Эволюция конструкций горизонтальных скважин в Западной Сибири

Evolution of horizontal well designs in Western Siberia

D.L. BAKIROV2,4, V.N. KOVALEV1, M.S. BONDARENKO5, M.M. FATTAKHOV3,4, G.V. MAZUR3,
E.V. BABUSHKIN3,4, M.V. DETIN3, V.V. ANTONOV3
1PJSC LUKOIL, Moscow, 107045, Russian Federation
2 OOO LUKOIL-Engineering, Moscow, 109028, Russian Federation
3 Branch of OOO LUKOIL-Engineering KogalymNIPIneft in Tyumen, Tyumen, 625000, Russian Federation
4 Basic Department of the Branch of LLC "LUKOIL-Engineering" "KogalymNIPIneft" in the Federal State Budgetary
Educational Institution of Higher Education "Tyumen Industrial University", Tyumen, 625000, Russian Federation
5 LLC «LUKOIL-Western Siberia», Kogalym, Tyumen region, Khanty-Mansi Autonomous Okrug - Yugra, 628484,
Russian Federation

В работе представлены современные тенденции строительства горизонтальных скважин на месторождениях Западной Сибири, предусматривающие облегчение конструкции горизонтальных скважин, оптимизацию сопутствующих процессов. К настоящему времени пробурено свыше 350 горизонтальных скважин с облегченными конструкциями, отмечается ежегодный прирост объемов их строительства. Коммерческие скорости бурения таких скважин сопоставимы с наклонно-направленными, и в среднем превышают коммерческие скорости горизонтальных скважин с хвостовиком на 40–60 % в зависимости от объекта бурения.

The paper presents current trends in the construction of horizontal wells in the fields of Western Siberia to providing for the simplification of the design of horizontal wells, optimization of related processes. Now more than 350 horizontal wells with lightweight structures were drilled and quantity of such wells increases. Commercial drilling speeds of lightweight wells are comparable to directional wells, and on average exceed the commercial speeds of horizontal wells with liner by 40–60 %, depending on the drilling object.

Технология горизонтального бурения на месторождениях Западной Сибири промышленно внедряется с 1990–х годов. Если в 1992–1993 гг. длина горизонтальных участков первых скважин не превышала 250 м, то к 1997–2002гг. их протяженность составляла до 500 м и более. За последние тридцать лет были апробированы различные варианты конструкций скважин, в том числе, бурение горизонтальных участков с открытым забоем без обсаживания обсадной колонной или фильтром, с обсаживанием транспортного и горизонтального участков (ГУ) обсадной колонной одного либо комбинированного диаметра, спускаемой за один рейс, с различными вариантами размещения оснастки для заканчивания скважин и др. [1–5].
В связи с отсутствием на начальном этапе внедрения горизонтальных скважин (ГС), адаптированных для условий горизонтального бурения технологий, первоначально применялись конструкции с обсаживанием транспортного и горизонтального участков отдельными секциями колонн (диаметрами 168–178 мм и 102–114 мм соответственно). С учетом разработки и внедрения новых систем буровых растворов, разработанных в ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», и наработки опыта применения технологий, предназначенных для бурения ГС, на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» реализовано облегчение конструкции за счет отказа от размещения в продуктивной части секции хвостовика и исключения направления (рис. 1).
Исключение хвостовика из конструкции ГС позволяет отказаться от смены типоразмера бурильного инструмента, ожидания затвердевания цемента, геофизических исследований и других операций. Первая в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ГС с трехколонной конструкцией (3КК) пробурена в августе 2015 г. на Тевлинско-Русскинском месторождении. Конструкция скважины предусматривала (рис. 1): направление 324 мм, кондуктор 245 мм, эксплуатационную колонну 146 мм, обсаживающую транспортный и горизонтальные участки ствола, с манжетным цементированием интервала над продуктивной частью разреза. Использование данной конструкции в опытной скважине позволило повысить коммерческую скорость бурения на 22 %, сократить продолжительность строительства скважины на 13 % [3], что было обусловлено исключением ряда технологических операций.
После мониторинга эффективности эксплуатации первой скважины с 2017 г. возобновлено бурение скважин с такой конструкцией. Были адаптированы технико-технологические решения по бурению скважин с более сложными пространственными профилями, в том числе, с многозабойным окончанием. По ряду многозабойных 3КК коммерческая скорость составляет свыше 10 000 м/ст.-мес. К примеру, в 2021 г. пробурена 3КК с пятью многозабойными ответвлениями, с суммарной проходкой 6987 м (с учетом пилотного ствола 2539 м), в том числе, горизонтальными стволами по продуктивному пласту свыше 2100 м (рис. 2). Коммерческая скорость по скважине на 78 % выше среднего показателя по скважинам с четырехколонной конструкцией, пробуренным в период 2021–2022 гг.
К настоящему времени технология бурения 3КК внедряется в промышленных масштабах, пробурено свыше 350 скважин. Коммерческие скорости бурения 3КК сопоставимы с наклонно-направленными и в среднем превышают коммерческие скорости ГС со стандартной конструкцией на 40–60 % в зависимости от объекта бурения (рис. 3, табл. 1). При этом следует отметить, что основной объем (95 %) скважин пробурен на группу пластов А, где конструкции 3КК могут без значительных затрат заменить нагнетательные наклонно-направленные скважины (ННС) в системе разработки, повышая при этом эффективность выработки запасов залежей углеводородов. В таких 3КК эксплуатационная колонна в интервале продуктивного пласта представлена беспроволочными фильтрами, а цементирование колонны производится манжетным способом. При бурении на группы пластов Б, Ач и Ю заканчивание осуществляется с проведением многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) по различным технологиям (шаровые сдвижные муфты, разрывные порты, гидропескоструйная перфорация, установкой пакер-пробок на жестком кабеле и др.). В последние годы осуществляется подбор оптимальных технологий как для цементируемого ГУ, так и разобщенного на отдельные интервалы заколонными пакерами.
Другим перспективным решением по сокращению безметражных видов работ является исключение секции направления из конструкции скважин. Используемые в настоящее время оборудование и технологии позволяют значительно снизить вероятность поглощений бурового раствора в верхних интервалах и повысить рейсовую скорость бурения, а значит, и сократить риски размыва устья.
В период с 2014 по 2020 гг. в качестве пробных работ в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» без секции направления в составе конструкции были пробурены 36 наклонно-направленных скважин. При бурении и креплении интервала под кондуктор не зафиксировано критических осложнений, обусловленных исключением направления.
В целях обеспечения безаварийности работ при тиражировании данного решения разработан комплекс мероприятий по предупреждению осложнений (табл. 2), реализация с 2021 г. выполнена на 24 ГС двухколонной конструкцией (2КК) (рис. 1). Средний рост коммерческой скорости при отказе от направления составил 1,8 %, сокращение стоимости строительства скважины достигает 2 % (табл. 3).


Также в период 2021–2022 года на 3КК с фильтром в интервале ГУ (без проведения МГРП) апробирована технология манжетного цементирования эксплуатационной колонны с растворимыми элементами оснастки, обеспечивающая сокращение продолжительности освоения скважин. Оборудование разработано по технологии ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в рамках трехстороннего консорциума с ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и заводом-изготовителем ПАО «Тяжпрессмаш» [6].
Суть технологии заключается в использовании материалов, способных разлагаться в технологической жидкости.

Другим перспективным решением по сокращению безметражных видов работ является исключение секции направления из конструкции скважин. Используемые в настоящее время оборудование и технологии позволяют значительно снизить вероятность поглощений бурового раствора и сократить риски размыва устья.
На рис. 4 представлены общие виды пакера и продавочной пробки до цементирования, а также указаны детали из растворимого материала. Перед цементированием для активации пакера и открытия окон цементировочной муфты прокачивается шар до посадки в срезное седло. Далее в скважину закачивается тампонажный раствор и продавливается пробкой, которая в конце цементирования выталкивает седло и закрывает окна. Далее, до начала освоения скважины, под воздействием технологической жидкости происходит разложение седла, шара, заглушки в продавочной пробке и колпачков в фильтрах. В результате образуется гидродинамическая связь скважины с продуктивным пластом без разбуривания внутренней оснастки (рис. 5) [7].
Технология апробирована на трех скважинах. По результатам испытаний первых двух скважин произведена доработка оборудования, позволившая добиться сокращения срока освоения последней опытной скважины на 56 %.
Таким образом, реализуемый комплексный подход по выработке и реализации мер по повышению технико-экономических показателей (ТЭП) строительства скважин путем оптимизации их конструкции позволяет эффективно реализовывать технологию горизонтального бурения на месторождениях с усложняющейся структурой запасов, обеспечивает эффективное вовлечение запасов, разработка которых со «старыми» конструкциями не в полной мере позволяла обеспечить требуемую эффективность эксплуатации активов. Для обеспечения дальнейшего устойчивого роста ТЭП необходимы выработка и поиск новых технико-технологических решений, сотрудничество с отечественными заводами-изготовителями для замещения иностранных и разработки собственных технологий МГРП в 3КК/2КК.

Литература

1. Бакиров Д.Л., Фаттахов М.М., Баранников Я.И., ВитязьА.В., Абдрахманов Р.Р. Оптимизация затрат на бурение и обустройство месторождения в условиях геологической неопределенности // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2018. – № 10. – С. 22–28.
2. Фаттахов М.М., Ахметшин И.К. Оптимизация профилей скважин с большой протяженностью горизонтального участка // Бурение и нефть. – 2012. – № 8 – С.42–44.
3. Бакиров Д.Л., Фаттахов М.М., Бурдыга В.А, Бабуш-
кин Э.В., Волокитин Д.Н., Ковалев В.Н., Шурупов А.М., Фатихов В.В., Галеев Н.Р., Юнусов Р.Р. Современный опыт заканчивания облегченных конструкций горизонтальных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. – № 11. – С. 48–53.
4. Буянова М.Г., Бабушкин Э.В., Аглиуллин А.Х., Коне-
сев Г.В. Анализ применения ингибирующего бурового раствора для повышения эффективности строительства пологих скважин в сложных горно-геологических условиях // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2018. – № 10. – С. 29–32.
5. Многозабойные скважины: области эффективного применения, технология работ и задачи планирования /
Р.А. Исмаков, М.М. Фаттахов, Д.Л. Бакиров, Л.С. Бондаренко, И.К. Ахметшин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2013. – № 9. – С. 25–26.
6. Патент № 2757383 C1 Российская Федерация, МПК E21B 33/13. Способ заканчивания скважин: № 2020140858: заявл. 10.12.2020: опубл. 14.10.2021 / Д.Л. Бакиров, В.А. Бурдыга, М.М. Фаттахов [и др.].
7. Бакиров Д.Л., Антонов В.В., Кузнецов В.Г. Совершенствование технологии манжетного цементирования обсадных колонн // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2022. – № 6. – С. 33–36.

References

1. Bakirov D.L., Fattakhov M.M., Barannikov Ya.I., Vityaz' A.V., Abdrakhmanov R.R. Optimizatsiya zatrat na bureniye i obustroystvo mestorozhdeniya v usloviyakh geologicheskoy neopredelennosti [Optimization of costs for drilling and field development under conditions of geological uncertainty]. Stroitel'stvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more [Construction of oil and gas wells on land and at sea], – 2018, – no.10, – pp. 22–28. (In Russian).
2. Fattakhov M.M., Akhmetshin I.K. Optimizatsiya profiley skvazhin s bol'shoy protyazhennost'yu gorizontal'nogo uchastka [Optimization of well profiles with a long horizontal section]. Bureniye i neft' [Drilling and oil], – 2012, – no. 8, – pp. 42–44.
(In Russian).
3. Bakirov D.L., Fattakhov M.M., Burdyga V.A, Babushkin E.V., Volokitin D.N., Kovalev V.N., Shurupov A.M., Fatikhov V.V., Galeyev N.R., Yunusov R.R. Sovremennyy opyt zakanchivaniya oblegchennykh konstruktsiy gorizontal'nykh skvazhin [Modern experience in completing lightweight structures of horizontal wells]. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy [Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields], – 2016, – no. 11, – pp. 48–53. (In Russian).
4. Buyanova M.G., Babushkin E.V., Agliullin A.Kh., Konesev G.V. Analiz primeneniya ingibiruyushchego burovogo rastvora dlya povysheniya effektivnosti stroitel'stva pologikh skvazhin v slozhnykh gorno-geologicheskikh usloviyakh [Analysis of the use of inhibitory drilling fluid to improve the efficiency of flat well construction in difficult mining and geological conditions]. Stroitel'stvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more [Construction of oil and gas wells on land and at sea], – 2018, – no. 10,
– pp. 29–32. (In Russian).
5. R.A. Ismakov, M.M. Fattakhov, D.L. Bakirov, L.S. Bondarenko, I.K. Akhmetshin Mnogozaboynyye skvazhiny: oblasti effektivnogo primeneniya, tekhnologiya rabot i zadachi planirovaniya [Multilateral wells: areas of effective application, work technology and planning tasks]. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy [Geology, geophysics and development of oil and gas fields], – 2013, – no. 9, – pp. 25–26. (In Russian).
6. D.L. Bakirov, V.A. Burdyga, M.M. Fattakhov Sposob zakanchivaniya skvazhin [Well completion method]. Patent № 2757383 C1 Rossiyskaya Federatsiya, MPK E21B 33/13, no 2020140858: zayavl. 10.12.2020: opubl. 14.10.2021. (In Russian).
7. Bakirov D.L., Antonov V.V., Kuznetsov V.G. Sovershenstvovaniye tekhnologii manzhetnogo tsementirovaniya obsadnykh kolonn [Improving the technology of sleeve cementing of casing strings]. Stroitel'stvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more [Construction of oil and gas wells on land and at sea],
– 2022, – no. 6, – pp. 33–36. (In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Бакиров Д.Л.

    Бакиров Д.Л.

    к.т.н., заместитель генерального директора ООО «ЛУКОЙЛ – Инжиниринг» по научной работе в области строительства скважин

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», г. Тюмень

    Ковалев В.Н.

    Ковалев В.Н.

    начальник Департамента по строительству скважин

    ПАО «ЛУКОЙЛ» г. Москва, 107045, РФ

    Бондаренко М.С.

    Бондаренко М.С.

    заместитель генерального директора по бурению

    ООО «ЛУКОЙЛ- Западная Сибирь»

    Фаттахов М.М.

    Фаттахов М.М.

    к.т.н., начальник управления технологии строительства скважин

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени г. Тюмень, 625000, РФ 4 Базовая кафедра Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет» г. Тюмень, 625000, РФ

    Мазур Г.В.

    Мазур Г.В.

    начальник управления мониторинга строительства скважин

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени г. Тюмень, 625000, РФ

    Бабушкин Э.В.

    Бабушкин Э.В.

    к.т.н., начальник управления проектирования строительства скважин

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени г. Тюмень, 625000, РФ 4 Базовая кафедра Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет» г. Тюмень, 625000, РФ

    Детин М.В.

    Детин М.В.

    главный инженер проекта – начальник отдела разработки проектной документации

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени г. Тюмень, 625000, РФ

    Антонов В.В.

    Антонов В.В.

    научный сотрудник

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени г. Тюмень, 625000, РФ

    Просмотров статьи: 2828

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru