По данным некоторых источников первым (по крайне мере в США), кто предпринял попытки бурить горизонтальные и горизонтально-разветвленные скважины, был Лео Ранни (Leo Ranney). Первая в России действительно успешно построенная многоствольная скважина была пробурена в Башкирии в 1953 г. «Отцом» технологии строительства многоствольных скважин считается Александр Григорян, под чьим руководством она и была пробурена. С 1953 по 1980 гг. в СССР было построено около 110 многоствольных скважин в Восточной Сибири, Западной Украине, на Кавказе. С переездом А. Григоряна в США развитие многоствольного бурения в России существенно замедлилось.
С начала 2000-х гг. на территории РФ начался новый виток развития строительства многоствольных скважин, когда наиболее активные добывающие компании пришли к общему мнению о необходимости дать новую жизнь старым скважинам.
Растущие требования заставили сервисные компании повысить квалификацию и расширить перечень решаемых проблем по контролю за добычей и состоянием продуктивных пластов. Активизировалось техническое творчество. Например, в области бурения стволов-ответвлений технические разработки (бурение гибкими трубами, малогабаритные телеметрические системы, специальное оборудование для заканчивания, бурение на депрессии, строительство боковых стволов с коротким и средним радиусами кривизны и т.д.) расширили выбор вариантов ускорения окупаемости инвестиций в месторождения.
Когда бурение боковых стволов признано оптимальным техническим решением, встает вопрос, какую бурильную колонну следует использовать – из обычных или гибких труб. На морских добычных платформах, где нет бурового станка, бурение на продуктивный пласт экономически эффективнее проводить с помощью гибких труб, причем на депрессии, что способствует лучшему сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов и увеличению механической скорости бурения [1].
На суше большинство боковых стволов из старых скважин бурят с длинным (более 150 м) или средним (60 – 150 м) радиусами кривизны, используя обычные бурильные трубы. По отчетам нефтяных и сервисных компаний, наметилась тенденция увеличения количества боковых стволов с малым радиусом кривизны (12 – 30 м), особенно эффективных в устойчивых породах, не требующих спуска и крепления обсадных труб и дополнительного внутрискважинного оборудования для заканчивания. Технические средства бурения по короткому радиусу требуют меньшей протяженности искривленной части ствола скважины, как при работе с обычными, так и гибкими трубами. Это позволяет забуриваться ниже внутрискважинного оборудования или размещать как криволинейный, так и горизонтальный участки ответвления в продуктивном пласте, чтобы избежать проблем, связанных с вышележащими породами.
Растет популярность многоствольных скважин, когда из основного ствола скважины бурят несколько новых наклонных или горизонтальных боковых стволов. Эта технология позволяет уменьшить число скважин на месторождении и сделать экономически эффективной разработку мелких месторождений. Уменьшение числа скважин значительно снижает затраты на оборудование устьев, особенно при заканчивании морских скважин. С точки зрения геометрии, многоствольная скважина может просто иметь два противоположно направленных ответвления в одном продуктивном пласте – для улучшения условий вскрытия или ответвления имеют форму кисти, что позволяет вскрыть несколько пластов, расположенных на разных уровнях многопластового месторождения. Многоствольная конфигурация может применяться в одном пласте, чтобы увеличить площадь дренажа несколькими параллельными или расходящимися веерообразно боковыми стволами.
Приведем некоторые из успешных примеров.
Одной из проблем вовлечения в разработку запасов нефти на севере Пермского края является наличие в верхней части разреза промышленных запасов калийных солей. В последнее время ввиду уникальности калийного месторождения все чаще строительство новых скважин через эти залежи носит ограниченный характер, поэтому в 2010 г. на Шагиртско-Гожанском месторождении была построена многоствольная скважина с целью определения возможности внедрения технологии, в том числе на территории верхнекамского калийного месторождения [2].
Реконструкция скважины заключалась в бурении из ранее пробуренного ствола с эксплуатационной колонной 168 мм двух боковых наклонно-направленных стволов, с ликвидацией нижней перфорированной части старого ствола. На сегодня добыча ведется с использованием технологии одновременно-раздельной эксплуатации (рис. 1).
С учетом геолого-технических условий и на основании возможных вариантов строительства по уровням сложности имелись геологические риски и технико-технологические ограничения.
Геологические риски при бурении:
- поглощения от частичного до полного или проявления пластового флюида (воды, нефти, газа), дифференциальные прихваты, обусловленные наличием нескольких нефтеводонасыщенных коллекторов с высокой проницаемостью и различными градиентами пластовых давлений (известняки – тип коллектора порово-трещинный, песчаники – тип коллектора поровый);
- осыпи и обвалы стенок при проводке скважины с зенитным углом 60 – 90 градусов через неустойчивые терригенные отложения.
- ограниченность размерного ряда по диаметру обсадных колонн 146 или 168 мм;
- высокий риск образования заколонных перетоков по причине отсутствия гидравлической изоляции стыка хвостовика и эксплуатационной колонны.
- заканчивание дополнительных стволов следует вести по 4-му уровню сложности (классификация по уровням сложности TAML – Technology Advancement for Multilateral), так как дополнительные стволы в большинстве случаев будут вскрывать несколько проницаемых пластов как нефте-, так и водонасыщенных, с различными градиентами давлений;
- при эксплуатации скважины необходимо обеспечить гарантированное попадание в каждый ствол (системы с направляющими элементами);
- в настоящее время отсутствует отечественное оборудование, позволяющее строить многоствольные скважины 4-го уровня сложности, применяемое в промышленных масштабах.
Так, в 2012 г. на месторождении им. Архангельского закончена многоствольная скважина без ликвидации основного ствола с одновременной эксплуатацией трех стволов. Скважина достигла плановых дебитов.
Результаты испытания технологии показали положительные и отрицательные моменты.
Положительные:
- технология показала 100%-ную результативность в достижении поставленной задачи, технологичность в сложных геолого-технических условиях;
- технология позволяет заканчивать скважины наклонно-направленными и горизонтальными боковыми стволами со спуском в продуктивную часть цементируемого хвостовика, нецементируемого хвостовика-фильтра, или оставлять продуктивный пласт открытым;
- технологическая оснастка хвостовика и технология цементирования позволяют дополнительно герметизировать затрубное пространство заколонными пакерами;
- возможна одновременная эксплуатация нескольких продуктивных объектов с различными характеристиками.
Применение инвертных эмульсионных растворов позволяет проходить неустойчивые терригенные отложения под углом до 90 градусов и продолжительное время удерживать стабильное состояние ствола скважины.
К недостаткам данной технологии относятся относительно высокая стоимость, прежде всего, за счет использования импортного оборудования; при экстренной необходимости поставки нового оборудования по различным причинам – при браке, порче и т.д. возможна остановка буровых работ на скважине до 9 месяцев. Поэтому сегодня технология многоствольного бурения находит свое применение в исключительных случаях, когда иного способа привлечения к разработке извлекаемых запасов нет.
Технология не позволяет повторно устанавливать клин-отклонитель на прежнее место при необходимости проведения дополнительных работ по проработке осложнившегося ствола или других необходимых работ.
Из-за жесткости системы подвески невозможно максимально близко к «окну» расположить заколонный пакер, что существенно повышает риски поступления воды в скважину через стык хвостовика с эксплуатационной колонной.
Форма вырезанного «окна» в эксплуатационной колонне существенно влияет на правильность расположения подвески хвостовика в ней, что крайне негативно сказывается на прохождении компоновок в нижнюю часть эксплуатационной колонны.
Другой успешный пример – строительство «Роснефтью» многозабойной скважины (МЗС) на Среднемакарихинском месторождении, из основного ствола, с бурением и заканчиванием 2-х дополнительных боковых стволов по второму уровню сложности, с возможностью одновременной добычи нефти из трех эксплуатационных участков через один материнский ствол скважины (рис. 2).
- Совершенствовать технологии строительства многоствольных скважин, позволяющих экономически выгодно выполнять работы не только на месторождениях с высокодебитными скважинами, но и находящихся в поздней стадии разработки.
- Разрабатывать технику и технологии с использованием оборудования отечественного производства, что должно существенно сократить затраты и открыть путь к широкому применению технологии во всех регионах России как на суше, так и на шельфе.
- Разработка и совершенствование породоразрушающего и специального инструмента для забуривания боковых стволов (ЗБС) и горизонтально-направленного бурения для снижения энергоемкости разрушения горных пород и крепи скважины.
- Разработка и совершенствование технологий управляемой кольматации, методик расчета упругого смещения стенок скважины и бурения на депрессии, с предупреждением осложнений при строительстве наклонных и горизонтальных скважин, в том числе в сложнопостроенных многопластовых нефтяных и газовых горизонтах.
- Снижение капиталоемкости строительства скважин за счет разработки систем управления и оптимизации траектории ствола скважин.
- Совершенствование тампонажных материалов и технологий для повышения качества крепления и заканчивания МЗС.
- Разработка промывочных жидкостей, технологии их применения и утилизации, обеспечивающих сокращение затрат энергии при горизонтальном бурении и реконструкции скважин.