Инновационные технологии в морском бурении

Бурение на депрессии

Традиционная технология вскрытия продуктивного пласта основана на репрессии, то есть более высоком давлении промывочной жидкости по сравнению с давлением в пласте. Опыт строительства скважин по данной технологии показал, что большие перепады давления между скважиной и пластом приводят к интенсивной фильтрации промывочной жидкости в коллектор и, как следствие, загрязнению пласта. При горизонтальном бурении значительно увеличивается время воздействия промывочной жидкости на пласт по сравнению с вертикальным или наклонным, что еще больше увеличивает загрязнение пласта и снижает технико-экономические показатели. В 2005-2006 гг. СП «Ветсовпетро» уже проводило опытно-промысловые испытания технологии глушения и промывки скважин №706БТ МСП-7  и №91БТ МСП-4  месторождения «Белый Тигр» пенными системами, позволяющими сохранить коллекторские свойства пласта.
•    После проведения КРС скважины быстро освоились (в течении 5 суток), по сравнению с периодом освоения аналогичных скважин при глушении водой;
•    Дебит скважин по нефти после освоения составил более 30 м³/сут, что больше на 15 м³/сут больше дебита в предремонтный период;
•    Технология глушения с блокированием продуктивного пласта и промывками скважины пенными системами разработки ОАО «СевКавНиПигаз» позволила произвести КРС с минимальным объемом поглощения промывочной жидкости при коэффициенте аномальности пластового давления 0,37.
Следует отметить, что КРС осуществлялся с морской стационарной платформы (МСП), оснащенной морским вариантом бурового станка 3Д-76 с вращающимся превентором 280*35/3.5.
В настоящее время в мире и России интенсивно развиваются технологии бурения  в условиях гидродинамического равновесия на забое скважины и бурение на депрессии (когда давление промывочной жидкости меньше, чем пластовое давления). Данные технологии позволяют значительно увеличивать дебит скважин (в 3-4 раза) и нефтеотдачу пластов. Срок окупаемости затрат на бурение при этом сокращается почти в три раза по сравнению с традиционной технологией бурения. Главным сдерживающим фактором применения этой технологии является большой риск потери горизонтальной скважины вследствие открытого нефте- или газового выброса. Дело в том, что в отличие от вертикального бурения с небольшим интервалом бурения при депрессии на пласт, при строительстве горизонтального ствола этот риск велик. И каждый спуск-подъем бурильной колонны приводит к нарушению герметичности системы «скважина - бурильная колонна». Решение данной проблемы заключается в бурении с гибкой непрерывной бурильной трубой (технология колтюбинга), благодаря которой бурильная колона остается герметичной на всех стадиях бурения. В ближайшее время  СП «Ветсовпетро» произведет закупку колтюбингового оборудования ,что позволит восстанавливать фонд старых бездействующих скважин в кратчайшие сроки.
Гибкая труба при горизонтальном бурении обеспечивает:
- минимизацию загрязнения продуктивного пласта за счет минимального или отрицательного противодавления на пласт;
- улучшение технико-экономических показателей бурения за счет увеличения скоростей спуско-подъемных операций и скорости проходки;
- сведение к минимуму вероятности аварийных ситуаций и загрязнения окружающей среды за счет непрерывной промывки скважины на любой стадии процесса бурения и спуско-подъемных операций с бурильной колонной;
- высокоточный постоянный контроль и управление процессом бурения в режиме реального времени за счет телеметрической системы с кабельной линией связи внутри гибкой бурильной колонны.

Многозабойные скважины

Многозабойная скважина образуется за счет бурения ряда ответвлений от горизонтальной или наклонной скважины преимущественно в области продуктивного пласта в целях увеличения объема дренажа, что позволяет как существенно повысить дебит скважины, так и увеличить нефтеотдачу.
Ведущие зарубежные сервисные компании располагают сегодня необходимыми технологиями и оборудованием для многозабойного бурения, что создает предпосылки для ее широкого распространения.
Системы бурения ответвлений и присоединения их обсадных труб к основной эксплуатационной колонне предусматривают использование стандартных обсадных труб. В тех обсадных трубах, из которых планируется проводить ответвление, вырезаются окна, в которых устанавливаются подвижные заслонки. Для обеспечения герметичности обсадной колонны данные трубы покрывают композитными материалами, которые легко разбуриваются. Обсадная колонна может иметь любое количество таких окон, что позволяет значительно расширить область дренажа. Система с управляемым двигателем-отклонителем позволяет бурить ответвления из любого окна.

рис. 1 Боковой ствол: план горизонтальной и вертикальной проекции



Боковые стволы

Технология строительства многоствольных скважин, разработанная в нашей стране, позволяет снижать капиталовложения при разработке новых месторождений, при восстановлении фонда бездействующих и увеличении производительности малодебитных скважин. Многоствольная скважина в общем случае состоит из основного вертикального или наклонного ствола, из которого может быть забурено несколько боковых. При определенных условиях одна многоствольная скважина эквивалентна такому количеству наклонных, сколько стволов она имеет. Боковые стволы дают возможность увеличить дебит старых скважин за счет вскрытия пропущенных, более продуктивных или ранее нерентабельных зон пласта. Они позволяют обходить зоны загрязнения и обводнения в пласте. Данный метод имеет большое значение на морских месторождениях. Так, за рубежом осуществляются проекты по разработке небольших морских газовых месторождений одной или двумя многоствольными скважинами. За счет использования существующей инфраструктуры месторождения и большей части ствола уже пробуренной скважины стоимость и срок окупаемости затрат на зарезку боковых стволов значительно ниже, чем при бурении новой скважины.

Роторное бурение

Расширение применения горизонтального бурения выявило существенные недостатки технологии направленного бурения забойным двигателем-отклонителем. Так, в случае бурения протяженных горизонтальных интервалов при неподвижной бурильной колонне трудно обеспечить оптимальную нагрузку на долото. С увеличением глубины скважины существенно снижается точность ориентирования двигателя-отклонителя путем поворота бурильной колонны ротором, а начиная с некоторой глубины эффективное управление отклонителем вообще невозможно. Неподвижность бурильной колонны затрудняет также очистку ствола скважины; кроме этого имеется и ряд других недостатков.

рис. 3 Основные показатели забуривания боковых стволов в СП «Вьетсовпетро»



Они могут быть значительно сокращены при использовании управляемых систем роторного бурения, в которых долото направляется по заданной траектории при непрерывном вращении бурильной колонны. На сегодняшний день, зарубежные системы роторного бурения, как правило системы компаний Schumberger и Baker Hughes, используют механизмы автоматической ориентации и управляют траекторией скважины путем приложения бокового усилия к долоту. В системе BHI расширяющийся, не вращающийся стабилизатор обеспечивает статическое боковое усилие, приложенное к стенке скважины, что вызывает противодействующее усилие, приложенное к стабилизатору и долоту. Интенсивность искривления скважины определяется соотношением объемов бокового резания и бурения в прямом направлении. В обеих системах на уровне долота ось вращения долота всегда расположена под углом по отношению к оси скважины. Величина этого угла определяется геометрией инструмента и радиусом кривизны скважины.
На месторождения СП «Ветсовпетро» проводились испытания роторных управляемых систем на СКВ. 467 W.Ariel. Результаты испытания показали, что рейсовая скорость бурения в интервале 1160-3170 м  выросла почти в четыре раза по сравнению при бурении с ВЗД.
На 2010-2011 гг. приоритетом развития технологии бурения в ПБиКРС ставится бурение наклонно-направленных скважин с отходами до 500-2200 м, а также горизонтальных скважин, восстановление скважин путем зарезки боковых стволов.
Стоит отметить, что само по себе применение прогрессивных технологий не только интенсифицирует производственную деятельность, но и является косвенным показателем уровня развития самих компаний. Времена, когда считалось, что «на нашу жизнь нефти и газа и так хватит», прошли. Сегодня требуется решение задач в иной плоскости. Во-первых, максимально извлечь полезные ископаемые из разведанных месторождений. Во-вторых, выполнить работы с наименьшими затратами, наиболее рациональными и прогрессивными методами. В-третьих, снизить экологические последствия от проведения добычных работ. И не случайно, что только те компании, которые придерживаются данных подходов, добиваются наибольших производственных успехов и общественного признания.
Сегодня СП «Вьетсовпетро» заложило фундамент для развития уникальных по своим запасам месторождений Южного Вьетнама. Создана мощная база, которая позволит будущим поколениям успешно добывать нефть, используя современные технологии и бесценные наработки нефтяников СП«Вьетсовпетро», обеспечивая энергетическую безопасность России и Вьетнама.

Дмитрий Гундорин, буровой мастер первого класса морской стационарной платформы СП «Вьетсовпетро»
На первой иллюстрации: PowerDrive – технология роторного бурения
Ссылки по теме:
Нефтегазовая Индия – 2025