Повышение технико-экономических показателей при строительстве скважин – как результат комплексного инженерного подхода

Improvement of technical and economic indicators during well construction - as a result of an integrated engineering approach

V.N. GRISHANKOV1, A.N. MOROZOV1, A.M. MACERA1, A.A. REBRIKOV1, A.V. GARIPOV1, D.Yu. TUR1, A.D. KAVANOSYAN2, R.R. ZINNATOV2, P.P. ANDRIEC21LLC «BurServis», Moscow, 127018, Russian Federation2OOO «NOVATEK-TARKOSALENEFTEGAZ», Tarko-Sale, Purovsky district, YaNAO, 629850, Russian Federation

В данной статье описываются преимущества комплексного инженерного подхода при строительстве скважин на объектах недропользователя ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ». На основе анализа существующих технологий, опыта, извлеченных уроков при бурении на различных месторождениях, как в данном регионе, так и в целом по России, и благодаря эффективному сотрудничеству между всеми участниками вовлеченных в процесс строительства скважин были внедрены передовые технологии в комбинации с постоянным совершенствованием технологических процессов и оптимизации цикла строительства в целом, что, в свою очередь, позволило увеличить коммерческую скорость при строительстве скважин на проекте.Все технологии и мероприятия, которые были разработаны и успешно внедрены на данном проекте, получили свою максимальную эффективность за счет комплексного инженерного подхода и высоких компетенций специалистов всех направлений, вовлеченных в реализацию данного проекта.

This article describes the advantages of integrated engineering approach implemented during the project in NOVATEK-TARKOSALENEFTEGAS. Based on the current technology performance, drilling experience, lessons learnt in the diverse fields of Russia and due to the efficient collaboration of all involved participants of the project, the advanced technologies were implemented with constant improvement of technological processes and drilling time optimization which resulted in the increase of drilling speed in the project.All implemented technologies and procedures in the project were recognized as highly efficient due to integrated approach and high competency of all participants involved in the project.

Введение
В административном отношении нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Тазовском районе ЯНАО, Тюменской области, географически – в пределах Тазовской низменности, в нижней части бассейна р. Таз, рельеф территории имеет сильное озерное расчленение. Геологический разрез сложен мезозойско-кайнозойской толщей осадочных терригенных отложений, подстилаемых палеозойскими мегаслоистыми породами. Несмотря на достаточно хорошую изученность месторождения, с каждым годом появляются новые технологические и геологические вызовы, а также повышается уровень сложности скважин.
Разработка месторождения происходит за счет бурения эксплуатационных скважин с горизонтальным участком 1500–2000 м, что требует применения высокоэффективных передовых технологических решений, а также привлечения опытных специалистов, как со стороны недропользователя, так и буровой и сервисной компаний.
Одной из ключевых задач, поставленных недропользователем при строительстве скважин на проекте, являлось увеличение коммерческой скорости бурения более 5000 м/ст.-мес. Для достижения поставленной цели был произведен комплексный анализ работ, оценка и подбор технологий, и дальнейшее внедрение их на проекте, некоторые из них представлены ниже.
•Применение нового увеличенного в диаметре дизайна долот для бурения наклонных секций кондукторов, параллельно с внедренными мероприятиями по бурению ММП (многолетнемерзлые породы), позволило снизить риски недопуска, сократить сроки на крепление скважины ОК Ø339,7 мм и снизить содержание песка в буровом растворе. Также проектирование и разработка новых дизайнов буровых долот для каждой секции бурения, оптимизированных под конкретные типы пород, позволили увеличить МСП по всем секциям и свести к минимуму риски отказа забойного оборудования;
•Качественно спланированные и оптимизированные мероприятия по бурению и подготовке ствола для крепления скважины ОК Ø244,5 мм при наличии в разрезе неустойчивых интервалов глин Кузнецовской свиты при высоких механических скоростях проходки – более 115 м/ч.
•Использование комплекса каротажных приборов (LWD) при бурении секции Ø222,3 мм, что позволило исключить геофизические исследования скважины (ГИС) на трубах.
•Внедрение современной интеллектуальной роторно-управляемой системы (РУС) нового поколения с целью повышения качества проводки ствола скважины и увеличения рейсовой скорости.
•Регулярное техническое обслуживание, совместные аудиты с недропользователем и буровым подрядчиком и планово-предупредительные ремонты наземного и скважинного оборудования свели к минимуму ремонтное время, которое составляет менее 2 % от всего времени проекта.
•Разработка и внедрение высокоэффективной системы бурового раствора на углеводородной основе (РУО), обеспечивающей снижение эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) при бурении в сравнении с ранее применяемыми системами РУО (табл. 1) за счет снижения реологии, но с сохранением эффективного качества очистки ствола скважины от выбуренной породы и поддержанием стабильности ствола скважины.
•Эффективная геонавигация компании недропользователя в комплексе с сервисом управления замерами подрядчика ННБ позволили минимизировать отклонение от плановой траектории и увеличить рейсовую скорость бурения за счет сокращения времени, затрачиваемого на уточнение интервала, обработку замеров и уточнения залегания коллектора.

Разработка высокоэффективной системы бурового раствора
Одной из задач для повышения коммерческой скорости бурения являлся контроль эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) бурового раствора при вскрытии коллектора в секции хвостовика. Высокие скорости бурения оказывают существенное влияние на ЭЦП, увеличивая риски разного рода осложнений (поглощение бурового раствора, дифференциальный прихват, увеличенный скин-фактор).
Исторически сложилось так, что для буровых растворов на углеводородной основе требуется использование органофильной глины для создания необходимых суспензирующих свойств. Несмотря на свою эффективность, буровые растворы с использованием данных химических реагентов способствуют росту давления при возобновлении циркуляции и высоким значениям ЭЦП. С целью минимизации данных недостатков была разработана высокоэффективная система бурового раствора на углеродной основе, где органофильная глина была заменена на полимерные загустители, что позволило обеспечить стабильную эмульсию при пониженном соотношении базовой основы и воды (УВ/В).
Стандартные вискозиметры, используемые в отрасли для оценки реологии бурового раствора, позволяют измерять свойства жидкости в диапазоне от 3 до 600 сек-1. На этапе проектирования высокоэффективной системы РУО без органофильной глины использовался вискозиметр, позволяющий оценить поведение реологических свойств при ультранизких скоростях сдвига (1-0,001 сек-1). Сравнительные результаты показаны на рис. 1. РУО «ИННОВЕРТ» демонстрирует образование более прочных гелей по мере того, как скорость сдвига снижается ниже 3 об./мин. в сравнении с традиционной системой РУО «ЭНВИРОМУЛ». На практике данное преимущество способствует снижению рисков, связанных с очисткой ствола скважины и осаждением утяжелителя, кроме того, позволяет улучшить контроль ЭЦП за счет поддержания более низкой реологии в целом.
Сравнительные данные по ЭЦП приведены на рис. 2. Несмотря на то, что средняя МСП при бурении секции хвостовика с использованием системы «ИННОВЕРТ» (зеленая линия на рис. 2, ниже) на скважине составила 63 м/час, ЭЦП поддерживалась на уровне не более 1,32 г/см3 и не превышала значения, рекомендованные геологическим отделом недропользователя (1,35 г/см3). Улучшенный контроль ЭЦП при использовании системы «ИННОВЕРТ» при высоких скоростях проходки позволяет сократить время, затрачиваемое на безметражные работы (промывки, проработки и т.д.) при бурении интервала.
Решения в области наклонно-направленного бурения
Применение новейшей интеллектуальной РУС нового поколения в секции хвостовика. РУС, по своему механизму действия, имеет принцип работы Push-The-Bit с полностью вращающимся корпусом. Ее характерным отличием от имеющихся аналогов на мировом рынке является высокая интеллектуальность, которая достигается за счет наличия шести распределенных процессоров и трех отдельных блоков инклинометрических замеров. Все это позволяет производить обработку огромного массива поступающих данных (до 1000 измерений в секунду) для очень точного определения положения отклонителя, что дает возможность бурить быстро в заданном коридоре с лидирующими в отрасли эксплуатационными характеристиками.
Благодаря наличию двух инклинометрических модулей с магнитометрами в корпусе РУС, наддолотного
(в 2 м от долота), а также дублирующего (в 6 м от долота), возможно производить непрерывный контроль траектории, как по зенитному углу, так и по азимуту. За счет этого бурение может производиться в автоматическом режиме. Инженер ННБ на буровой задает зенитный угол и азимут, который необходимо удерживать, согласно геологической модели и заданной траектории скважины. Далее, с использованием алгоритмов расчета и возможных изменений по профилю, РУС принимает решение о времени и параметрах бурения в заданном направлении, которое можно представить в виде вектора с осями X и Y. РУС заранее прогнозирует профиль скважины при заданном режиме направленной работы, определяет механизм вибраций, выдает рекомендации, либо самостоятельно принимает решение, при этом существенно экономит время на отправку команд по сравнению с РУС предыдущего поколения (рис. 4). Все это позволяет свести к минимуму человеческий фактор и как итог, сократить срок строительства скважины.


Применение РУС расширило возможности сервиса управления инклинометрическими замерами и позволило применять замеры высокого разрешения IFS (динамические замеры). IFS имеют большую частоту снятия замеров (например, каждые 3 м), учитывают микроискривления ствола скважины внутри интервала бурения свечи и позволяют точнее рассчитать вертикальную глубину для более точного расположения траектории скважины в коллекторе.
РУС в своей базовой комплектации также оснащается наддолотными азимутальными датчиками гамма-каротажа (ГК) для успешной геонавигации, что позволяет оперативно реагировать на изменение геологической структуры и производить корректировки траектории скважины без дополнительной потери времени на уточнение интервала залегания коллектора. Наличие встроенного датчика трубного/затрубного давления в РУС позволяет получать данные по ЭЦП во время бурения и исключить использование отдельных модулей.
Все это привело к эволюции КНБК, от использования РУС предыдущего поколения с различными модернизациями в области расположения каротажных приборов (LWD), до новейшей РУС. Это позволило значительно сократить расстояния от долота до датчиков каротажных приборов (рис. 5).
Сокращение расстояния между геофизическими датчиками и долотом во время бурения скважины обеспечивает ряд преимуществ. Позволяет на более раннем этапе оценивать петрофизические параметры вскрываемых пород, а также положение скважины относительно поверхностей напластования, что приводит к более быстрому выявлению аномалий, корреляции с соседними опорными скважинами и улучшению процесса принятия решений при проводке траектории скважины.

Оптимизация дизайна буровых долот
Для разработки оптимальной конструкции долота PDC применялся комплексный подход и непрерывный цикл, включающий в себя следующие этапы:
– сбор исходной информации, геолого-геомеханическое изучение разреза;
– анализ результатов бурения соседних скважин;
– проведение моделирования в специализированном программном обеспечении (ПО) «Sparta»;
– изучение природы вибраций, подбор дизайнов и проведение расчетов на фактические параметры бурения с последующей реализацией программы бурения скважины (рис. 6).
По итогам бурения каждой секции скважин на месторождении для последующего анализа строился сводный планшет прочности пород в специализированном ПО. Данный подход позволил выполнить комплексный анализ, предоставляя ясную и точную информацию, необходимую для оптимизации конструкции долота и параметров режима бурения, а также воспроизведение карты предполагаемого геологического строения, включая твердые прослойки, абразивные зоны и глины. Эта карта помогает при оптимизации параметров режима бурения посредством прогнозирования и оценки эффективности бурения с помощью представления графического сравнения данных, полученных на соседних скважинах. Результаты такого планшета можно использовать при анализе данных после окончания бурения скважины для оптимизации подбора долот и режимов бурения на следующую скважину.
В качестве исходных используются данные геофизических исследований скважин, а также их интерпретация в виде литологической колонки, параметры режима бурения скважины и прочность пород на одноосное сжатие, рассчитанная на основе:
– акустического каротажа;
– литологической модели, построенной по данным ГИС и имеющейся геологической информации.
Пример планшета показан на рис. 7.

Одним из ярких примеров такого подхода является секция хвостовика, где изначально применялось 5-ти- лопастное PDC долото GTD54MW. Это долото показало совместно с РУС предыдущего поколения высокие показатели, перевыполнив плановую МСП (35 м/час) для данной секции. Тем не менее, в рамках постоянного улучшения показателей бурения было предложено использовать РУС нового поколения. Для данной системы было специально разработано новое долото GTi64DK (рис. 8).
В основу новой конструкции были приняты следующие параметры:
•новая схема раскладки резцов для более равномерного распределения возникающих при бурении сил на резцах долота;
•обновленная, усиленная вторым рядом режущая структура;
•изменена геометрия лопастей долота;
•увеличен угол раскрытия конусной части и угол атаки, что позволило повысить агрессивность долота;
•установлен центральный резец 3D сложной геометрической формы, эффективно использующий специфику механизма разрушения горной породы в центральной части долота.
Сопоставление результатов расчетов по распределению нагрузки на режущую структуру показало, что долото GTi64DK имеет более равномерное распределение вибраций на большее количество резцов, по сравнению с ранее применявшимися долотами для бурения секции хвостовика. Данная особенность долота позволяет достичь меньшей амплитуды вибраций за счет эффекта стабилизации.
Полевые испытания долота GTi64DK подтвердили результаты моделирования и высокую эффективность данной конструкции долота в условиях бурения на месторождении, пробурив секцию хвостовика в один рейс с рекордными показателями по МСП более 70 м/час (рис. 9).

Заключение
В результате непрерывной интеграции, постоянной вовлеченности всех участников в процесс строительства, анализа извлеченных уроков, а также внедрения технологических решений и разработанных мероприятий получен рекордный показатель коммерческой скорости 5555 м/ст.-мес. (рис. 10) и отмечена динамика по сокращению времени строительства скважин на месторождении (рис. 11). Несмотря на достигнутый результат, команда проекта продолжает совместную работу по достижению показателя в 6000 м/ст.-мес. за счет применения новых организационных и технологических решений.

Благодарность
Авторы выражают благодарность представителям руководства и специалистам компаний
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», ООО «НОВАТЭК-НТЦ», ООО «БурСервис» и ЯФ АО «ССК» за совместную работу, поддержку и предоставленную возможность опубликовать результаты совместно проведенной работы с использованием информации о проекте.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Гришанков В.Н.

    заместитель директора по развитию бизнеса

    ООО «БурСервис» г. Москва, 127018, РФ

    Морозов А.Н.

    старший инженер проекта, отдел управления проектами

    ООО «БурСервис» г. Москва, 127018, РФ

    Мацера А.М.

    старший технический специалист, отдел буровых растворов

    ООО «БурСервис» г. Москва, 127018, РФ

    Ребриков А.А.

    Ребриков А.А.

    Технический руководитель по продажам, К.Т.Н.

    ООО «БурСервис»

    Гарипов А.В.

    заместитель директора по технологии, отдел бурения и телеметрического сопровождения скважин

    ООО «БурСервис» г. Москва, 127018, РФ

    Тур Д.Ю.

    руководитель службы инженерной поддержки по Западной Сибири, отдел бурения и телеметрического сопровождения скважин

    ООО «БурСервис» г. Москва, 127018, РФ

    Каваносян А.Д.

    заместитель генерального директора по бурению и капитальному ремонту скважин

    ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» г. Тарко-Сале, Пуровский р-н, ЯНАО, 629850, РФ

    Зиннатов Р.Р.

    начальник технологического отдела управления бурения

    ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» г. Тарко-Сале, Пуровский р-н, ЯНАО, 629850, РФ

    Андриец П.П.

    заместитель начальника технологического отдела управления бурения

    ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» г. Тарко-Сале, Пуровский р-н, ЯНАО, 629850, РФ

    Просмотров статьи: 883

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru