Технологии бурения скажин в «Газпром нефти»: развитие и инновации

Нефть и Газ Статья
выбрано
energybase

От обычных вертикальных и наклонно-направленных скважин, которые строились на традиционных запасах четверть века назад, «Газпром нефть» проделала большой путь к скважинам сложным и высокотехнологичным.

Благодаря им компания сегодня успешно добывает трудноизвлекаемую нефть и реализует проекты, которые в недавнем прошлом казались невозможными. Впрочем, это только начало: большая работа по развитию технологий бурения еще предстоит.

Хотя многие прорывные решения в области бурения были разработаны и впервые применены в отечественной нефтяной отрасли, развитие технологий в постсоветской России 90-х годов прошлого века во многом определялось приходом на рынок зарубежных сервисных и нефтяных компаний. После развала СССР отрасль находилась в кризисе, добыча упала, технологическое развитие прервалось. И наверстывать упущенное, догоняя тех, кто успел к тому моменту уйти далеко вперед, было чрезвычайно сложно.

В 1990-х годах развитие было связано в первую очередь с технологиями строительства наклонно-направленных скважин. Ствол такой скважины отклоняется от вертикали. Это позволяет пробурить несколько скважин (куст) с одной кустовой площадки, а значит, сэкономить на подготовке площадок и сократить время на перемещения буровой установки от скважины к скважине (а в бурении время — это не просто деньги, а очень большие деньги).

Развитие наклонно-направленного бурения сдерживалось его не очень высокой точностью. Бурили, можно сказать, наугад, и отклонение от целевой траектории могло оказаться достаточно существенным. Впрочем, главную свою задачу — охватить определенный участок месторождения — такие кусты скважин успешно решали. Ситуация стала меняться с развитием систем телеметрии, которые позволили лучше контролировать, где находится долото, и точнее направлять траекторию скважины. Кроме того, в конце 1990-х более широкое распространение получили винтовые забойные двигатели (ВЗД), а на смену шарошечным пришли более износостойкие PDC-долота. Все это позволило повысить скорость бурения и создало предпосылки для того, чтобы перейти к строительству горизонтальных, а затем и многоствольных скважин.

Выход на горизонт

В отличие от наклонно-направленных, задача горизонтальных скважин — не просто достичь продуктивного слоя, но и пройти по нему достаточно большое расстояние: сотни и даже тысячи метров. А если учесть, что толщина этого слоя может составлять всего лишь несколько метров, становится понятно, что строительство таких скважин — существенно более сложная задача, требующая серьезной подготовки и точных инструментов.

В «Сибнефти» (будущей «Газпром нефти») первые горизонтальные скважины стали строить в начале 2000-х годов. Поначалу длина горизонтального ствола составляла всего 150−300 м. С тех пор показатели заметно увеличились, и сегодня горизонтальный участок протяженностью 2 км и более — обычное дело.

Для освоения новых методов и технологий появились вполне реальные стимулы: ухудшение качества запасов, развитие удаленных арктических, а также шельфовых проектов. Именно шельф в последние десятилетия стал локомотивом технологического развития в нефтедобыче. На нем строятся самые сложные скважины с наиболее длинными горизонтальными стволами. Ведь создание каждого нового куста стоит здесь значительно, иногда на несколько порядков дороже, чем на суше. Для «Газпром нефти» шельфовый проект «Приразломное» в Печорском море также стал уникальным опытом в области бурения. Здесь строят горизонтальные скважины глубиной более 6 тыс. м со смещением от платформы до 4 тыс. м и горизонтальными участками до 1 тыс. м. Особенность проекта еще и в том, что компания реализует его полностью своими силами, без привлечения зарубежных партнеров.

Строительство горизонтальных скважин потребовало использования в процессе бурения сложного комплекса каротажа, который позволял лучше контролировать пространственное положение скважины и в реальном времени определять свойства пласта, в котором идет бурение, чтобы прокладывать путь через его наилучшие зоны. Для передачи большого объема данных каротажа на поверхность потребовались новые, более эффективные телеметрические системы.

Процесс бурения постоянно совершенствовался за счет улучшений в каждом элементе системы. Появлялись новые буровые растворы, бурильные трубы, насосы, система верхнего привода буровой установки. Технологии становились дешевле, а их эффективность росла. Синергетический эффект таких изменений позволял достигать новых результатов.

В конце 1990-х — начале 2000-х получили распространение роторные управляемые системы (РУС), объединившие преимущества роторного бурения (при котором вращается вся колонна буровых труб) и высокую точность проходки по сложной траектории. Они позволили строить скважины с экстремально большими отходами ствола, горизонтальные участки протяженностью иногда в несколько километров, точно проходящие в маломощных коллекторах толщиной 1−2 м.

Освоение строительства горизонтальных скважин открыло возможности для внедрения еще одной технологии, так важной для разработки низкопроницаемых коллекторов: многостадийного гидроразрыва пласта (о его развитии мы писали в предыдущем номере).

Однако не всегда одного ствола достаточно. И не для всех трудных запасов эффективен гидроразрыв. Еще одним важным этапом в развитии технологий бурения стало строительство многоствольных скважин.

Дистанционное управление бурением высокотехнологичных скважин
Дистанционное управление бурением высокотехнологичных скважин

Сложность растет

Сама идея бурения многоствольных скважин появилась достаточно давно и успешно реализовывалась еще в 50-х годах прошлого века в Башкирии, а потом и в других регионах СССР. Такая скважина, конечно, дороже обычной. Но все-таки дешевле нескольких скважин, пробуренных с поверхности земли для получения сопоставимых объемов добычи. Однако сложность бурения, более высокие риски аварий и трудность их устранения препятствовали широкому распространению технологии.

В мире бурное развитие многоствольного бурения началось в 90-х годах, и это были уже совсем другие многостволки: технологически более сложные, но и более надежные. Драйвером развития опять же стал шельф: строить на море одну, пусть и очень сложную, скважину может быть заметно дешевле и эффективнее, чем несколько обычных, и тем более новый куст.

В конце 90-х годов возникла классификация многоствольных скважин по уровню их сложности (TAML). Существует 6 уровней TAML, которые различаются в зависимости от того, как обсажены основной и боковой стволы, как решено их сочленение, какое оборудование размещено в стволах. Освоение каждого нового уровня — серьезная технологическая задача, на решение которой может уйти не один год. Конечно, сложность не является самоцелью. Применение многоствольных скважин той или иной конструкции всегда определяется задачами и горно-геологическими условиями.

Незаменимы многоствольные скважины и там, где есть большие газовые шапки, на нефтяных оторочках, в расчлененных коллекторах и других ситуациях, где технологии МГРП не эффективны. За счет большей протяженности стволов такие скважины дают больший коэффициент охвата продуктивного пласта и позволяют добиться более высоких дебитов. А чем выше продуктивность, тем быстрее окупается скважина и проект в целом.

Первые попытки построить двуствольные скважины в «Сибнефти» предпринимались на Сугмутском месторождении в середине 2000-х, однако появление по-настоящему высокотехнологичных скважин на активах «Газпром нефти» относится уже к середине 2010-х, когда были построены первые многостволки с обсаженными стволами. Обсаживание защищает стволы от обрушения в процессе эксплуатации. Это делает скважину более надежной и замедляет темпы падения добычи. Технологию сначала отработали на Новопортовском месторождении, а теперь применяют и на других активах, где она оказалась востребована.

Многоствольные скважины также позволяют более эффективно охватить сложные, расчлененные залежи, состоящие из многочисленных не связанных друг с другом гидродинамически геологических объектов (линз). С подобным строением залежей «Газпром нефть» столкнулась на Восточно-Мессояхском месторождении. Бурить отдельную скважину к каждой такой линзе было бы слишком дорого, а зачастую и слишком рискованно, так как их точное расположение в пространстве достаточно сложно установить. На Мессояхе компания отработала технологию строительства многоствольных скважин-фишбонов (от англ. fishbone — рыбий скелет). Среди достижений: скважина с восемью стволами, а также уникальный 5-ствольный обсаженный фишбон уровня TAML-3, пробуренный на Восточно-Мессояхском месторождении в конце 2017-го. Сегодня технология строительства фишбонов, освоенная на Мессояхе, используется и на других активах компании: Чаяндинском, Песцовом, Тазовском и других месторождениях.

Последнее достижение компании в области строительства многоствольных скважин — построенная на Вынгаяхинском месторождении уникальная для России двуствольная скважина с 8-стадийным МГРП на каждом из стволов. Скважина соответствует уровню сложности TAML-3. Ее конструкция позволила вдвое увеличить приток нефти по сравнению с одноствольной. Высокотехнологичная скважина была построена на ачимовских отложениях. Новая технология способствует существенному повышению рентабельности разработки этих трудных запасов.

Приближая будущее

Строительство многоствольных скважин — перспективное направление развития для «Газпром нефти». Здесь еще многое предстоит сделать в ближайшие годы, отмечает начальник управления бурения Научно-Технического Центра Филипп Бреднев. На очереди — переход на новые уровни сложности TAML: четвертый и пятый.

Среди других технологий бурения, которые планируют осваивать в компании, — бурение на обсадной колонне, бурение на гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ или так называемый колтюбинг) в карбонатных коллекторах. Гибкая труба позволяет бурить быстрее за счет сокращения времени, которое тратится на спуско-подъемные операции. Также колтюбинг дает возможность не использовать кольматанты (вещества, препятствующие поглощению буровых растворов пластом), которые загрязняют призабойную зону, что негативно сказывается на нефтеотдаче.

Целый ряд проектов, которые «Газпром нефть» реализует в партнерствах с сервисными компаниями и производителями оборудования, направлен на создание новых высокотехнологичных буровых установок для российского рынка, а также переоборудование имеющихся. Новые буровые должны повысить безопасность людей, увеличить скорость бурения и снизить трудозатраты. Среди основных требований: максимальная автоматизация спуско-подъемных операций, безрезьбовое соединение верхнего привода с бурильной трубой, мощные буровые насосы, автоматизированная система учета наработки оборудования и инструмента, предиктивная аналитика для повышения эффективности обслуживания установки.

Огромные возможности по повышению эффективности строительства высокотехнологичных скважин сегодня дает цифровизация. В процессе бурения со скважины поступает обильный поток данных: показания датчиков геолого-технологических исследований (ГТИ), данные каротажа в процессе бурения, показания телеметрии наклонно-направленного бурения, реология бурового раствора и другие. Правильное использование этих данных, применение современных инструментов для машинной обработки больших данных открывают новые перспективы для дальнейшего повышения эффективности строительства скважин.

Для «Газпром нефти» важными шагами на этом пути стали создание в 2012 году центра геологического сопровождения бурения высокотехнологичных скважин и дальнейшая его трансформация в кросс-функциональный центр управления бурением (ЦУБ) «ГеоНавигатор» на базе Научно-Технического Центра. ЦУБ «ГеоНавигатор» стал первым в своем роде среди крупных ВИНК. В нем удалось объединить специалистов разных функций, собрать на одной площадке команду профессионалов. Она способна оперативно решить задачи любой сложности, которые могут возникнуть в процессе строительства скважин. Сегодня этот подход эффективно тиражируется: центры управления бурением создаются уже на базе добывающих предприятий «Газпром нефти». Так в 2019 году был создан региональный центр управления бурением в Тюмени.

Один из фокусов работы ЦУБ — технология геонавигации, которая заключается в оперативном получении информации о геологической модели месторождения и корректировке траектории скважины в соответствии с ней. Данные с бурового инструмента без задержки передаются в Центр во время бурения, и свежая информация отображается на геологической модели месторождения. Фактические данные сравниваются с проектными, анализируются. Если необходимо, траектория скважины корректируется таким образом, чтобы попасть в намеченную зону. С поступлением новой информации цикл повторяется, обеспечивая непрерывный контроль бурения.

Кроме того, в последние годы в «Газпром нефти» созданы и успешно внедряются несколько цифровых решений, основанных на инструментах машинного обучения, которые помогают справляться с наиболее острыми проблемами в процессе бурения и быстрее принимать значимые решения о дальнейшем строительстве скважин. Среди задач, которые решает искусственный интеллект, — сокращение случаев выхода долота из целевого интервала на основании данных сопровождения бурения, распознавание в этих данных предвестников аварийных ситуаций, более точное прогнозирование пространственного положения скважины, а также расчет ее ожидаемой продуктивности в процессе бурения.

Очевидно, что в ближайшем будущем цифровизация будет все более серьезно определять развитие высокотехнологичного бурения, а значит, и освоение трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов.

Журнал «Сибирская нефть». Текст: Александр Алексеев. Изображения © ПАО «Газпром нефть»