В 2013 г. компания NOV объявлена финалистом конкурса World Oil Awards
National Oilwell Varco стала финалистом в трех номинациях 12-той ежегодной премии World Oil. Премия World Oil служит в качестве ежегодной возможности осветить последние инновационные разработки и достижения в области добычи нефти и газа.
Финалистом в номинации «Лучшая технология бурения» объявлен циркуляционный переводник многоразового действия MOCS. Финалистом в номинации «Лучшая технология обработки скважины» объявлена система Fishing Agitator™ System. И, наконец, финалистом в номинации «Лучшие разработки в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды / устойчивого развития на береговых объектах» объявлена мобильная система очистки воды AQUA-VESTM.
Циркуляционный переводник многоразового действия MOCS, оборудованный перепускным клапаном, представляет собой уникальный циркуляционный механизм, рассчитанный на выполнение неограниченного количества циклов без необходимости многократного сбрасывания шара. Переводник выполняет цикл за несколько секунд, используя один сбрасываемый шар и изменяя расход потока. Благодаря кратковременности перемещения и неограниченности циклов, циркуляционный переводник многоразового действия MOCS можно переключать неограниченное число раз с момента закачки тампонажных смесей до подъема. Циркуляционный переводник многоразового действия MOCS позволяет сократить непроизводительное время, а так же издержки, связанные с борьбой с поглощением.
«Везерфорд»: Стоит отметить, что среди множества технологических решений, которые позволяют преодолевать сложности, связанные с поглощениями бурового раствора, особой эффективностью и надежностью отличаются технологии бурения на хвостовике и обсадной колонне. Они известны добывающим компаниям уже много лет. Технология бурения на обсадной колонне/хвостовике позволяет бурить и спускать, устанавливать и цементировать обсадную колонну за одну СПО, ускоряя процесс строительства скважины, снижая затраты и риски для персонала. Обе системы также позволяют бурить через потенциально опасные участки, такие как зоны потери циркуляции, перепада давления и нестабильные пласты. Они успешно применяются в самых различных регионах и позволяют снизить стоимость строительства скважины за счет сокращения времени бурения и устранения осложнений, которые могут возникать при применении прочих способов. Технология роторного бурения на обсадной колонне отличается относительной простотой, поскольку для ее функционирования применяются традиционные трубы и муфты нефтепромыслового сортамента, и никаких изменений в оснащение стандартной буровой установки не требуется, следовательно, нет потребности и в особом специализированном оборудовании. При этом работы по цементированию скважины могут начинаться сразу же после того, как достигнута проектная глубина и выполнена промывка ствола. Сама же система при этом отличается еще и непревзойденной надежностью —
разумеется, при условии, что перед началом работ проведены соответствующие инженерные расчеты.
ООО «Таргин Бурение»: Мы предлагаем ряд решений:
• Изолирующие смеси на водной основе (раствор с высоким уровнем фильтрации для закачки под давлением, дизельное топливо/бентонит, сшитый полимер, дизельное топливо/бентонит/цемент, цементный раствор).
• Изолирующие смеси на углеводородной основе (диатомовая земля, карбонат кальция M-I-Х-II, твёрдая пробка для углеводородных растворов.
• Технологию закачки высоковязких кольматирующих пачек.
• Разнофракционные и разнородные кольматанты для ликвидации поглощений, в том числе и в продуктивном пласте.
• ОЛКС.
7. Не могли бы Вы описать недавний опыт использования ваших продуктов в процессе бурения для успешного уменьшения или прекращения поглощения бурового раствора? Опишите сценарий, процедуру и результаты.
Halliburton: Можно привести множество примеров. Мультимодальный материал для борьбы с поглощением был успешно использован при проведении работ в Башкортостане, где имело место полное поглощение. Компания Halliburton была привлечена для ликвидации инцидента через 1 месяц после его возникновения, после того как не увенчались успехом неоднократные попытки применения иных технологий, включая набухающие полимеры, различные нейтральные материалы для борьбы с поглощением и т.д. Это позволило остановить длительный период непроизводительного времени и потерю сотен кубических метров бурового раствора. На месторождениях Западной Сибири уже 2 года успешно применяется превентивная технология при бурении скважин с АНПД – BARAFLAKE® M, когда данный наполнитель постоянно добавляется в буровой раствор при прохождении сложных интервалов.
National Oilwell Varco: В России в Бузулукском районе циркуляционный переводник многоразового действия MOCS размером 6½” использовался для защиты КНБК при устранении поглощения бурового раствора. Циркуляционный переводник проработал 15 циклов общей продолжительностью 70 часов. 9 часов он находился в режиме перепуска. «За одну операцию переводник превзошел по числу выполненных циклов все стандартные инструменты, имеющиеся на рынке. В итоге проблема с поглощением была решена.
«Везерфорд»: Одной из недавних работ компании Weatherford стало применению метода бурения на обсадной колонне DwCTM с применением бурового башмака Defyer® DPA 4416 при бурении скважин на Российском севере в условиях многолетнемерзлых пород. При бурении интервала кондуктора на трех скважинах в интервале 230 – 650 метров потребовалось справиться сразу с несколькими проблемами: зонами потери циркуляции и поглощениями, а также предотвратить нестабильность ствола, сократив число СПО и повысив при этом безопасность ведения работ. Возможность одновременного использования процессов бурения и спуска ОК позволила не прибегать к смене КНБК. В целом, специалистам Weatherford удалось осуществить строительство интервала кондуктора в среднем за 3,5 дня в сложнейших климатических условиях.
Технология бурения обсадной колонной была применена для изоляции зон поглощения, увеличения механической скорости проходки и минимизации нестабильности стенок скважины. При этом на 3 скважинах, где ее использовали, удалось сэкономить около 4 млн рублей за скважину и в результате сократить время строительства интервала кондуктора в среднем на четыре дня, соответственно, сократив износ оборудования и бурового инструмента.
Стоит отметить, что метод бурения обсадной колонной имеет особое применение в северных районах, в том числе России, Канады и Аляски, где зоны поглощения бурового раствора в приповерхностных интервалах являются серьезной проблемой. Проведенный после окончания работ по проекту анализ показал эффективность применения технологии бурения обсадной колонной, результатом чего стало снижение потерь бурового раствора при прохождении зон поглощения и снижение количества используемых кольматирующих пачек. Этот тезис еще раз подтверждает срабатывание эффекта затирания.
Метод бурения на хвостовике DwLTM также успел снискать себе популярность в России. В силу простоты, безопасности и эффективности методики бурения на хвостовике одним из заказчиков компании Weatherford было принято решение о ее апробации. Стоит отметить, что использованная технология бурения с горизонтальным окончанием обеспечила успешное заканчивание шести скважин. В одной из скважин длина открытого ствола, пробуренная хвостовиком диаметром 127 мм, составила 254 м. В ходе бурения были вскрыты три зоны поглощения, при этом число осложнений в процессе бурения снизилось, а средняя продолжительность строительства составила 20 суток на скважину. Стоит отметить тот факт, что при бурении скважин стандартными методами средний срок строительства здесь составляет 35 дней. Важно, что технология бурения на хвостовике была впервые применена для бурения «неглубокой», или субгоризонтальной, скважины, при этом осложнения были устранены за счет улучшения циркуляции, что стало результатом упрощения конструкции хвостовика и увеличения кольцевого зазора. При этом бурение эксплуатационной части коллектора было выполнено в полном объеме. Специалисты отмечают, что при бурении разбуриваемым долотом производства Weatherford возможно продолжение бурения ниже хвостовика в случае прихвата.
ООО «Таргин Бурение»: Нижеуказанная технология была применена нашим подрядчиком по буровым растворам при строительстве скважины.
В процессе строительства скважины на Спасском месторождении, ниже 1150 метров началось поглощение бурового раствора интенсивностью 30 м³/ч и более. Далее при углублении скважины до глубины 1418 метров велась постоянная борьба с поглощениями различной интенсивности. Предположительно, в интервале 522-769 м (интервал Верхнего Карбона) скважина изливает пластовой водой (1,06 г/см3) с содержанием сероводорода. На основании данных ГИС были определены интервалы с наиболее интенсивным поглощением: 1184-1190м, 1200-1210 (20) м. Потери бурового раствора составили 543 м3. Суммарный объём глинистой пасты/гельцемента/НДР/опила составил 337 м3. Затраченное время на ликвидацию осложнения составило 41 день.
Было принято решение прокачать 7 м3 состава «QUICK-STONE» для ликвидации зоны катастрофического поглощения.
Результат после прокачивания и разбуривания состава положительный. Интенсивность поглощения после разбуривания состава составила 2-3 м3/час, что позволило продолжить углубление скважины с вводом наполнителей по активу раствора.
8. В условиях, когда рынок страдает от низких цен на нефть, применяются ли «упрощенные схемы» для решения проблем с поглощением бурового раствора? Если да, то как это сказывается на скважине, в краткосрочной и долгосрочной перспективах?
Halliburton: Поглощение бурового раствора стоит Оператору немалых денег. Даже во времена высоких цен на нефть некоторые компании стремятся экономить на материалах и технологиях, применяемых для борьбы с поглощением. Технология, используемая для борьбы/предупреждения поглощения бурового раствора, должна быть оптимальной как технически, так и экономически. Подход с применением одного материала для борьбы с поглощением, вероятно, будет применяться на проектах на суше, в то время как высокотехнологичный подход будет пользоваться спросом на шельфовых и наиболее сложных сухопутных проектах. Не думаю, что имеется прямая связь с ценой на нефть.
National Oilwell Varco: Сейчас многие буровые компании, пытаясь уменьшить расходы, предпочитают сэкономить на дополнительных инструментах в КНБК. Однако стоимость аренды циркуляционного переводника многоразового действия MOCS ничтожно мала в свете вероятных потерь бурового раствора, а тем более отягощенных последствий после полной потери циркуляции.
«Везерфорд»: В условиях сложных для прохождения и эффективного вскрытия коллекторов, невысоких цен на углеводороды, с одной стороны, и относительно высоких затрат на эффективные современные технологии, с другой, целесообразным в целом представляется поиск компромисса, суть которого – комбинация традиционных и опробованных технологий для конкретного месторождения или пласта и новых технологий, включая современные исследования. Такой подход применим для коллекторов с различной литологией, но особенно актуален для карбонатных пластов с повышенной кавернозностью и трещиноватостью, для которых свойственны и проблемы поглощения бурового раствора.
Правильный выбор оборудования для изоляции интервалов и технологии бурения для обеспечения стабильности стенок скважины, оптимизации расхода раствора с целью повышения эффективности очистки, а также контроля давления в затрубном пространстве при использовании новейших материалов по борьбе с поглощениями сокращает время строительства скважины, повышает безопасность операций, и оставляет компании-оператору набор решений для применения в зависимости от фактической ситуации.
ООО «Таргин Бурение»: Главное требование в нынешних условиях – снижение стоимости на ликвидацию поглощения. Но важно учесть главный фактор и не снизить естественную проницаемость. При использовании кислотонерастворимых кольматантов в продуктивке можно снизить коллекторские свойства пласта. Итогом будет быстрый выход из строя ЭЦН и как следствие снижение межремонтного периода скважины.
9. Каково будущее для развития технологий, связанных с поглощением бурового раствора – какие новые продукты/услуги можно ожидать увидеть в ближайшем будущем?
Halliburton: Технология разрабатывается в ответ на текущие или потенциальные проблемы. Иными словами, будущие технологии будут зависеть от таких проблем. Если они будут сходны с теми, что мы видим сейчас, технологии материалов для борьбы с поглощением, вероятно, останутся теми же. С другой стороны, при наличии существенного прогресса в бурении скважин с высокой температурой и давлением, глубоководных и иных скважин, требующих новых технологий борьбы с поглощением, вероятно появление новых материалов. Однако не думаю, что они будут радикально отличаться от существующих технологий. Технологии борьбы с поглощениями будут скорее всего представлять существующие технологии с улучшенными характеристиками, такими как более высокий температурный предел, сокращение времени реакции и т.д. Так же не исключается возможность, что в промышленность будет внедряться нанотехнологии по производству материалов. К примеру, наш новейший губчатый материал BaraLock®-666 производится по принципу производства материалов с использованием графенов, что позволяет ему сохранять форму и не сжиматься в пластовых условиях.
National Oilwell Varco: Мы наблюдаем повышенный спрос на оборудование для бурения боковых стволов в Западной Сибири. Компания NOV работает над дизайном переводника MOCS в 4 1/8” типоразмере. Кроме того, в настоящее время ведется работа над усовершенствованием индексного механизма.
«Везерфорд»: Довольно сложно выделить какой-то отдельный продукт в качестве перспективной разработки, поскольку как с точки зрения химического проектирования, либо управления гидродинамическим давлением, так и механической изоляции пропластка, ведутся интенсивные разработки. Ведь пока не найдено универсального решения проблемы, будут появляться все новые и новые идеи.
ООО «Таргин Бурение»: Приоритетна разработка комплексных мер по предотвращению поглощений. Перспективно применение кольматационных переводников, сшивающихся высокоадгезионных составов, набухающих составов, а также буровых растворов с низкими плотностями (менее 1,0 г/см3 – РУО).
Харитонов Андрей Борисович
Halliburton
Харитонов Андрей Борисович окончил Российский химико-технологический университет им. Д.И. Менделеева. Доктор химических наук с 1998 г. В течение 4 лет являлся приглашенным научным сотрудником факультета органической химии Еврейского Университета г. Иерусалим, Израиль. Автор более 30 научных монографий по биохимии и аналитической химии. Является сотрудником компании Halliburton с 2003 г. В настоящее время занимает должность технического менеджера подразделения буровых растворов по России и Каспийскому региону. Является членом Общества инженеров-нефтяников (SPE) с 2007 г. Автор более 15 монографий в области строительства нефтяных и газовых скважин.
Роман Че
National Oilwell Varco
Роман Че является выпускником Российского государственного университета нефти и газа им. И. М. Губкина по специальности «Проектирование, сооружение и эксплуатация систем трубопроводного транспорта». Прошел стажировку по программе “Next generation”, после чего работал в департаменте Advanced Drilling Solutions в качестве инженера. Занимал позиции координатора отдела технической поддержки, руководителя проектов на Дальнем Востоке. В настоящее время является Руководителем департамента бурового оборудования в России и СНГ.
Станислав Куликов
«Везерфорд»
Станислав Куликов, кандидат технических наук, автор порядка 20 статей и книги «Неразрушающий контроль в бурении», руководитель проектов по бурению на обсадной колонне (DwC) и бурению с управляемым давлением (MPD). В компании Weatherford работает более 7 лет на различных должностях.
Высшее образование и специальность инженера-конструктора Станислав получил в Московском государственном университете приборостроения и информатики (МГУПИ) в 2006 году. Общий стаж работы в нефтегазовой сфере превышает 10 лет.
Ильшат Ганеев
ООО «Таргин Бурение»
1994-1999 – обучение в Уфимском государственном нефтяном техническом университете по специальности <Бурение нефтяных и газовых скважин>
1999-2008 – Нефтекамское управление буровых работ АНК <Башнефть>, от помощника бурильщика до инженера-технолога технического отдела.
2008-2009 – Заместитель начальника технологического отдела Нефтекамского управления буровых работ ООО <Башнефть-Геострой>
2009-2012 – Начальник технологического отдела – главный технолог Нефтекамского управления буровых работ ООО <Башнефть-Геострой>
2012-2015 – Главный инженер Нефтекамской экспедиции глубокого бурения ООО <Башнефть-Бурение> (с 2014 г. – ООО <Таргин Бурение>)
2015 по наст. вр. – Начальник технологического отдела – главный технолог ООО <Таргин Бурение>
