При строительстве ачимовских скважин в сложных 
горногеологических условиях Западной Сибири, на Уренгойском НГКМ, в частности, периодически возникают различные технические инциденты, устранение которых стандартными методами ликвидации сопряжено с низкой эффективностью работ, длительными сроками реализации, и в итоге – с ростом капитальных затрат как буровых подрядчиков, так и Заказчиков. Кроме того, существующий фонд действующих и законсервированных по каким-либо техническим и геологическим причинам скважин, предполагает необходимость проведения восстановительных работ с целью повышения качества разработки месторождений. Таким образом, поиск принципиально новых инженерных подходов к решению указанных проблем с учетом потенциальных возможностей импортозамещения, является актуальной задачей отрасли как для буровиков, так и для добывающих предприятий Российской Федерации [1–4].
ООО «Энергия нефтегазового сервиса» (далее ООО «ЭНГС») с 2008 г. занимается строительством скважин в арктической зоне Западной Сибири и является инициатором и интегратором внедрения множества технологических новинок в роли генерального подрядчика, а также ключевым участником применения новых технологий Заказчика, работая по суточной ставке (рис. 1).
Многолетний анализ возникающих при строительстве скважин с ТРИЗ (ачимовские, юрские) осложнений и инцидентов позволил сформировать совместно с Заказчиками и проектными организациями высококомпетентную инженерную школу и найти ряд технологических решений как по строительству скважин классического S-образного профиля, так и по горизонтальному бурению протяженных стволов для проведения МСРП, сократив более чем вдвое первоначальные сроки буровых работ. 
Так, по целому комплексу текущих проблем и вопросов перспективного стратегического развития буровой науки за прошедшие пять лет были апробированы и внедрены в производство, в том числе на уровне проектных решений, следующие технологии, оборудование и инструменты.
Предотвращение дифференциального прихвата КНБК:
• Бурение протяженных интервалов с РУС и LWD в одно долбление;
• Определение плотности бурового раствора по факту с использованием данных ЭЦП;
• Применение специализированных кольматирующих добавок в составе бурового раствора (Max Bridge от Baker Hughes, Safeblande от NBS Solutions);
• Минимизация времени нахождения колонны труб без движения (во время наращиваний, снятия замеров);
• Технология бурения с управляемым давлением с применением оборудования MPD от Schlumberger, Weatherford, ГНС.
Передовые технологии бурения на обсадной колонне и крепления:
• Бурение на обсадной колонне образует минимальное кольцевое пространство;
• Выбуренный шлам затирается в стенки скважины, что приводит к герметизации пластовых пор, уменьшению поглощений бурового раствора, повышению устойчивости ствола скважины и качества цементирования;
• Сокращение цикла строительства этапа под кондуктор 530–324 мм более чем на 2 суток;
• Собственные рецептуры тампонажных растворов;
• Использование полужестких центраторов с «нулевым» пусковым усилием;
• Использование низкофрикционных центраторов;
• Динамическое цементирование обсадных колонн;
• Самовосстанавливающиеся цементные смеси;
• Использование современного ПО Cempro+ для моделирования процессов крепления;
• Проведение инженерных расчетов с использованием ПО Wellplan.
Отдельным направлением в технологии строительства скважин, от которого зависит окончательный результат работ, как качественного инженерного объекта добычи, является успешное их заканчивание со спуском хвостовиков, что особенно актуально для субгоризонтов с большим количеством портов ГРП:
• Использование подвесок, позволяющих вращать хвостовик при спуске;
• Применение композитных цельнокорпусных центраторов;
• Использование эксцентричного прорабатывающего башмака;
• Нахождение колонны при спуске без движения в открытом стволе не более 2-х минут;
• Обработка бурового раствора специализированным смазочным реагентом для РУО (OMNI-LUBE Baker Hughes) на заключительной промывке перед спуском ОК 114.3 мм.
Предотвращение МКД (что особенно важно для газовых скважин):
• Металлокордовые пакера WellTek типа 812 WLP являются барьером для прохождения газа по каналам в цементном камне и предотвращают возникновение МКД;
– Устанавливаются при спуске на 178 ЭК, распакеровка происходит путем набора избыточного давления в трубном, герметизируя при этом 178/245 межколонное пространство;
– Устанавливается в районе башмака 245 мм технической колонны.
Применение цифровых систем АСБ, DrillOps:
– Полная автоматизация подачи долота на забой;
– Постоянный контроль электроникой;
– Рост механической скорости бурения в независимости от квалификации бурильщика, породы или траектории скважины;
– Эффективное управление положением отклонителя ВЗД в направленном бурении;
– Повышение качества ствола скважины за счет снижения извилистости;
– Увеличение механической скорости проходки до 10-15 % (в пластичных породах).
Тем не менее, несмотря на применяемые технологии, критический «человеческий» фактор остается наиболее частой причиной возникновения тяжелых аварий и инцидентов в буровой практике и при КРС.
Так, при цементировании 114 мм эксплуатационного хвостовика одной из ачимовских скважин Уренгойского НГКМ в декабре 2021 года, произошло преждевременное схватывание тампонажного раствора, в результате чего транспортная колонна СБТ-89 мм была прихвачена цементным камнем.
Аварийные работы по извлечению оставшейся части 89-ти мм инструмента положительного результата не принесли.
Для восстановления данной скважины специалистами «ЭНГС», «Ачим Девелопмент» и «Красноярск Газпром Нефтегазпроект» было принято совместное решение произвести работы по вырезке окна в эксплуатационной 178 мм колонне, над аварийной головой 89-ти мм бурильного инструмента. Далее произведено бурение до кровли ачимовских отложений с перекрытием валанжинских отложений потайной колонной 140 мм и последующее вскрытие Ачимовской толщи под 102 мм эксплуатационный хвостовик.
Основной задачей являлся подбор технологических решений и нестандартного оборудования, для обеспечения технологии проводки с минимально необходимыми для качественного цементирования кольцевыми зазорами и возможности безаварийного крепления 140 мм и 102мм обсадных колонн в условиях узкого «окна» градиентов ГРП и ГНВП, без снижения добычных возможностей скважины относительно стандартной конструкции.
Несовместимые условия – Ргрп ˂ Рзаб ˃Р пл, [1]
Для выполнения условия проводки при Ргрп ˃ Рзаб ˃Рпл, после вырезки окна в 178 мм эксплуатационной колонне было произведено бурение в интервале 3108–3199 м с отходом от материнской эксплуатационной колонны. Далее в интервале 3199–3640 м (до кровли ачимовских отложений) бурение с изменением параметров кривизны (ВЗД + Т/С) производилось бицентричным долотом PDC c пилотным диаметром 149,2 мм и диаметром расширения 171,5 мм. Средняя механическая скорость составила 7,67 м/ч. По результатам кавернометрии открытого ствола, перед спуском потайной 140 мм колонны, выявлено несколько интервалов с незначительными сужениями, которые впоследствии были дополнительно расширены гидравлическим расширителем. В целом нужно отметить, что бурение, спуск и крепление потайной колонны 140 мм и эксплуатационного хвостовика 102 мм прошли штатно.
После крепления, нормализации и опрессовки потайной колонны 140 мм, произвели бурение в интервале 3645–3937 м на ачимовские отложения бицентричным долотом с пилотным диаметром 120,6 мм и диаметром расширения 136,5 мм. Далее произвели расширку интервала 3645 –-3809 м расширителем 118/156 мм. В процессе расширения ствола отмечена низкая скорость расширки до 0,3–0,5 м/ч, а также заклинивание расширителя в переслаивающихся породах. В результате кавернометрии открытого ствола, перед спуском и креплением 102мм хвостовика, выявлено, что эффект от расширителя РР 118/156 в твердых ачимовских отложениях отсутствует. Схема конструктивных решений представлена на рис. 2. Помимо применения технологии наклонно-направленного бурения с бицентричными долотами, для реализации ЗБС применено нестандартное оборудование и материалы (рис. 3):
– отечественная цементируемая подвеска ПХГМЦ 140/178 мм с максимальным перепадом давления разобщающего пакера – 70 МПа и проходным диаметром 122мм. Данная подвеска была специально сконструирована и изготовлена в сжатые сроки под фактические горно-геологические условия скважины;
– в качестве потайной колонны обсадные трубы 139,7х7,72 с группой прочности Q-125 c без муфтовым резьбовым соедине-нием TMK UP-1, а также обсад-ные трубы 101,6х6,65 c группой прочности R-95 Cr13 и спец. муфтой диаметром 111 мм;
– отечественные центраторы-турбулизаторы диаметром 140–152 мм со спец. креплением стопорными винтами в лопастях центратора;
– отечественные бурильные трубы 89 х 11,4 «Л» с высоко-моментным замком NC31 (105х51), для возможности работы бурильной колонны в ОК140 и открытом стволе 120/136 мм со сниженными гидравлическими потерями в затрубном пространстве
Таким образом, скважина была успешно закончена и произведен предусмотренный групповым проектом двухстадийный ГРП.
В июне 2022 г. произошел инцидент в другой скважине с аналогичной конструкцией. При нормализации 114 мм хвостовика бурильшик допустил заклинивание СБТ-60 мм – возможно, это было связано с наличием изменений внутреннего диаметра резьбовых соединений обсадных труб при свинчивании гидравлическими ключами. Впоследствии данный факт не нашел подтверждения, тем не менее, учитывать в дальнейшей работе такую вероятность стоит. Аварийные работы по извлечению СБТ-60 мм не привели к положительному результату в виду раздутия муфт разбурочного инструмента. Для нормализации ситуации нашими специалистами совместно с «Ачим Девелопмент» и «Газпром Проектирование» была разработана и внедрена технология восстановления скважины методом ЗБС уже без перекрытия пластов группы БУ промежуточной потайной колонной.
Основной задачей, которую требовалось решить – это проводка 152,4 мм ствола в несовместимых горно-геологических условиях – одновременное вскрытие пластов группы БУ (валажинские отложения с коэффициентом аномальности 1,1) с пластами ачимовской толщи и коэффициентом аномальности 1,66. При этом проектный градиент ГРП в Валанжинских отложениях составлял 1,82 г/см3.
Несовместимые условия – Ргрп ˂ Рзаб ˃Рпл, [2]
Для успешной проводки данного ствола, без получения ГРП в Валанжинских отложениях и ГНВП при вскрытии Ачимовской толщи требовалось отработать в узком «окне буримости» 1,72–1,78 г/см3 (рис. 4.).
Дальнейшие инженерные расчеты показали, что работа в данном диапазоне удельных весов возможна только с привлечением технологии MPD (бурение с управляемым давлением) на плотности бурового раствора 1,62-1,65 г/см3.
После вырезки окна в ЭК-178 мм и вскрытия всей толщи валанжинских отложений 3542–3610 м произвели LOT тест, который показал, что фактический градиент ГРП составляет 1,74 г/см3 в отличие от проектного 1,82 г/см3, при этом градиент давления начала поглощения составил 1,7 г/см3, что, в свою очередь, поставило под сомнение последующие планы по вскрытию ачимовской толщи и успешномузавершению строительства данной скважины.
Перед вскрытием Ачимовской толщи проведены дополнительные работы по изоляции стенок скважины в валанжинских отложениях путем установки специального сшивающего состава SafeDrill (создание экрана из сшитого геля) и докреплением его цементным мостом, установленным на равновесии.
Дальнейшее углубление и вскрытие Ачимовской толщи производилось на плотности бурового раствора 1,62–
1,65 г/см3 с ограничением по ЭЦП 1,72 г/см3 и созданием противодавления на наращиваниях и СПО системой MPD 10–15 Атм.
Технология бурения с управляемым давлением (MPD) помогает снизить риски при бурении, повысить его эффективность и пробурить ранее не подлежащие вскрытию одним диаметром интервалы (рис. 5, 6).
На этапе проводки и крепления ствола скважины специалистами технологической службы ООО «ЭНГС» в режиме 24/7 велся контроль параметров бурения с проведением инженерных расчетов, построением карты фактических ЭЦП при разной производительности буровых насосов, а также подбор оптимального дизайна КНБК, фракционного состава прокачиваемых кольматационных пачек и режима цементирования 114 мм хвостовика с выбором типа и необходимого объема буферных жидкостей для недопущения катастрофического поглощения с последующим ГНВП.
Скважина завершена успешным креплением хвостовиком с разобщением несовместимых зон валанжинских и ачимовских отложений, активацией гидравлического пакера, рассчитанного на перепад давления 700 Атм. В последствие успешно выполнен двухстадийный ГРП.
Выводы:
– для выполнения данных работ применима МБУ ZJ-40 грузоподъемностью 225т с ВСП (высокая мобильность и монтажеспособность для фондовых кустовых площадок);
– успешный опыт применения MPD позволяет работать при коэффициенте аномальности в диапазоне 1,1–1,7;
– прогнозные сроки выполнения аналогичных работ оцениваются в 1–1,5 мес. (без ВМР), а мобилизация и монтаж на Уренгойском НГКМ составят от 3-х до 4-х недель в зависимости от сезона;
– при выполнении работ использовались отечественные технологии ННБ, ГИС, пакерующих элементов и технологической оснастки ОК, оборудование MPD (70–80 % производства локализовано в РФ), сервис буровых и тампонажных растворов, буровой инструмент и обсадная колонна в антикорозионном исполнении;
– применение спецсоставов на базе реагента Safeblande NBS Solutions позволяет расширить безопасное окно ЭЦП в несовместимых условиях бурения;
– проведенные работы по изменению конструкции методом ЗБС не повлияли на предусмотренные проектом показатели добычи;
– полученный опыт на ачимовских скважинах Уренгойского НГКМ открывает новые возможности по реконструкции скважин методом ЗБС в несовместимых геологических условиях, в том числе, с горизонтальным заканчиванием под МСГРП.
Благодарность
Авторы статьи выражают огромную признательность руководителям и специалистам ООО «Красноярск Газпром Нефтегазпроект» – Оганову Г.С., Меркурьеву Д.В., ООО «Газпром проектирование» – Гресько Р.П., а также буровой бригаде ООО «ЭНГС» № 28 мастеров Ильченко А.И., Габдулхакова Ф.Ф., руководителю объекта Бураку К.В. за слаженную работу и практическую реализацию всех поставленных целей при реконструкции данных скважин.
