Кульчицкий В.Истоки технологий бурения пологих и горизонтальных скважин в Западной Сибири

ИСТОКИ ТЕХНОЛОГИЙ БУРЕНИЯ ПОЛОГИХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ

СКВАЖИН В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Посвящается юбиляру — моему учителю, профессору, академику

Анатолию Георгиевичу Калинину

40 лет назад успешное бурение первых кустовых наклонно-направленных

скважин (ННС) окончательно определило данный способ освоения месторождений углеводородов в Западной Сибири, а бурение опытных скважин с максимально возможным отдалением забоя от устья показало перспективы его развития [1].

Буровая промышленность и наука были готовы обеспечить качественное строительство скважин с оптимальной траекторией ствола, но культура производства буровых предприятий, ориентированная на принцип: «метр

проходки — любой ценой» не позволила сделать это в полной мере.

отдаление забоя и создание многозабойных скважинных систем сложной

пространственной архитектуры [3].

Теперь строительство пологих наклонно-направленных (ПННС) и горизонтальных (ГС) скважин на месторождениях Западной Сибири — обычная практика, в конце 70-х и начале 80-х годов XX века оно считалось неперспективным.

Первые ПННС построены и введены в эксплуатацию в 1982 г. на Аганском

и Северо-Покурском месторождениях  [2, 6]. В табл. 1 (см.журнал №11 2006) показано, что достигнуты существенно малые значения зенитного угла в интервале установки глубинных

насосов (16 — 22°) при пологом вскрытии пласта (30 — 48°).

На рис. 1 (см.журнал № 11 2006) показаны вертикальные проекции скважины №544 Аганского месторождения: фактический оптимальный профиль и типовой S-образный профиль, заложенный в проект на строительство скважин [7].

На Северо-Покурском месторождении (опытный куст №33) по сравнению

с S-образным профилем уменьшились длина скважины в среднем на 8 м,

максимальный зенитный угол в кондукторе — на 10,3°, интервал бурения с отклонителем при наборе параметров кривизны — на 160 м и глубина спуска кондуктора в среднем на 9 м. Верхние неустойчивые, склонные к кавернообразованию, горные породы вскрыты под зенитным углом 16 — 22°, что уменьшило протяженность и снизило вероятность осложнений ствола, сократило объем закачиваемого цемента, привело к экономии 676 м НКТ и кабеля ЭЦН.

Бурение скважин до проектной глубины выполнено долотами, стабилизированными калибраторами и центратором, что снизило вибрацию КНБК. Калибровка ствола скважины в процессе бурения исключала проработки призабойной зоны при спуске нового долота и обеспечила высокие ТЭП при большой точности попадания забоя ствола скважины в проектный круг допуска (табл. 2). (см.журнал №11 2006)

Увеличение дебита за первые два года по десяти скважинам составило

36,3 тыс. тонн (табл. 3). (см.журнал №11 2006) По скважине №353, вскрывшей продуктивный пласт под зенитным углом 48°, отмечено наибольшее отношение накопленной безводной добычи нефти, т.к. протяженность ствола скважины в продуктивном пласте увеличилась на 50%.

Строительство ПННС требовало внедрения забойных телеметрических систем для контроля за траекторией ствола скважины. После двухлетней (под руководством автора статьи) адаптации ЗИС-4 к горно-геологическим и технико-технологическим условиям Западной Сибири в 1987 г. пробурена первая в России ПННС №29055 Самотлорского месторождения с бескабельной забойной телеметрической системой [8]. ЗИС-4 компоновалась с долотом Ш215,9 МЗ-ГВ-2, отклонителем ОШ1-195 с приводом от турбобура А7П3. Четырьмя долблениями за 30 часов механического бурения пройден интервал 1140 — 1916 м. Зенитный угол в интервале установки глубиннонасосного оборудования не превысил 14°, максимальный составил 45,6° (рис. 2а). (см.журнал №11 2006) В 1990 г. при бурении ПННС №817 на пласт АВ11+2 Ермаковского месторождения достигнут максимальный зенитный угол 77° на глубине 2098 м (рис. 2б). (см.журнал №11 2006) Среднее время безотказной работы ЗИС-4 составило 27,5 часа при максимальной наработке 104 часа. По результатам бурения ПННС выработана стратегия строительства первых горизонтальных скважин, внесены серьезные изменения в КНБК, ЗИС-4, конструкцию и траекторию ствола скважин [4].

К строительству пионерной ГС №25738 куст №2135 Самотлорского месторождения приступили в 1990 г. На глубину 426 м спустили кондуктор диаметром 323,9 мм. За интервал 1319 — 1819 м при бурении под эксплуатационную колонну диаметром 244,5 мм набран зенитный угол 53° (рис. 3). Технологически сложной задачей явился набор параметров кривизны

до глубины 1800 м в стволе диаметром 295,3 мм. Впервые в отечественной практике с бескабельной телеметрической системой ЗИС-4 в составе КНБК долото III295,3 СЗ-ГВ, калибратор КЛС-295,3 и турбинный отклонитель ТО-240 управляли траекторией ствола скважины большого диаметра до рекордной  глубины 1819 м с передачей трех параметров в процессе бурения в реальном масштабе времени — зенитного и азимутального углов, угла  установки отклонителя. Информация на экране наземного пульта обновлялась каждые 20 сек.

Спуск и цементирование эксплуатационной колонны провели без осложнений.

В успешно пробуренный горизонтальный ствол диаметром 215,9 мм и протяженностью 209 м спустили предварительно перфорированный фильтр-хвостовик диаметром 146 мм (5 отверстий диаметром 8 мм на 1 п/м). Горизонтальный ствол проводили по волнообразной траектории, обеспечивающей двойное пересечение всех нефтеносных пропластков, с учетом особенностей строения пласта АВ11+2.

На бурение ГС №25738 затрачено 688 час. календарного времени, что

соответствует коммерческой скорости 2121 м/ст.-мес. С телеметрической системой ЗИС-4 пробурено 656 м за 43,2 часа, проведено семь долблений под эксплуатационную колонну и два — под хвостовик. При забойном давлении 9,3 МПа дебит нефти составил 14 м3/сут., что превысило дебит скважин с вертикальным вскрытием пласта в 2 — 7 раз.

По результатам успешного строительства и ввода в эксплуатацию первой

в Западной Сибири горизонтальной скважины технический совет АО «Черногорнефть» решил:

1.Продолжить эксперимент по строительству и эксплуатации ГС.

2.Разработать технологию освоения трудноизвлекаемых запасов нефти пласта АВ11+2  Самотлорского месторождения горизонтальными стволами.

3.Утвердить проект строительства первого в Западной Сибири куста №2139, включающего три ГС №№29297, 292959 и 29296 (рис. 4б) (см.журнал №11 2006), расположенных веерообразно в секторе 50°.

Результаты строительства ГС №29297 показали возможность бурения горизонтального ствола длиной более 500 м

в терригенных отложениях пласта АВ11+2  Самотлорского месторождения (рис. 5).В таблице 4 (см.журнал №11 2006)  приведены технико-экономические показатели строительства пионерных ГС.

В 1991 г. на предприятии «Черногорнефть» по результатам успешного строительства и эксплуатации ГС кустов №№2135 и 2139 принято решение о разработке опытного участка Самотлорского месторождения шестью ГС по радиально-лучевой схеме с куста №2042 (рис. 4в). (см.журнал №11 2006)

В 1995 г. закончено строительство шести ГС куста №2042, получены высокие дебиты нефти от 50 до 80 м3/сут. С куста №2042 запроектировали вторую очередь из шести горизонтальных и четырех

нагнетательных скважин на внешней границе опытного участка (рис. 4в). (см.журнал №11 2006)

Технология проводки ГС второй очереди усложнялась тем, что отклонение забоя от вертикали на кровлю проектного пласта увеличилось до 600 — 700 м, а вместе с горизонтальным стволом расстояние до забоя выросло до 1100 — 1300 м. Здесь впервые апробирована и испытана отечественная геонавигационная технология, объединившая три системы информационного обеспечения [4]:

—        компьютеризированная станция геолого-технологических исследований;

—        забойная телеметрическая система с электромагнитным каналом связи;

—        автономный комплекс геофизических исследований на бурильном инструменте.

В 1996 г. введен в эксплуатацию крупнейший в России куст №2042 Самотлорского месторождения из двенадцати ГС. Средняя длина ствола скважины возросла в 1,24 раза, площадь вскрытия проектного пласта увеличилась в 20 раз, коммерческая скорость уменьшилась в среднем в 2,5 раза по сравнению с ННС, стоимость строительства последних ГС не превышала стоимости ННС (табл. 5). (см.журнал №11 2006) Все ГС куста №2042 эксплуатируются гидроструйными насосами, коэффициент эксплуатации вырос до 0,98 [9].

В этом же году под руководством автора были успешно завершены строительством и введены в эксплуатацию пионерные ГС №1231 на Восточно-Таркосалинском нефтегазоконденсатном месторождении ОАО «Пурнефтегазгеология» и №7290 на Тевлино-Русскинском нефтяном месторождении ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». В ОАО «Сургутнефтегаз» на Федоровском месторождении — впервые с применением бескабельной забойной телеметрической системы с электромагнитным каналом связи ЗТС-172 построено 15 ГС.

Создание альтернативных способов разработки трудноизвлекаемых и труднодоступных залежей углеводородов двухустьевыми, конвективными, реверсивными, с горизонтальным направлением, отдаленным на десятки километров забоем скважин позволяет с оптимизмом смотреть на будущее отечественных технологий строительства скважин сложной пространственной архитектуры [3].