Ежегодно в ЦВК «Экспоцентр» проходит международная выставка «Нетфегаз» на тему «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса». Одна из тем, которая будет рассмотрена на выставке – это «бурение горизонтальных скважин».

В 1846 году недалеко от города Баку было выполнено первое бурение. Целью его проведения была и остается добыча нефти в месторождениях, которые имеют трещины с вертикальным уклоном.

С помощью технологии горизонтального бурения появилась возможность сделать горизонтальными те скважины, которые имеют сильное отклонение от вертикальной оси. Под сильным отклонением подразумевается угол глубины не менее 80 градусов, чтобы скважина оказалась в нефтеносном слое и располагалась параллельно ему.

Горизонтальное бурение скважин позволяет достигнуть нефтеносных слоев, расположенных в нескольких километрах от места бурения. Такой метод бурения не только эффективный, но и безопасный для сохранения экологии и природного ландшафта.

Для создания горизонтальных скважин применяют кабельные технологии, которые помогают добиться нужных результатов в геофизических исследованиях.

Особенности бурения горизонтальных скважин

В нефтяной отрасли для достижения нужного слоя в породе, которая подвергается бурению, используют 2 основные технологии:

1. Многоствольное бурение. Увеличивает дренажную зону и образующаяся скважина заменяет несколько «обычных» и снижает затраты на проведение работы.


2. Роторное бурение. Применяется при автоматическом управлении процессом. Данный метод эффективный, но дорогостоящий, поэтому многие компании продолжают бурить традиционным способом.

Скважины могут быть вертикальными, горизонтальными и наклонными. Наклонные скважины появляются естественным и искусственным способами.

Бурение горизонтально-направленных скважин – отдельная технология наклонного бурения, которая используется для увеличения нефтеотдачи при первом же освоении земли. Она имеет перспективное направление, ведь коэффициент добычи углеводородов вырастает, а затраты сокращаются из-за уменьшения сетки бурения.

Бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин производится по специальным профилям, которые могут меняться, но при этом ствол скважины должен оставаться вертикальным.

Увеличение объёмов ствола вызвало необходимость разработки новых технологий.

Сейчас разработка новых месторождений ведется с помощью горизонтальных многозабойных скважин. Эту технологию, по праву, можно считать передовой в нефтедобывающей промышленности.

Бурение многозабойных горизонтально разветвленных скважин ускоряет изучение новых нефтегазовых месторождений, умножает нефтегазоотдачу пластов, уменьшает материальные вложения.

Бурение многозабойных горизонтально разветвленных скважин применяется в таких случаях:

• при отклонении ствола от зоны разрыва пласта;


• при необходимости повторного бурения нижней части ствола в рабочей скважине;


• когда производят бурение наклонных и горизонтальных скважин;


• для дегазации угольного пласта;


• при вскрытии продуктивных пластов.

С помощью разветвленных скважин в технологии направленного бурения решаются приоритетные задачи освоения месторождений:

• разработка нефтяных недр земли с низкими коллекторскими свойствами продуктивного пласта;


• уменьшение числа скважин, необходимых для разработки локаций нефти и газа;


• добыча высоковязкой нефти с большой глубины.

Многозабойное бурение развивается стремительными темпами. Его суть состоит в том, что из базового ствола скважины с определенной глубины проводят один или несколько стволов, а значит, ствол может неоднократно использоваться.

Первая многозабойная скважина была сделана в 1953 году недалеко от Башкортостана.

Преимущества горизонтального бурения и способы его применения

В нынешнее время в нефтедобывающей наблюдается медленное истощение запасов и все большая их часть приходится на труднодосягаемые месторождения. Сложность добычи в том, что они характеризуются высокой вязкостью нефти и шельфами морей.

Чтобы облегчить этот процесс применяют горизонтальное бурение нефтяных и газовых скважин. При их строительстве используется иностранное и российское оборудование, главным критерием которого является эффективность.

Максимально стараются использовать отечественное оборудование, но в виду отсутствия некоторых специальных приборов приходится прибегать к покупке импортных.

Несмотря на то, что строительство горизонтальных скважин выше на 10-15%, чем вертикальных, их применение имеет немало плюсов:

• добыча нефти на дне крупных водоемов;


• рост добычи нефти и газа;


• исключение негативного влияния на окружающую среду;


• прокладка подземных коммуникаций.

Основой успешного строительства подземных коммуникаций является наличие специализированного и мощного оборудования. Когда кабельные системы или коммуникации нужно проложить там, где делать этого категорически нельзя, используют технологию бестраншейного строительства.

Бурение пилотной скважины машиной горизонтального бурения – один из наиболее популярных способов рытья траншеи. Он появился сравнительно недавно и является уникальным в своем роде.

При бурении не затрагивается верхний слой почвы и позволяет прокладку различных коммуникаций в густонаселенных городах. Благодаря такому методу рельеф местности остается без изменений, сохраняется слой почвы и зеленые насаждения.

В основном, к выполнению работ привлекается одна бригада, что позволяет сократить затраты примерно на 20%. Перед тем как начать работу, досконально изучают свойства и состав грунта, обязательно оформляют необходимые документы на согласие производимых работ.

Бурение скважин с горизонтальным окончанием разумно использовать для предварительной промысловой добычи из недр земли. Данный способ бурения требует подробного изучения газоотдачи пластов с применением скважин с горизонтальным стволом, при этом следует учитывать множество факторов.

Перед выполнением действий проводятся следующие работы:

1.Анализируют и оценивают целесообразность применения пластов. Для предварительной дегазации высокогазоносных угольных пластов, бурение опережающих пластовых скважин – наиболее разумный метод для понижения газовыделения в очистных забоях и промежуточных выработках угольных шахт.

2. Подводят итоги применения и оценивают бурение горизонтальных нефтяных скважин при разработке месторождений газа и нефти. Использование таких буровых увеличивается при снижении мощности пласта и возрастании неоднородности его строения. Одна горизонтальная скважина может заменить примерно 5 вертикальных.

3. Прогнозируют возможность использования скважин для добычи метана из угольных пластов.

Компании по бурению горизонтальных скважин на выставке

Нефтегазовая промышленность стремительно развивается. Поэтому стало уместным проведение различных семинаров, форумов и выставок в международном формате. Одним из таких мероприятий является международная выставка «Нефтегаз» , которая пройдет в ЦВК «Экспоцентр».

Посетить выставку можно весной в городе Москва. Мероприятие посвящено современным технологиям в сфере нефтегазовой промышленности.

Среди экспонентов есть российские и зарубежные представители. Их цель – поддержка и укрепление имиджа компании, заключение выгодных контрактов и обмен опытом со своими единомышленниками.

Одна из тем, которая будет затронута на проекте в достаточном размере – бурение горизонтальных скважин на нефть и газ. Она является одной из наиболее перспективных в нефтегазовом производстве.

Экспозиция использует новые маркетинговые и выставочные технологии, предоставляя всем присутствующим максимально удобные условия для создания деловых контактов в формате «B2B».

«Нефтегаз» – мощная основа для развития нефтегазового бизнеса и совершенствования технологий.

В настоящее время одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и полноты ее извлечения из недр является разработка месторождений с использованием горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС).

Принято считать, что самая первая нефтяная скважина с горизонтальным участком пробурена в 1937 году на Ярегском месторождении (Республика Коми). Однако, горизонтальное бурение не нашло своего развития и промышленного применения в нашей стране. По состоянию на начало 2000 года в мире пробурено более 20 тысяч горизонтальных скважин, из них на Россию приходится ориентировочно 2000 ГС и БГС.

Изначально бурение горизонтальных стволов применялось при разработке залежей в условиях наличия пластовой воды в непосредственной близости от кромки пласта. Это служило причиной быстрого обводнения обычных вертикальных скважин; горизонтальные же скважины, проведенные вдоль кромки пласта, оказались способны обеспечивать более длительный период безводной эксплуатации при лучших возможностях по отбору нефти и газа.

Особое значение ГС и БГС имеют на месторождениях, которые находятся на поздней стадии разработки. В неоднородных коллекторах по различным причинам остаются невыработанные пропластки, целики и другие зоны. Данные промысловых и геофизических исследований в добывающих и нагнетательных скважинах указывают на неравномерность выработки нефти из пород с высокой послойной неоднородностью.

В основном вырабатываются высокопроницаемые прослои. Охват выработкой продуктивной части разреза скважины составляет от 40 до 60 и более процентов. Из-за близости водонефтяных (ВНК) и газонефтяных (ГНК) контактов часто не вскрываются перфорацией целые прослои продуктивных пород, которые не могут быть вовлечены в разработку обычными методами. Если вскрывать продуктивный пласт вблизи ВНК, то можно вскорости получить прорыв воды в скважину, а если вскрывать продуктивный пласт вблизи газонефтяного контакта, то возможны прорывы газа в нефтяную часть нефтяного пласта и т.д.

Опыт эксплуатации горизонтальных нефтяных и газовых скважин, а также боковых горизонтальных стволов в отработанных, нерентабельных скважинах у нас в стране и за рубежом показывает, что горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы позволяют:

1. Повышать нефтеизвлечение из недр за счет увеличения площади фильтрации и интенсификации перетоков нефти и газа из залежи, а также за счет повышения эффективности процессов воздействия на пласт.

2. Значительно повышать дебиты нефти и газа в сравнении с вертикальными скважинами за счет увеличения площади фильтрации.

3. Продлевать безводный или малообводненный период нефтяных скважин.

4. Восстанавливать продуктивность месторождений на поздней стадии разработки.

5. В бездействующих и малодебитных скважинах, фонд которых в России исчисляется десятками тысяч, не только восстанавливать, но и значительно увеличивать, по сравнению с первоначальным (при вводе месторождения в разработку), дебит нефти и газа.

6. Повышать эффективность создания и эксплуатации подземных хранилищ газа.

7. Снижать объемы бурения скважин при вводе в разработку нефтяных и газовых месторождений.

8. Снижать объемы капитальных вложений, особенно в заболоченных и залесенных местах.

Бурение горизонтальной скважины примерно в 1,5 раза дороже вертикальной.

К недостаткам разработки разработки нефтяных месторождений с использованием горизонтальных скважин относятся высокая стоимость разработки и эксплуатации; трудо - и наукоемкость бурения и заканчивания скважин; сложности при проведении геофизических исследований скважин (ГИС), перфорации и обработок призабойной зоны (ОПЗ).

Все горизонтальные скважины классифицируются по радиусу искривления ствола скважин при переходе от вертикальной составляющей к горизонтальной: малым радиусом, со средним радиусом, с большим радиусом. ГС с большим и малым радиусом чаще всего применяются при разработке морских месторождений.

Горизонтальные скважины эффективнее вертикальных скважин (ВС) в резервуарах с низкой проницаемостью из-за того, что перфорированная часть ствола ГС во много раз больше перфорированной части ствола вертикальной скважины. Следовательно, дебиты горизонтальных скважин выше. ГС в пластах с естественной трещиноватостью имеет более высокий дебит, чем ВС, т.к у ВС меньше шансов пересечься с естественной системой трещин.

По данным института «ВНИИнефть», для бурения горизонтальных скважин в России имеются огромные перспективы: в нашей стране более 6 млрд. т извлекаемых запасов нефти в низкопроницаемых коллекторах; более 4 млрд. т нефти – в газонефтяных месторождениях; 2,5 млрд. тонн тяжелых нефтей; 2,3 млрд. т нефти в карбонатных коллекторах; около 3 млрд. т в заводненных залежах со степенью выработанности запасов нефти более 50%. Кроме этого, в России имеются десятки млрд. т битумов,

где метод горизонтальных скважин может быть эффективно использован.

В то же самое время горизонтальные скважины не могут рассматриваться как «панацея» для всех без исключения случаев и месторождений. Имеются и отдельные примеры невысокой эффективности горизонтальных скважин вследствие различных причин: не учет геологического строения пласта и его неоднородности, значительной интерференции скважин с дренированием удельных объемов соседних скважин и т.д. Поэтому возможность применения горизонтальные скважин в каждом конкретном случае должна обосновываться технико-экономическими расчетами показателей разработки месторождения или отдельных его залежей и блоков.

В настоящее время за рубежом при разработке нефтяных и газовых месторождений в основном применяют горизонтальные скважины. Основной объем горизонтального бурения, по данным журнала «Нефть и газ» (США) за 1995 год, приходился на США и Канаду, где в настоящее время горизонтальными скважинами разрабатываются 334 месторождения.

С конца 70-х годов прошлого столетия в нашей стране все чаще стали применять наклонно-направленное бурение скважин, когда проходка скважины ведется в заданном направлении с искусственным отклонением от вертикали. Искусственное отклонение – это бурение ствола скважины в запланированном направлении с достижением забоя в заданной точке.

Скважины с искусственным отклонением бывают наклонные, горизонтальные, разветвленно-горизонтальные, многоствольные и т.д.

Такие скважины чаще всего применяются:

– при разработке нефтяных месторождений, залегающих под дном океанов, морей, озер, рек;

– при бурении скважин, расположенных на участках земли с сильно пересеченным рельефом местности (горы, овраги); – для тушения пожаров (горящих фонтанов нефти или газа), ликвидации открытых выбросов нефти и газа;

– при кустовом бурении с целью сохранения пахотных участков земель, снижения капитальных вложений на бурение и обустройство месторождения, а также эксплуатационных затрат на обслуживание скважин и оборудования;

– при бурении нефтяных скважин, расположенных под соляными залежами, в связи с трудностью бурения при проходке этих залежей. При бурении наклоннонаправленных и горизонтальных скважин в качестве забойных двигателей используются турбобуры, винтовые двигатели и электробуры. С целью искусственного искривления ствола скважины в заданном направлении применяются отклоняющие устройства. Отклоняющие устройства предназначаются для создания на долоте отклоняющего усилия или наклона оси долота к оси скважины. При бурении горизонтальных скважин с забойными двигателями в качестве отклоняющих устройств применяют турбинные отклонители, отклонители на базе винтовых забойных двигателей, механизмы искривления (МИ)

(в электробурении), отклонители с накладкой, забойные двигатели с эксцентричным ниппелем. В роторном бурении применяют отклоняющие клинья, шарнирные отклонители и т.п. К преимуществам этой технологии относятся сокращение числа вертикальных и наклонно направленных сква­жин в 2-4 раза и снижение объема капитальных вложений, увеличение текущей добычи нефти и нефтеотдачи за счет повышения коэффициента охвата, возможность ввода в разработку сложнопостроенных залежей с низкопроницаемыми и неоднородными коллекторами залежей с высоковязкими нефтями. Важной особенностью является то, что горизонтальный ствол длиной в сотню метров может вскрыть в неоднородном пласте один или несколько участков повышенной продуктивности.

В России в настоящее время работы по бурению ГС и БГС осуществляются в различных нефтегазодобывающих регионах (Западная Сибирь, Удмуртия, Башкортостан, Татарстан и др.).

В 2009 году было построено 443 скважины в горизонтальном бурении при средней глубине 3016 метров. В предыдущем году таких скважин было построено на 15% больше: 523 при средней глубине 3153 метра. Если сравнивать с 2005 годом, то сейчас горизонтальных скважин построено на 6,5% больше (было 416 скважин протяженностью 2846 метров). И пять лет назад, и сейчас в горизонтальном бурении лидирует «Сургутнефтегаз». Правда, доля компании уменьшилась за это время с 49% до 35%.Из общего количества нефтяных скважин, построенных в 2009 году, на долю горизонтальных приходится около 8%. В 2005 году - 11%. Говорить о том, что строительство скважин горизонтального типа бурно развивается, не приходится.

Первая ГСв Удмуртии пробурена в 1992 году на Мишкииском месторождении. В промышленных объемах горизонтальное бурение месторождении реализуется с 1995 года. К сожалению, из нефтедобывающих предприятий более-менее полные данные есть только по ОАО "Удмуртнефть" По состоянию на 1 января 2012 года в ОАО "Удмуртнефть" в составе эксплуатационного фонда скважин насчитывается 93 ГС и 198 БГС. Распределение ГС и БГС по месторождениям ОАО «Удмуртнефть» показано в таблице 22.

Таблица 22 Распределение ГС и БГС по месторождениям ОАО «Удмуртнефть»

Горизонтальные скважины(ГС)	Боковые горизонтальные стволы (БГС)
Всего на 01.01.2012	Месторождение	Всего на 01.01.2012
Месторождение	Всего на 01.01.2012	Месторождение	Всего на 01.01.2012
Южно-Киенгопское		Южно-Киенгопское
Гремихинское		Гремихинское
Киенгопское		Киенгопское
Ижевское		Ижевское
Лудошурское		Лудошурское
Кезское		Кезское
Чутырское		Чутырское
Мишкинское		Мишкинское
Котовское		Котовское
Ельниковское		Ельниковское
Лиственское		Лиственское
Кырыкмасское		Кырыкмасское
Мещеряковское		Мещеряковское
Лозолюкско-Зуринское		Лозолюкско-Зуринское
Котовское		Котовское
Ончугинское		Ончугинское
Михайловское		Михайловское
Прикамское		Прикамское
Красногорское		Красногорское
Ломовское		Ломовское
Восточно-Красногорское		Восточно-Красногорское
Карсовайское		Карсовайское
Есенейское		Есенейское

По состоянию на 01.01.20011 г. в "Белкамнефть» построено 2 БГС.

В ОАО "Татнефть"(на 01.01.2011 г) эксплуатировались 428 горизонтальных скважин (ГС) и 76 многозабойных (МЗГС), из них в 2009 г. введены в эксплуатацию 43 ГС и 9 МЗГС с начальным дебитом 12,6 и 16,2 т/сут. нефти соответственно. В ОАО АНК “Башнефть” (на 01.01.2001г!?) пробурено более 250 ГС, БС и БГС.

Сверхглубокое бурение

По существующей классификации к глубоким относятся скважины глубиной 3 000-6000 м, а к сверхглубоким - глубиной 6 000 м и более.

В 1958 году в США появилась программа сверхглубокого бурения «Мохол». Это один из самых смелых и загадочных проектов послевоенной Америки. Как и многие другие программы, «Мохол» был призван обогнать СССР в научном соперничестве, установив мировой рекорд в сверхглубоком бурении. Название проекта происходит от слов «Мохоровичич» - это фамилия хорватского ученого, который выделил поверхность раздела между земной корой и мантией - границу Мохо, и «hole», что по-английски значит «скважина». Создатели программы решили бурить в океане, где, по данным геофизиков, земная кора значительно тоньше, чем на материках. Надо было спустить трубы на несколько километров в воду, пройти 5 километров океанского дна и достичь верхней мантии.

В апреле 1961 года у острова Гваделупа в Карибском море, где водная толща достигает 3,5 км, геологи пробурили пять скважин, самая глубокая из них вошла в дно на 183 метра. По предварительным расчетам, в этом месте под осадочными породами ожидали встретить верхний слой земной коры - гранитный. Но поднятый из-под осадков керн содержал чистые базальты - эдакий антипод гранитов. Результат бурения обескуражил и в то же время окрылил ученых, они стали готовить новую фазу бурения. Но когда стоимость проекта перевалила за 100 млн. долларов, конгресс США прекратил финансирование. «Мохол» не ответил ни на один из поставленных вопросов, но он показал главное - сверхглубокое бурение в океане возможно.

С тех пор мир заболел сверхглубоким бурением. В США готовили новую программу изучения океанского дна (Deep Sea Drilling Project). Построенное специально для этого проекта судно «Гломар Челленджер» несколько лет провело в водах различных океанов и морей, пробурив в их дне почти 800 скважин, достигнув максимальной глубины 760 м. К середине 1980-х годов результаты морского бурения подтвердили теорию тектоники плит. Геология как наука родилась заново. Тем временем Россия шла своим путем. Интерес к проблеме, разбуженный успехами США, вылился в программу «Изучение недр Земли и сверхглубокое бурение», но не в океане, а на континенте. Несмотря на многовековую историю, континентальное бурение представлялось совершенно новым делом. Ведь речь шла о недостижимых ранее глубинах - более 7 километров. В 1962 году Никита Хрущев утвердил эту программу, хотя руководствовался он скорее политическими мотивами, нежели научными. Ему не хотелось отстать от США.

Возглавил вновь созданную лабораторию при Институте буровой техники известный нефтяник доктор технических наук Николай Тимофеев. Ему было поручено обосновать возможность сверхглубокого бурения в кристаллических породах - гранитах и гнейсах. На исследования ушло 4 года, и в 1966 году эксперты вынесли вердикт - бурить можно, причем не обязательно техникой завтрашнего дня, достаточно того оборудования, что уже есть. Главная проблема - жара на глубине. Согласно расчетам, по мере внедрения в горные породы, слагающие земную кору, температура должна увеличиваться через каждые 33 метра на 1 градус. Значит, на глубине 10 км надо ожидать порядка 300°С, а на 15 км - почти 500°С. Такого нагрева бурильные инструменты и приборы не выдержат. Надо было искать место, где недра не столь горячи…

Такое место нашли - древний кристаллической щит Кольского полуострова. Отчет, подготовленный в Институте физики Земли, гласил: за миллиарды лет своего существования Кольский щит остыл, температура на глубине 15 км не превышает 150°С. А геофизики подготовили примерный разрез недр Кольского полуострова. По их данным, первые 7 километров - это гранитные толщи верхней части земной коры, потом начинается базальтовый слой. Тогда представление о двухслойном строении земной коры было общепринятым. Но как оказалось позднее, и физики, и геофизики ошибались. Площадку для буровой выбрали на северной оконечности Кольского полуострова близ озера Вильгискоддеоайвинъярви. По-фински это значит «Под волчьей горой», хотя ни горы, ни волков в том месте нет. К бурению скважины, проектная глубина которой составляла 15 километров, приступили в мае 1970 года. Создания принципиально новых устройств и гигантских машин бурение Кольской скважины СГ-3 не требовало. Начинали работать с тем, что уже имелось: установка «Уралмаш 4Э» грузоподъемностью 200 тонн и легкосплавные трубы. Что действительно было нужно на тот момент, так это нестандартные технологические решения. Ведь в твердых кристаллических породах на столь большую глубину никто не бурил, и что там будет, представляли себе только в общих чертах. Опытные буровики, однако, понимали, что каким бы детальным ни был проект, реальная скважина окажется намного сложнее. Через 5 лет, когда глубина скважины СГ-3 превысила 7 километров, смонтировали новую буровую установку «Уралмаш 15 000» - одну из самых современных по тем временам. Мощная, надежная, с автоматическим спускоподъемным механизмом, она могла выдержать колонну труб длиной до 15 км. Буровая превратилась в полностью обшитую вышку высотой 68 м, непокорную сильным ветрам, бушующим в Заполярье. Рядом выросли минизавод, научные лаборатории и кернохранилище. При бурении на небольшие глубины мотор, который вращает колонну труб с буром на конце, устанавливают на поверхности. Бур представляет собой железный цилиндр с зубьями из алмазов или твердых сплавов - коронку. Эта коронка вгрызается в породы и вырезает из них тонкий столбик - керн. Чтобы охладить инструмент и извлечь из скважины мелкий мусор, в нее нагнетают буровой раствор - жидкую глину, которая все время циркулирует по стволу, словно кровь в сосудах. Через какое-то время трубы поднимают на поверхность, освобождают от керна, меняют коронку и вновь опускают колонну в забой. Так ведется обычное бурение. А если длина ствола 10-12 километров при диаметре 215 миллиметров? Колонна труб становится тончайшей нитью, опущенной в скважину. Как ею управлять? Как увидеть, что творится в забое? Поэтому на Кольской скважине внизу бурильной колонны установили миниатюрные турбины, их запускал буровой раствор, нагнетаемый по трубам под давлением. Турбины вращали твердосплавную коронку и вырезали керн. Вся технология была хорошо отработана, оператор на пульте управления видел вращение коронки, знал ее скорость и мог управлять процессом. Каждые 8-10 метров многокилометровую колонну труб приходилось поднимать наверх. Спуск и подъем в общей сложности занимали 18 часов. 7 километров - отметка для Кольской сверхглубокой роковая. За ней начались неизвестность, множество аварий и непрерывная борьба с горными породами. Ствол никак не удавалось держать вертикально. Когда в первый раз прошли 12 км, скважина отклонилась от вертикали на 21°. Хотя буровики уже научились работать при невероятной кривизне ствола, дальше углубляться было нельзя. Скважину предстояло перебурить с отметки 7 километров. Чтобы получать вертикальный ствол в твердых породах, нужен очень жесткий низ бурильной колонны, дабы он входил в недра, как в масло. Но возникает и другая проблема - скважина постепенно расширяется, бур болтается в ней, как в стакане, стенки ствола начинают рушиться и могут придавить инструмент. Решение этой задачи получилось оригинальным - была применена технология маятника. Бур искусственно раскачивался в скважине и подавлял сильные колебания. За счет этого ствол получался вертикальным.

Наиболее распространенная авария на любой буровой - обрыв колонны труб. Обычно трубы пытаются захватить вновь, но если это случается на большой глубине, то проблема переходит в разряд неустранимых. Искать инструмент в 10-километровой скважине бесполезно, такой ствол бросали и начинали новый, чуть выше. Обрыв и потеря труб на СГ-3 случались многократно. В итоге в своей нижней части скважина выглядит как корневая система гигантского растения. Разветвленность скважины огорчала буровиков, но оказалась счастьем для геологов, которые неожиданно получили объемную картину внушительного отрезка древних архейских пород, сформировавшихся более 2,5 млрд. лет назад.

В июне 1990 года СГ-3 достигла глубины 12 262 м. Скважину стали готовить к проходке до 14 км, и тут вновь произошла авария - на отметке 8 550 м колонна труб оборвалась. Продолжение работ требовало долгой подготовки, обновления техники и новых затрат. В 1994 году бурение Кольской сверхглубокой прекратили. Через 3 года она попала в Книгу рекордов Гиннесса и до сих пор остается непревзойденной. Сейчас скважина представляет собой лабораторию для изучения глубоких недр. СГ-3 была секретным объектом с самого начала. Виноваты и пограничная зона, и стратегические месторождения в округе, и научный приоритет. Первым иностранцем, посетившим буровую, стал один из руководителей Академии наук Чехословакии. Позже, в 1975 году, о Кольской сверхглубокой вышла статья в «Правде» за подписью министра геологии Александра Сидоренко. Научных публикаций по Кольской скважине по-прежнему не было, но кое-какие сведения за рубеж просачивались. Больше по слухам мир стал узнавать - в СССР бурят самую глубокую скважину.

Завеса тайны, наверное, висела бы над скважиной до самой «перестройки», не случись в 1984 году в Москве Всемирного геологического конгресса. К столь крупному в научном мире событию тщательно готовились, для Министерства геологии даже построили новое здание - ожидали много участников. Но зарубежных коллег интересовала в первую очередь Кольская сверхглубокая! Американцы вообще не верили в то, что она у нас есть. Глубина скважины к тому моменту достигла 12 066 метров. Скрывать объект более не имело смысла. В Москве участников конгресса ждала выставка достижений российской геологии, один из стендов был посвящен скважине СГ-3. Специалисты всего мира недоуменно взирали на обычную буровую головку со стертыми твердосплавными зубьями. И этим бурят самую глубокую в мире скважину? Невероятно! В поселок Заполярный отправилась большая делегация геологов и журналистов. Посетителям показали буровую в действии, доставали и отсоединяли 33-метровые секции труб. Вокруг высились кучи точно таких же буровых головок, как и та, что лежала на стенде в Москве.

От Академии наук делегацию принимал известный геолог, академик Владимир Белоусов. Во время пресс-конференции из зала ему задали вопрос:
- Что же самое главное показала Кольская скважина?
- Господа! Главное, она показала то, что мы ничего не знаем о континентальной коре, - честно ответил ученый.

Кое-что о земной коре континентов, конечно, знали. Тот факт, что континенты сложены очень древними породами, возрастом от 1,5 до 3 миллиардов лет, не опровергла даже Кольская скважина. Однако составленный на основании керна СГ-3 геологический разрез оказался прямо противоположным тому, что ученые представляли себе ранее. Первые 7 километров были сложены вулканическими и осадочными породами: туфами, базальтами, брекчиями, песчаниками, доломитами. Глубже лежал так называемый раздел Конрада, после которого скорость сейсмических волн в породах резко увеличивалась, что интерпретировалось как граница между гранитами и базальтами. Этот раздел был давно пройден, но базальты нижнего слоя земной коры так нигде и не появились. Наоборот, начались граниты и гнейсы.

Разрез Кольской скважины опроверг двухслойную модель земной коры и показал, что сейсмические разделы в недрах - это не границы слоев из пород разного состава. Скорее они указывают на изменение свойств камня с глубиной. При высоком давлении и температуре свойства пород, видимо, могут резко меняться, так, что граниты по своим физическим характеристикам становятся похожи на базальты, и наоборот. Но поднятый на поверхность с 12-километровой глубины «базальт» тут же становился гранитом, хоть и испытывал по пути сильнейший приступ «кессонной болезни» - керн крошился и распадался на плоские бляшки. Чем дальше уходила скважина, тем меньше качественных образцов попадало в руки ученых. Глубина заключала в себе много неожиданностей. Раньше было естественно думать, что с удалением от поверхности земли, с ростом давления породы становятся более монолитными, с малым количеством трещин и пор. СГ-3 убедила ученых в обратном. Начиная с 9 километров, толщи оказались очень пористыми и буквально напичканы трещинами, по которым циркулировали водные растворы. Позднее этот факт подтвердили другие сверхглубокие скважины на континентах. На глубине оказалось гораздо жарче, чем рассчитывали: на целых 80°! На отметке 7 км температура в забое была 120°С, на 12 км - достигла уже 230°С. В образцах Кольской скважины ученые обнаружили золотое оруденение. Вкрапления драгоценного металла находились в древних породах на глубине 9,5-10,5 км. Впрочем, концентрация золота была слишком мала, чтобы заявлять о месторождении - в среднем 37,7 мг на тонну породы, но достаточная, чтобы ожидать его и в других подобных местах. Демонстрация Кольской скважины в 1984 году произвела на мировую общественность глубокое впечатление. Многие страны начали готовить проекты по научному бурению на континентах. Такую программу утвердили и в Германии в конце 1980-х годов. Сверхглубокую скважину KTB Хауптборунг бурили с 1990 по 1994 год, по плану она должна была достичь глубины 12 км, но из-за непредсказуемо высоких температур удалось добраться только до отметки 9,1 км. Благодаря открытости данных по буровым и научным работам, хорошей технологии и документированности сверхглубокая скважина КТВ остается одной из самых известных в мире.

Место для бурения этой скважины выбрали на юго-востоке Баварии, на остатках древней горной цепи, чей возраст исчисляется 300 миллионами лет. Геологи полагали, что где-то здесь проходит зона соединения двух плит, бывших некогда берегами океана. По мнению ученых, со временем верхняя часть гор стерлась, обнажив остатки древней океанской коры. Еще глубже, в десяти километрах от поверхности, геофизики обнаружили крупное тело с аномально высокой электрической проводимостью. Его природу также надеялись прояснить с помощью скважины. Но основной задачей было достичь глубины 10 км, чтобы приобрести опыт сверхглубокого бурения. Изучив материалы Кольской СГ-3, немецкие буровики решили сначала пройти пробную скважину глубиной 4 км, чтобы составить более точное представление об условиях работы в недрах, опробовать технику и взять керн. По окончании пилотных работ многое из бурильного и научного оборудования пришлось переделывать, кое-что создавать заново.

Основную - сверхглубокую - скважину КТВ Хауптборунг заложили всего в двухстах метрах от первой. Для работ соорудили 83метровую вышку и создали мощнейшую по тем временам бурильную установку грузоподъемностью 800 тонн. Многие бурильные операции автоматизировали, в первую очередь механизм спуска и подъема колонны труб. Самонаводящаяся система вертикального бурения позволяла делать почти отвесный ствол. Теоретически с таким оборудованием можно было бурить до глубины 12 километров. Но реальность как всегда оказалась сложнее, и планы ученых не сбылись.

Проблемы на скважине КТВ начались после глубины 7 км, повторив многое из судьбы Кольской сверхглубокой. Сначала, как полагают из-за высокой температуры, сломалась система вертикального бурения и ствол пошел вкось. В конце работ забой отклонился от вертикали на 300 м. Потом начались аварии посложнее - обрыв бурильной колонны. Так же как и на Кольской, приходилось бурить новые стволы. Определенные трудности доставляло сужение скважины - вверху ее диаметр составлял 71 см, внизу - 16,5 см. Бесконечные аварии и высокая температура в забое –270°С вынудили буровиков прекратить работы невдалеке от заветной цели.

Нельзя сказать, что научные результаты КТВ Хауптборунг поразили воображение ученых. На глубине главным образом залегали амфиболиты и гнейсы - древние метаморфические породы. Зону схождения океана и остатки океанической коры нигде не обнаружили. Возможно, они есть в другом месте, здесь же находится небольшой кристаллический массив, вздернутый на высоту 10 км. В километре от поверхности обнаружили месторождение графита.

В 1996 году скважина КТВ, стоившая бюджету Германии 338 млн. долларов, перешла под патронат Научного центра геологии в Потсдаме, ее превратили в лабораторию для наблюдений за глубокими недрами и объект туризма.

В настоящее время пробурены 2 скважины, которые превзошли Кольскую скважину по длине ствола. Это ОР-I (месторождение Одопту, Сахалин, Россия)-12 345 м, Maersk Oil BD-04A (Катар) - 12 290 м.

Самая глубокая нефтяная залежь в нашей стране открыта в районе г.Грозного (Чеченская Республика) на глубине 5300 м, а промышленный приток газа получен в Прикаспийской впадине с глубины 5370 км. За рубежом самая большая глубина с которой ведется добыча газа-7460 м (США, Техас).

В Удмуртии тоже есть своя «сверхглубокая» скважина. Это параметрическая скважина, пробуренная в 19991 года в Сарапульском районе, ее глубина составляет 5500 м.

Все сверхглубокие скважины имеют телескопическую конструкцию: бурение начинают с самого большого диа­метра, а затем переходят на меньшие. Так, в Кольской скважине (Россия) диаметр с 92 см в верхней части уменьшился до 21,5 см на глубине 12 262 м. А в скважине КТБ-Оберпфальц (Германия) - с 71 см до 16,5 см на глубине 7500 м. Механическая скорость бурения сверхглубоких скважин составляет 1-3 м/час. За один рейс между спускоподъемными операциями можно углубиться на 6-10 м. Средняя скорость подъема колонны буровых труб равна 0,3-0,5 м/сек. В целом бурение одной сверхглубокой скважины пока занимает годы. Практика проводки скважин в сложных геологических условиях, научные разработки в области бурения и крепления, выполненные в последние годы, позволили увеличить глубину скважин (до 7 000 м и более) и совершенствовать их конс­трукции в следующих направлениях: "увеличение выхода из-под башмака предыдущих колонн, использование долот уменьшенных и малых диаметров; применение способа секционного спуска обсадных колонн и крепление стволов промежуточными ко­лоннами-хвостовиками; использование об­садных труб со сварными соединительными элементами и безмуфтовых обсадных труб со специальными резьбами при компонов­ке промежуточных и в некоторых случаях эксплуатационных колонн; уменьшение конечного диаметра скважин и эксплуата­ционных колонн.

Сверхглубокое бурение основывается на технологии вращательного бурения и последовательного закрепления пройденных интервалов колоннами обсадных труб. Харак­терные особенности технологии: *возрастание с глубиной температуры и гидростатического давления; "потеря устойчивости пород под действием разности между горным и гидро­статическим давлениями; "увеличение массы бурильной и обсадных колонн; "замедление темпов углубления за счет увеличения вре­мени спуска/подъема бурильной колонны и ухудшения буримости пород; "возрастание потерь энергии при передаче силовых воз действий с поверхности на забой; "необхо­димость отбора керна в больших объемах и проведения внутрискважинных геофизичес­ких исследований.

Для сверхглубокого бурения созданы и применяются буровые установки грузоподъемностью до 11 МН (1100 т) общей мощностью до 18 тыс. кВт с насосами (2-4 шт.) на рабочее давление 40-50 МПа мощностью до 1 600 кВткаждый. Как правило, такие установки имеют электричес­кий привод от источника постоянного тока, что позволяет осуществить бесступенчатое регулирование работы основных механизмов. Спуск/подъем бурильной колонны ведется преимущественно с удлиненными до 37 м «свечами» при максимальной механизации и автоматизации процесса. Установки такого типа производятся такими отечественными производителями, как Уральский завод тяже­лого машиностроения (УЗТМ) и Волгоградский завод буровой техники (ВЗБТ).

Деление буровых установок на установки для глубокого и сверхглубокого бурения определяется многими факторами:

1) технической характеристикой установки; нагрузкой на крюке, давлением и подачей буровых насосов, типом и мощностью главного привода; 2) массой наземного оборудования (как следствие технической характеристики буровой установки); 3) .способом монтажа, демонтажа и транспортировки; 4) временем, затрачиваемым строительство буровой; 5) временем бурения скважины; 6) организацией буровых работ.

При cверхглубоком бурении при­меняют роторный или турбинный способ бурения, возможны оба с поинтервальным чередованием. Первый из них нашел широкое распространение на Западе, второй - в России. Турбинный способ позволяет успешно применять бурильные грубы из легких (тер­мостойкие, алюминиевые)сплавов(ЛБТ). По критерию допустимых напряжений в трубах турбинный способ в сочетании с ЛБТ дает возможность в 1,5-2 раза увеличить глубину бурения по сравнению с роторным способом в сочетании со стальными трубами (СБТ) при той же грузоподъемности. Это преимущество подтверждено практикой бурения Кольской скважины: при ее проводке применялась со­ставная колонна из ЛБТ (низ) и СБТ (верх), примерно 2 ООО м, с использованием алю­миниевых сплавов, которые были в 2,4 раза легче стали. Общая тенденция добычи нефти и газа со все более глубоко залегающих горизонтов может быть проиллюстрирована следующими цифрами. Еще 20 лет назад основная добыча нефти (66%) осуществлялась из самых молодых кайнозойских пород. Из более древних мезозойских пород добывали 19% нефти, а из самых древних палеозойских пород -15%. Сейчас ситуация изменилась: основными поставщиками нефти стали мезозойские породы, на втором месте - породы палеозоя.

Предотвращение искривления сверх­глубоких скважин - важное условие успеш­ной их проводки. Для поддержания сил со­противления движению бурильной колонны и износа обсадных колонн в допустимых пределах стремятся, чтобы интенсивность искривления не превышала 2-3° на 1 км при соблюдении постоянства азимута искрив­ления, а абсолютная величина зенитного угла не превышала 10-12°. Особо жесткие требования предъявляются к вертикальнос­ти верхней части ствола. Для борьбы с кри­визной обычно используют жесткие ком­поновки низа бурильной колонны (КНБК) с полноразмерными центраторами, а при отсутствии должного эффекта - КНБК маятникового типа. В верхней части скважин (до 3-4 км) при бурении ствола большого диаметра успешно применяют реактивно-турбинные буры.

Развитие сверхглубокого бурения в обозримом будущем, по всей видимости, будет основываться на технологии вращательного бурения. По мере увеличения глубин (более 10 км) забойный привод долота будет вытеснять роторный способ, открывая дорогу для реализации принци­пиальных преимуществ бурильных труб из легких металлических сплавов на основе алюминия и титана. В центре внимания, вероятно, окажется термостойкий редукторный турбобур.

Есть планы по бурению 20-ти километровой скважины со дна Тихого океана.

Сверхглубокое бурение недаром сравнивают с покорением космоса. Такие программы, с глобальным размахом, вбирающие в себя все лучшее, чем располагает на данный момент человечество, дают толчок развитию многих отраслей промышленности, техники и в конечном итоге готовят почву для нового прорыва в науке. В таблице 23 приведены сведения о самых глубоких скважинах мира, на рисунке 36 показано расположение сверхглубоких скважие на территории бывшего СССР.

Таблица 23. Самые глубокие скважины мира

Horizontal wells: from bold experiment to traditional technology

Горизонтальное бурение набирает обороты. Все больше скважин бурится с горизонтальным окончанием, либо из вертикальных скважин режутся боковые стволы. Наклонно-направленные скважины используют при разработке морских месторождений с платформ или с берега, в регионах со сложными геологическими условиями, требующими протяженных по длине стволов горизонтальных скважин. Такие скважины имеют сложную пространственную архитектуру, что определяет необходимость применения инновационных технологий, оборудования и квалифицированных кадров. И хотя это требует больших финансовых, материальных расходов, в конечном итоге – значительно увеличивает площадь дренирования продуктивного пласта, что увеличивает дебиты, а значит, прибыли компаний. «Круглый стол» редакции, проведенный методом экспресс-опроса, посвящен этой актуальной проблематике.

The horizontal drilling are gaining momentum. More wells drilled with horizontal bottom or from vertical wells cut sidetracks. Directional inclined wells used in the development of offshore fields or platforms with the shore, in regions with complex geological conditions, requiring extended along the length of the trunks horizontal wells. These wells have a complex spatial architecture that determines the necessity of application of innovative technologies, equipment and qualified personnel. And although it requires considerable financial, material costs, and, ultimately, significantly increases the drainage area of the reservoir, which increases flow rates and, therefore, the profits of companies. «Round table» revision carried out by the method of an opinion poll devoted to this actual issue.

Если в 70 – 80-е годы горизонтальные скважины были редким эпизодом, смелым экспериментом, демонстрацией возможностей техники и технологий, то сейчас это – производственная необходимость и обычная практика бурения скважин. Об этом свидетель­ствует статистика. Так, по итогам первого квартала 2017 г. видно, что большинство нефтяных компаний все больше внимания уделяет горизонтальному бурению, объемы которого занимают более трети от общего метража проходки. Например, в компании ЛУКОЙЛ в общем объеме бурения горизонтальные скважины составляют 35 %, «Роснефти» – 36,9 %, «Газпром неф­ти» – 71 %, «Башнефти» – 76 %, компании «Ру­сс­Нефть» – 89,7 % от общего объема проходки!

КУЛЬЧИЦКИЙ Валерий Владимирович,

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Доктор технических наук, профессор. Исполнительный директор центрального правления Научно-технического общества нефтяников и газовиков имени академика И.М. Губкина, заместитель заведующего кафедрой бурения нефтяных и газовых скважин, директор НИИБТ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
Авторитетный в России специалист в сфере геонавигации и интеллектуальных скважинных систем. Эксперт по промышленной безопасности в нефтяной и газовой промышленности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, член Европейской ассоциации геофизиков и инженеров ЕАГО. Награжден медалью «Автору научного открытия» им. П.Л. Капицы (2003) за развитие теоретических основ создания интеллектуальных скважин.

Назрела потребность обсудить со специалистами актуальные проблемы строительства наклонно-направленных, горизонтальных и многоствольных скважин.
Представляем мнение профессионалов по этой весьма актуальной теме.
В успешной проводке горизонтальных скважин немало слагаемых, пренебрежение любым из которых может осложнить или погубить процесс. Но все-таки самое главное в этой технологии – системы геонавигации, каротажа и телеметрии. И поэтому мы начали наш опрос именно с вопроса о качестве применяемого оборудования.

В.В. КУЛЬЧИЦКИЙ:

«Разработка первых отечественных бескабельных забойных телеметрических систем: ЗИС-4 как аналога MWD–системы и «Забой» как аналога LWD–системы (разработчик ВНИИГИС, г. Октябрьский) финансировалась Министерством геологии, но так и не были востребованы ни геологами, ни нефтяниками-буровиками. После неудачных государственных испытаний ЗИС-4 в 1984 г. на Самотлорском месторождении в буровой бригаде Героя Социалистического Труда Анатолия Дмитриевича Шакшина нефтяники отказались от «электронного надзирателя» наклонно-направленных скважин, субъективно управляемых «кончиком карандаша».

– Как качество оборудования сказывается на результатах горизонтального бурения?
В.В. КУЛЬЧИЦКИЙ, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Как федеральному эксперту Минобрнауки мне довольно часто приходится расследовать инциденты, произошедшие при геонавигации скважин сложной пространственной архитектуры. Могу заключить, что до сих пор «торчат уши» недофинансирования отечественного геонавигационного оборудования, особенно на стадии доводки до промышленных образцов и внедрения в 80 – 90 гг. прошлого столетия. Большая доля непроизводительного времени и аварий приходится именно на отечественные телесистемы.

Разработка первых отечественных бескабельных забойных телеметрических систем: ЗИС-4 как аналога MWD-системы и «Забой» как аналога LWD-системы (разработчик – ВНИИГИС, г. Октябрьский) финансировалась Министерством геологии, но так и не были востребованы ни геологами, ни нефтяниками-буровиками. После неудачных государственных испытаний ЗИС-4 в 1984 г. на Самотлорском месторождении в буровой бригаде Героя Социалистического Труда Анатолия Дмитриевича Шакшина нефтяники отказались от «электронного надзирателя наклонно-направленных скважин, субъективно управляемых кончиком карандаша». Об этом написано в книге: Кульчицкий В. В. Геокосмос (М.: ИЦ РГУНГ, 2013 г. 146 с.).

С.В. КОЛБИН, OАО «Сургутнефтегаз». Качество оборудования является одним из ключевых вопросов при горизонтальном бурении боковых стволов. Отказ любого элемента КНБК приводит к дополнительным затратам. Мы уже не один год работаем совместно с производителями над повышением стойкости долот, увеличением межремонтного периода ВЗД и наработки на отказ телеметрических систем с целью достижения сбалансированной по времени работы «триады» (долото + ВЗД + телесистема), стремясь к тому, чтобы не было неплановых СПО из-за отказов. Практически все оборудование перед отправкой в бригады подвергается тестированию, опрессовкам, обкаткам.
И.А. ЛЯГОВ, компания ООО «Перфобур». Качество является совокупностью основных потребительских свойств любой технической продукции и определяется довольно обширной номенклатурой показателей из различных групп: назначением, надежностью, технологичностью, эргономичностью и т.д.

Поэтому качество оборудования, используемого для строительства горизонтальных скважин, непосредственно сказывается на результатах работы.
Например, в компании ООО «Перфобур» все узлы проходят испытания на стенде, на котором отрабатываются режимы бурения различными долотами и винтовыми забойными двигателями, подбираются фрезы под обсадные колонны различной категории прочности, а также проводится запись траектории пробуренных в песчано-бетонных блоках каналов.

КОЛБИН Сергей Викторович,

ОАО «Сургутнефтегаз»

Сергей Викторович работает начальником Управления по капитальному ремонту скважин и повышению нефтеотдачи пластов открытого акционерного общества «Сургутнеф­тегаз».

М.В. РАКИТИН, компания ООО «ЛУКОЙЛ – Нижневолжскнефть». Вопросы, с учетом специфики нашей компании, я бы, наверное, немного подкорректировал. Ведь мы работаем на морских месторождениях, а бурение горизонтальных скважин на море принципиально отличается от бурения боковых стволов на суше. Поэтому логично добавить вопрос: «Почему бурение на море принципиально отличается от бурения на суше?»
Отвечу: основные причины этого:

С.В. КОЛБИН:

«Качество оборудования является одним из ключевых вопросов при горизонтальном бурении боковых стволов. Отказ любого элемента КНБК приводит к дополнительным затратам».

– повышенные требования к безопасности бурения, эксплуатации и ликвидации скважин на море;
– очень высокие финансовые затраты требуют максимального сокращения времени строительства, что невозможно без использования надежного и высокотехнологичного оборудования мирового уровня;

– на суше разведочных (вертикальных) скважин довольно много, поэтому геологическая и эксплуатационная модель весьма надежная. На море разведочных скважин мало, поэтому при строительстве эксплуатационных скважин дополнительно решается задача доразведки горизонтальными скважинами месторождения.
Мы ведем бурение на Севере Каспия, поэтому ответы на другие вопросы будут связаны с бурением на море.
Геонавигация на наших месторождениях осуществляется удаленно небольшим коллективом, в который входят: геонавигатор, интерпретатор ГИС (петрофизик), геомеханик и супервайзерская служба Закзазчика. Для геонавигации используются сейсмические данные, данные ГТИ и ГИС-бурения (MWD&LWD), по­ступающие в реальном времени при бурении.

А.В. МИХАЙЛОВ:

«Именно благодаря геомеханическому моделированию можно подобрать оптимальную плотность и рецептуру бурового раствора. Также с помощью специалистов Центра технических решений ННБ, совместно с инженерами растворного сервиса, подготавливаются все необходимые гидравлические расчеты с учетом КНБК и бурильного инструмента – для понимания ожидаемой эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП), эффекта свабирования и поршневания, рассматриваются все риски как во время бурения, так и во время спуско-подъемных операций».

Оборудование ГИС-бурения (MWD&LWD) при бурении на море играет очень важную роль. Кроме получения стандартной информации для определения литологии, пористости и характера насыщения надеемся на дополнительные данные, поэтому на море все шире начинаем использовать специальные методы ГИС-бурения (MWD&LWD): ГДК с отбором проб, ЯМК.
А.В. МИХАЙЛОВ, компания Халлибуртон. Бурение скважин, в частности горизонтальных, всегда связано с большими перегрузками и вибрационным воздействием вследствие несовершенства качества ствола, больших пространственных интенсивностей, разниц диаметров внутрискважинного оборудования и бурильного инструмента. Нужно также учитывать факт влияния бурового раствора, больших давлений и температуры. Безусловно, к качеству оборудования ННБ и каротажа во время бурения (LWD) всегда предъявлялись высокие требования. Так как любой отказ данного оборудования всегда влечет за собой незапланированные смены КНБК и спуско-подъемные операции, что в целом влияет на срок строительства скважин, тем самым увеличивая затраты компаний-операторов.
Любое оборудование ННБ должно пройти определенный цикл проверок и тестов на стадии разработки. Оно подвергается всем возможным механическим тестам, таким, как проверка на изгиб, кручение; проходит испытания на вибрационном и гидравлическом стенде. После чего уже имеет право проходить полевые испытания. Только после полевых испытаний оборудование получает сертификат или паспорт, подтверждающие работо­способность в сложных горно-геологических условиях.

– Геонавигационные системы каких производителей вы используете? Чем они привлекают вас: ценой, простотой в эксплуатации и обслуживании, надежностью, рабочим ресурсом?
В.В. КУЛЬЧИЦКИЙ. Эра освоения Западной Сибири высокотехнологичной отечественной геонавигацией нефтяных скважин сложной пространственной архитектуры началась 15 июля 1990 г., когда на Самотлорском месторождении пробурили за 30 суток и ввели в эксплуатацию скважину с длиной горизонтального ствола 209 м в коридоре пласта AB1+2 («рябчик») трудноизвлекаемой нефти. Дебит в 2 – 7 раз превысил соседние скважины с вертикальным вскрытием пласта!!!
Немного теории для понимания сложности технологии.
Геонавигация – составная и определяющая часть геонавтики – является научным направлением, в рамках которого ставятся и решаются технологические, аппаратные и программные задачи управления траекторией ствола скважины во взаимосвязи с исследованием околоскважинного пространства и воздействием на него в процессе бурения. Об этом написано в книге: Кульчицкий В.В. Геонавигационные технологии проводки наклонно-направленных и горизонтальных скважин (М.: ВНИИОЭНГ, 2000. 351 с.).
Геонавигация – высокотехнологичный сегмент разработки «сланцевой» нефти. Для разработки нефтяных залежей стволами значительной протяженности и площади охвата нефтяного пласта требуются надежные интеллектуальные и кибернетизированные КНБК с ресурсом работы до 1000 часов, обеспечивая одним рейсом долота до 10000 м. К разработке многофункцио­нального интеллектуального забойного оборудования на основе бурильного инструмента со встроенным силовым кабелем и вентильного электробура приступило ООО «НОВОБУР» (г. Пермь), что революционизирует технику и технологию бурения горизонтальных и многозабойных скважин – основу бурно развивающейся геонавигации.

ЛЯГОВ Илья Александрович,

ООО «Перфобур»

Кандидат технических наук по специальности «Технология бурения и освоения скважин».
Закончил аспирантуру в «Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» (г. Санкт-Петербург).
Выпускник кафедры Нефтегазопромыслового оборудования Уфимского государственного нефтяного Технического университета. Проходил обучение во Фрайбергской горной академии (Германия).
Специалист в области закачивания скважин, вторичного вскрытия ПЗП. В настоящее время занимает должность главного инженера в компании ООО «Перфобур», занимающейся разработкой новой технологии радиального бурения.

Сланцевая нефть – нефть, которая добывается из сланцевых залежей, образованных из растительных и животных остатков, находящихся в твердом или в жидком состоянии в низкопроницаемых породах (Tight Oil).
Нефтематеринские породы – непроницаемые в реальном времени осадочные породы, способные в определенных геологических условиях и времени (миллионы лет) выделять свободные углеводороды, образованные в процессе диа- и катагенетических преобразований заключенного в них рассеянного органического веще­ства, когда общепринятые технологии дают коэффициент извлечения нефти (КИН) – от 0 до 1 – 3 %.
Каждой сланцевой формации соответствует определенная зрелость органического вещества (ОВ) – (определенные термобарические условия, пребывание в определенной стадии мезокатагенеза  – «окне нефтегазогенерации»). Необходимо создать в горном пространстве условия, при которых из керогена нефтематеринской породы генерируются подвижные углеводороды. Выявление закономерностей осадконакопления отложений баженовской свиты (БВ) определяет стратегию геонавигации скважин и пространственную архитектуру многозабойных наклонно-направленных и горизонтальных стволов. Зависимость фильтрационно-емкостных свойств горных пород от текстурно-структурных особенностей, сложившихся в процессе осадконакоплений, и постседиментационных преобразований исходных горных пород определяет тактику геонавигации многозабойных скважин.

Пример геореактора показывает тренд развития геонавигации в мире в целом и в России в частности. Это высокотехнологичное инновационное освоение подземного пространства (геокосмоса) стволами скважин значительной протяженности и площади охвата. Протяженность ствола скважины, а не глубина стала параметром мировых рекордов при освоении недр! Недра – то есть геокосмос наряду с подводным, воздушным и безвоздушным является четвертым видом пространства – подземным, в котором все активнее осуществляется деятельность человека, что, несомненно, приводит к изменению структур производства и потребления. Значительное сопротивление горных пород передвижению машин и механизмов, наличие больших давлений и температур предъявляют специфические требования к техническим средствам и технологиям, способным обеспечить активную деятельность человека в подземном пространстве.
С.В. КОЛБИН. Мы работаем с телеметрическими системами различных типоразмеров с гидравлическим, кабельным и электромагнитным каналами связи, а также с комбинацией двух последних, в зависимости от решаемых задач, например: какая промывочная жидкость применяется, биополимерный раствор, или, если работы производятся на депрессии, аэрированная азотом нефть. Комбинированный канал передачи данных уникален, разработан производителем по нашему техническому заданию.
И.А. ЛЯГОВ. В своей Технической Системе (ТС) «Перфобур» мы планируем использовать автономную (а в перспективе – оборудованную on-line каналом связи) телесистему отечественного производства, выпускаемую компанией АО «СКБ «ПН».

РЕДАКЦИЯ:

«В связи с тем, что общий фонд скважин в России вступает в период падающей добычи, необходимость будет подталкивать к масштабной разработке баженовской свиты, территория которой распространяется в Западной Сибири на площади около 1 млн км 2 с огромными запасами – до 140 млрд тонн нефти».

Сегодня ведется запись траектории каналов, пробуренных на нашем оборудовании с использованием ТС «Перфобур». Это позволяет многократно входить в уже пробуренный канал для исследований, интенсификации и в дальнейшем – для его капитального ремонта.
АО «СКБ «ПН» (г. Санкт-Петербург) заинтересовал нас тем, что специалисты данного поставщика первыми откликнулись на предложение по разработке малогабаритного автономного феррозондового инклинометра (диаметром 36 мм и длиной менее метра – в герметичном корпусе), способного работать в каналах с радиусом кривизны менее 7 метров.
М.В. РАКИТИН. В нашей практике бурения на море используется оборудование ГИС-бурения (MWD&LWD) компании Schlumberger.
А.В. МИХАЙЛОВ. Сперри Дриллинг Сервисез как департамент наклонно-направленного бурения сервисной компании Халлибуртон имеет геонавигционные системы собственного производства. В частности мы обладаем высокотехнологичным прибором ADR – азимутальным датчиком глубокого измерения удельного сопротивления. Он является прекрасным решением для оптимизации проводки траектории ствола скважины, максимального повышения добычи и продления срока эксплуатации скважины.
Прибор ADR сочетает в себе датчик направленного бурения глубокого проникновения с традиционным мультичастотным компенсированным датчиком удельного сопротивления. Глубокие измерения (до 6 метров), имиджи с высоким разрешением позволяют получать ранние предупреждения от приближения к границам пласта до выхода из продуктивной зоны, позволяя сохранять положение скважины в наиболее продуктивной части пласта.
Как и все приборы компании Халлибуртон, ADR имеет большую надежность и специальный дизайн, разработанный для бурения горизонтальных скважин различной сложности.

– Какие компоновки низа бурильной колонны при строительстве горизонтальных скважин, зарезке боковых стволов вы применяете?
С.В. КОЛБИН. Кроме упомянутых выше телесистем при проводке боковых стволов применяем ВЗД (в габаритах от 73 до 127 мм) и долота диаметром от 85 до 142,9 мм, как отечественных, так и зарубежных производителей. Использование РУС широкого распространения не получило, поскольку боковые стволы проводятся, в основном, на разбуренных, «старых» месторождениях.

И.А. ЛЯГОВ:

«В настоящее время в России существуют технологии для строительства многоствольных скважин, способные конкурировать с компаниями «Большой четверки».

И.А. ЛЯГОВ. В составе компоновки низа бурильной колонны ТС «Перфобур» мы используем специальные малогабаритные винтовые забойные двигатели с одним или двумя углами перекоса, устройство регулирования осевой нагрузки, способное работать как в режиме демпфера, так и асциллятора, долота типа PDC малого диаметра (58 – 60 мм), а также центраторы, места установки и диаметры которых подбираются в зависимости от требуемых параметров траектории каналов. В компоновку может быть включен автономный инклинометр.
М.В. РАКИТИН. Используются ВЗД, долота и РУС компании Schlumberger. Модули аппаратуры ГИС-бурения (MWD&LWD) входят в компоновку (КНБК) и используются на всех этапах строительства эксплуатационной скважины.

А.В. МИХАЙЛОВ. Специалистами Центра технических решений наклонно-направленного бурения (Solution Engineering) нашей компании КНБК проектируется и подбирается индивидуально для каждой горизонтальной скважины. Это делается для того, чтобы максимально удешевить стоимость компоновки, но при этом полностью решить поставленные Заказчиком задачи. Во время проектирования дизайна КНБК учитываются такие основные аспекты, как максимальная пространственная интенсивность скважины, ее отход от устья, протяженность горизонтального участка, возможная извилистость и кавернозность. На первой стадии производятся расчеты механических нагрузок на КНБК и бурильный инструмент – для понимания возможности образования искривления в колонне, что дает понимание о возможности наклонно-направленного бурения. На основании такого анализа делается вывод о целесообразности использования РУС в КНБК.

РАКИТИН Михаил Владиславович,

ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»

Михаил Владиславович более 35 лет работает в каротаже. Выпускник Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова. Имеет опыт работы полевым инженером на российском и зарубежном оборудовании. Обрабатывал и интерпретировал данные ГИС, ПГИ и ГДИ на территориях Каспийской впадины, Западной Сибири и Тимано-Печорской газонефтяной провинции. В 2006 г. защитил кандидатскую диссертацию Усовершенствование интерпретации данных импульсного нейтронного каротажа с аппаратурой PDK-100 в условиях терригенного разреза Западной Сибири».
С 2010 г. и по настоящее работает ведущим геофизиком отдела мониторинга разработки нефтяных и газовых месторождений и повышения нефтеотдачи пластов. Участвует в планировании, мониторинге и оценке достоверности данных ГТИ, ГИС-кабель, ГИС-бурения (MWD&LWD) строящихся эксплуатационных и разведочных скважин. Кроме этого работает с материалами ПГИ горизонтальных скважин, оптоволоконных систем и трассерных исследований.

Отдельно ставятся задачи по геофизическим и петрофизическим измерениям во время бурения. В данный момент минимальный набор LWD-приборов включает в себя гамма-каротаж и каротаж УЭС, которые в большинстве случаях позволяют решать задачи геонавигации и получать минимальный набор геофизичесих данных.
Большинство компаний-операторов стараются заменить ГИС на кабеле оборудованием LWD, которое не уступает по качеству данных и в некоторых случаях показывает более реальную картину. Поэтому сейчас распространены такие методы, как акустический каротаж, гамма-гамма плотностной и нейтронный каротажи, боковой каротаж.

– Системы MWD/LWD требуют высокой квалификации пользователей. Где и как учатся, проходят тренинги буровики, способные с ювелирной точностью проводить стволы в определенную геологами точку или провести протяженный ствол по продуктивному пласту, особенно если он маломощный?
С.В. КОЛБИН. Обучение инженеров, ремонтирующих и эксплуатирующих телесистемы, на начальном этапе проводилось в учебных центрах производителей оборудования. Сейчас, в основном, обучение проводится на рабочих местах, в телеметрических партиях и лаборатории по ремонту телесистем силами ведущих специалистов инженерно-телеметрической службы. Квалификацию наших специалистов можно оценить как очень высокую.

М.В. РАКИТИН:

«На море, к сожалению, мы существенно отстаем. Наиболее слабо в области ГИС-бурения (MWD&LWD) мирового уровня закрыты секции, которые бурятся долотами 311 мм и более. Кроме ГК, ЭК и инклинометрии здесь практически ничего нет. Поэтому большинство работает с ГИС-кабелем. Здесь именно Россия может сделать прорыв, так как требуются нестандратные подходы».

И.А. ЛЯГОВ. Специалисты компании ООО «Перфобур» используют методики ВНИИБТ, УГНТУ, БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть для получения аналитических зависимостей, устанавливающих закономерности геометрических параметров малогабаритных компоновок Технической Системы «Перфобур» с кривизной канала, на основании которой строятся профили каналов с различными радиусами кривизны для бурения сети разветвленных каналов в маломощных пластах.
М.В. РАКИТИН. Системы ГИС-бурения (MWD&LWD) для решения задач геонавигации требуют высокой квалификации пользователей. С аппаратурой ГИС-бурения (MWD&LWD) для получения всей необходимой информации работают специалисты компании Schlumberger. Контроль входной информации и геонавигация с изменением траектории в реальном времени осуществляется под руководством специалистов Заказчика. Насколько мне известно, специалистов-геонавигаторов у нас пока не готовят.

А.В. МИХАЙЛОВ. В нашей компании существует большое количество курсов для повышения квалификации, как с инструкторами в учебных центрах США и России, так и онлайн, которые можно пройти в свободное время из любой точки мира, имея только Интернет. Данные курсы являются обязательным требованием для развития персонала в компании. Еще один эффективный способ повысить квалификацию – обмен опытом на проектах других локаций компании. Это позволяет увидеть новые грани и особенности работы сервисных компаний на других континентах, с разным менталитетом и подходом к  работе. Такой опыт позволяет привнести что-то новаторское на российских проектах.
Халлибуртон уделяет большое внимание обучению и повышению квалификации своих сотрудников, так как понимает, что любая ошибка и непрофессионализм могут вылиться для Заказчика в непроизводительное время (НПВ), отказ оборудования ННБ или MWD/LWD, недостижение геологических целей Заказчика.

В связи с тем, что общий фонд скважин в России вступает в период падающей добычи, необходимость будет подталкивать к масштабной разработке баженовской свиты, территория которой распространяется в Западной Сибири на площади около 1 млн км 2 с огромными запасами – до 140 млрд тонн нефти. Поскольку баженовская свита отличается низкой проницаемостью коллекторов, то и разбуривать ее необходимо горизонтальными скважинами с последующим гидроразрывом пластов (опыт США, Канады и других стран).

С.В. КОЛБИН:

«Целесообразность бурения горизонтальных боковых стволов определяется как ожидаемым приростом дебитов скважин, возможностью увеличения КИН пласта и месторождения, так и окупаемостью вложений. На месторождениях Восточной Сибири, в условиях низких пластовых давлений, при бурении на депрессии с использованием в качестве промывочной жидкости аэрированной азотом нефти, мы проводим из каждой скважины по два горизонтальных участка длиной по 500 метров, что позволило значительно увеличить дебиты».

– Готовы ли мы, на ваш взгляд, технически и технологически к освоению этих природных богатств, особенно в условиях санкций?
В.В. КУЛЬЧИЦКИЙ. Керогенносодержащая порода баженовской свиты является неколлектором, ее основу слагают силициты, перемеживающиеся с пропластками глин. Напряженное состояние массива пород подтверждается выпучиванием и растрескиванием кернового материала. Следовательно, техногенным воздействием возможно освобождать энергию горной породы и запускать механизм трещинообразования в околоскважинном пространстве направленной разгрузкой пласта (НРП) в сочетании с ГРП в горизонтальных скважинах с большой площадью охвата искусственно созданной в породе разветвленной си­стемой трещин, которая и будет выполнять функции коллектора в БС. Структура предмета воздействия как единичного микропространства – сложная и методы воздействия на него должны быть многообразными, в т. ч. и с геонавигационными технологиями, обеспечивающими охват залежи боковыми стволами сообразно законам ее формирования. При многообразии вторичных методов воздействия (термические, химические, физические) главным является максимальное приближение и позиционирование траектории ствола скважины с учетом структурно-текстурных характеристик отложений БС.
Эффективное извлечение нефти в промышленном масштабе из нефтематеринских горных пород БС, обладающх большими геологическими запасами, представляется невозможным без применения геонавигационных технологий строительства скважин сложной пространственной архитектуры в сочетании с термическими методами.
Идея разработки технологий, ускоряющих процессы выделения ОВ в нефть, заключается в создании соответствующих термодинамических условий посредством скважинного сооружения сложной пространственной архитектуры – подземного реактора.
Авторским коллективом (Кульчицкий В.В., Щебетов А.В., Гутман И.C., Фомкин А.В., Боксерман А.А., Саакян М.И.) создан способ разработки многопластовой неоднородной залежи баженовской свиты с целью повышения нефтеотдачи залежи за счет ввода в разработку пропластков-неколлекторов нефтематеринской толщи БС [Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения. Патент на изобретение RU № 2567918 от 02.12.2014]. На примере запатентованной скважины-геореактора показано, что эффективное извлечение нефти в промышленных масштабах из нефтематеринских отложений БС организацией на большой площади охвата процесса пиролиза без геонавигационных технологий строительства скважин сложной пространственной архитектуры представляется невозможным. Геореактор – природно-техногенное сооружение для термического освобождения нефти из автохтонных углеводородов, генетически связанных с исходным органическим веществом и находящихся в запечатанных порах нефтематеринских горных пород, образованных при переходе части твердой органики в жидкую.

МИХАЙЛОВ Александр Владимирович,

компания Халлибуртон

Александр Михайлов является руководителем службы технических решений (Solution Engineering) подразделения по наклонно-направленному бурению Sperry Drilling компании Халлибуртон в России с 2015 г. В данную службу входят такие направления, как оптимизация ННБ, геонавигация, интерпретация данных LWD, сервис корректировки замеров.
Александр – выпускник Российского Геологоразведочного университета им. С. Орджоникидзе по специальности «Геофизические исследования скважин». Свою профессиональную карьеру в нефтегазовом сервисе начал как инженер-телеметрист в 2008 г., потом работал как инженер ННБ и ведущий специалист технической поддержки ННБ.

С.В. КОЛБИН. Баженовские отложения – перспективная ресурсная база ОАО «Сургутнефтегаз». Опыт проводки боковых стволов в бажене у нас есть. Другое дело, как и где бурить эти стволы, какой способ вызова притока применять. Тут необходима совместная работа с геологами, практическая апробация теоретических представлений.
И.А. ЛЯГОВ. В настоящее время в России существуют технологии для строительства многоствольных скважин, способные конкурировать с компаниями «Большой четверки».
А.В. МИХАЙЛОВ. Баженовская свита до сих пор полностью не исследована. Не существует определенных подходов и технологий для ее разработки. Это подтверждают большинство компаний-оперататоров. На данный момент запасы баженовской свиты нерентабельны в условиях существующих как российских, так и иностранных технологий. Нельзя провести полную аналогию между нетрадиционными запасами России и США либо Канады, поэтому не все технологии североамериканских компаний подходят под наши условия.

– Насколько импортозамещение обеспечивает потребности российского рынка в геонавигационном оборудовании, станциях каротажа, роторно-управляемых системах, системах верхнего привода и т.д.?
В.В. КУЛЬЧИЦКИЙ. Создание геонавигационных технологий, которые обеспечат Россию углеводородным сырьем на сотни лет, всегда экономически оправдано.
Проблема на пути развития геонавтики, как научно-промышленной основы геонавигации, связана с высокими технологиями, создаваемыми на основе фундаментальных исследований и открытий. Прерванная вековая связь академической науки с отраслевой нанесла непоправимый ущерб отраслевым институтам, которые всегда были мостом, соединяющим промышленность, академическую и вузовскую науку. В России полностью погибли десятки отраслевых нефтегазовых НИИ, а численность оставшихся сократилась многократно, раздробившись на тысячи малых предприятий. Утрачены экспериментальные заводы и установки, деградировали научно-лабораторные базы и КБ. Академические институты в попытке решения финансовых проблем растратили четверть века на бесперспективную интеграцию с нефтегазокорпорациями, минуя отраслевые институты. «Мосты» между академической наукой и промышленностью – государственные отраслевые институты – сожжены. Системная связь институтов РАН с нефтегазодобывающей отраслью заменена околонаучной деятельностью частных центров и НИИ неф­тегазовых корпораций, где административная власть управляет научными подразделениями. Без восстановления системы отраслевых институтов как проводников академической науки в нефтегазовую практику невозможно реализовать призыв В.В. Путина на Совете при Президенте РФ по науке и образованию 21.01.2016 г.: «…Наличие собственных передовых технологий – это ключевой фактор суверенитета и безопасности государства, конкурентоспособности отечественных компаний, важное условие роста экономики и повышения качества жизни наших граждан…» (цитата по еженедельной газете научного сообщества МГТУ им. Н.Э. Баумана «Поиск», № 18 – 19 от 13.05.2016).

И.А. ЛЯГОВ:

«Экономическая эффективность строительства скважины зависит от качества гидродинамической связи продуктивного пласта с пробуренной скважиной. Если рассматривать бурение на новом месторождении, то горизонтальный канал (конечно, оптимальной длины) позволяет построить скважину с более эффективной площадью фильтрации, а следовательно, и добыть больше нефти с меньшими эксплуатационными затратами, но с большими затратами на бурение, связанными с необходимостью использования дорогостоящего современного (инновационного) оборудования».

С.В. КОЛБИН. В основном, мы используем отечественные клинья-отклонители, фрезеры, долота, винтовые забойные двигатели, верхние силовые приводы, оборудование для заканчивания скважин.
И.А. ЛЯГОВ. В последние годы, в связи с потребно­стью импортозамещения, ряд ведущих российских компаний занимаются разработкой роторно-управляемых систем, современных инклинометрических телесистем радиального бурения. Одной из таких компаний является АО «СКБ «ПН», специалисты которой успешно справляются с потребностями рынка в качественном оборудовании.
М.В. РАКИТИН. На море, к сожалению, мы существенно отстаем. Наиболее слабо в области ГИС-бурения (MWD&LWD) мирового уровня закрыты секции, которые бурятся долотами 311 мм и более. Кроме ГК, ЭК и инклинометрии здесь практически ничего нет. Поэтому большинство работает с ГИС-кабелем. Здесь именно Россия может сделать прорыв, так как требуются нестандратные подходы. Более подробно по этому вопросу можно прочитать в статье С.Ю. Штуня, М.В. Ракитина – «Можно ли обогнать зарубежные компании в области ГИС-бурения (MWD&LWD)?» в вашем специализированном журнале «Бурение и нефть» в № 10 (октябрь) 2016 г.
А.В. МИХАЙЛОВ. Насколько мне известно, несколько российских компаний и бюро уже продолжительное время ведут разработки высокотехнологичного оборудования ННБ и MWD/LWD в рамках программы импортозамещения. Однако уровень такого оборудования пока уступает иностранным аналогам как в плане надежности, так и в плане функционала. Поэтому на данный момент однозначно можно сказать, что отечественное оборудование не может охватить все потребности нефтегазовых компаний.
– Горизонтальные скважины, как правило, более подвержены обвалам и осыпям породы, поэтому требуют тщательного подбора рецептуры буровых растворов. Какие буровые растворы используете вы?
С.В. КОЛБИН. Для предупреждения осложнений при бурении боковых стволов мы применяем высокоингибированный хлоркалиевый биополимерный раствор, подбираем рецептуры в зависимости от состояния пласта, непосредственно в бригадах КРС круглосуточно контролируем до 15 параметров БПР.
И.А. ЛЯГОВ. Реологические свойства и технологические параметры промывочной жидкости, безусловно, имеют важное значение в процессе разрушения горной породы, работы ВЗД, фрез и долот. Для обеспечения достаточной выносящей способности технология разветвленно-направленного (радиального) бурения «Перфобур» использует специальные растворы, например, безглинистый биополимерный ингибированный буровой раствор рецептуры ООО «Перфобур».
М.В. РАКИТИН. Для бурения длинных горизонтальных стволов используются растворы на нефтяной основе.
А.В. МИХАЙЛОВ. Очевидно, что для снижения вероятности возникновения вышеупомянутых проблем необходим более глубокий и широкий анализ на стадии планирования скважин. А для того чтобы достичь наилучших результатов, необходим мультидисциплинарный подход к решению сложных технических задач. Геомеханическое моделирование является неотъемлемой частью такого подхода. Сейчас именно благодаря геомеханическому моделированию можно подобрать оптимальную плотность и рецептуру бурового раствора. Также с помощью специалистов Центра технических решений ННБ, совместно с инженерами растворного сервиса, подготавливаются все необходимые гидравлические расчеты с учетом КНБК и бурильного инструмента – для понимания ожидаемой эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП), эффекта свабирования и поршневания, рассматриваются все риски как во время бурения, так и во время спуско-подъемных операций. Имея возможность получать данные по внутреннему и затрубному давлению во время бурения в реальном времени с датчиков LWD, можно корректировать параметры раствора своевременно, избегая катастрофических последствий.

– Всегда ли экономически оправдано бурение горизонтальных скважин? Насколько они дороже вертикальных и есть ли ощутимая разница между дебитами горизонтальных и вертикальных скважин при высокой проницаемости пласта?
С.В. КОЛБИН. Целесообразность бурения горизонтальных боковых стволов определяется как ожидаемым приростом дебитов скважин, возможностью увеличения КИН пласта и месторождения, так и окупаемостью вложений. На месторождениях Восточной Сибири, в условиях низких пластовых давлений, при бурении на депрессии с использованием в качестве промывочной жидкости аэрированной азотом нефти, мы проводим из каждой скважины по два горизонтальных участка длиной по 500 метров, что позволило значительно увеличить дебиты. Более того, при бурении зачастую получаем притоки нефти.
И.А. ЛЯГОВ. Экономическая эффективность строительства скважины зависит от качества гидродинамической связи продуктивного пласта с пробуренной скважиной. Если рассматривать бурение на новом ме­сторождении, то горизонтальный канал (конечно, оптимальной длины) позволяет построить скважину с более эффективной площадью фильтрации, а следовательно, и добыть больше нефти с меньшими эксплуатационными затратами, но с большими затратами на бурение, связанными с необходимостью использования дорогостоящего современного (инновационного) оборудования.
А если рассматривать скважины, находящиеся на поздней стадии эксплуатации, то, на наш взгляд, наиболее оптимальным является строительство сети разветвленных каналов малого диаметра и радиуса кривизны, позволяющее эффективно вскрывать пласты малой мощности и преодолевать загрязненные призабойные зоны пласта (ПЗП), образовавшиеся при его первичном вскрытии.
М.В. РАКИТИН. На море для эксплуатации бурятся практически только горизонтальные скважины. Уже в конце прошлого века стали использовать подводное устьевое оборудование горизонтальных скважин.
ГИС-бурение (MWD&LWD) все шире начинает использоваться и в разведочных скважинах на море.
А.В. МИХАЙЛОВ. Данный вопрос не первый год интересует все нефтегазовые компании. Существует много научных работ, доказывающих, что горизонтальные скважины окупаются быстрее вертикальных и наклонно-направленных, при том что стоимость горизонтальной скважины на 15 – 20 % дороже. Горизонтальные скважины предоставляют гораздо большие возможно­сти воздействия различными методами на пласты, чем вертикальные или наклонно-направленные.
Сегодня бурение на нефть и газ происходит в недосягаемых зонах, где порой невозможна отсыпка куста непосредственно над объектом разработки либо требует больших финансовых затрат – для строительства дополнительных дорог, обеспечения транспортного сообщения. В подобных условиях бурением вертикальных скважин просто невозможно попасть в геологические цели. И тогда горизонтальное бурение – единственно возможный способ добраться до продуктивных пластов.

Профиль горизонтальной скважины состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей части и горизонтального участка.

Геометрия направляющей части профиля горизонтальной скважины зависит от следующих факторов:

горно-геологических условий бурения, структуры и литологии горных пород, расположенных непосредственно над вскрываемым продуктивным пластом;

конструкции скважины;

протяженности горизонтального участка;

статического уровня пласта;

мощности продуктивного пласта;

возможности применения существующей технологии горизонтального бурения. При проектировании горизонтальных скважин используются профили с большим, средним, коротким и ультракоротким радиусами кривизны, а также комбинированный профиль.

Скважины с горизонтальным участком протяженностью свыше 500 м в целях снижения сил сопротивления при перемещении бурового инструмента в скважине, а также создания достаточной нагрузки на долото целесообразно проектировать с большим радиусом кривизны. При этом используются профили 1, 2 и 5 (рис. 8.2.1).

Проводка отдельных участков профиля 2 или 5 горизонтальных скважин может осуществляться неориентированно, т.е. с применением КНБК, что существенно упрощает технологию бурения таких скважин и сокращает время на проведение инклинометрических работ. Однако КНБК могут использоваться только при бурении таких горных пород, в которых обеспечивается надежная их работа в части устойчивости на проектной траектории. Это следует учитывать при проектировании горизонтальных скважин с большим радиусом кривизны.

При проводке горизонтальных скважин по среднему радиусу кривизны существенно повышается по сравнению с профилем с большим радиусом кривизны точность вскрытия продуктивного пласта и, следовательно, точность проводки горизонтального участка в самом пласте. Достижимая протяженность горизонтального участка для профиля со средним радиусом кривизны составляет 800--1000 м.

Для проектирования со средним радиусом кривизны используются преимущественно профили 1, 2, 3, реже 4 и 5 (см. рис. 1).

Рис. .1. Профили горизонтальных скважин

Тангенциальный участок включается в тех случаях, когда требуется обеспечить конечное отклонение направляющего участка профиля от вертикали на проектной глубине, превышающее радиус кривизны участка увеличения зенитного угла, а также для проектирования горизонтальных скважин на месторождениях, где не отработана технология ориентированного бурения и поэтому велика вероятность отклонения фактического профиля от проектного. В последнем случае скважину можно пробурить, не изменяя конструкцию отклонителя, увеличив или сократив длину тангенциального участка профиля.

При проектировании горизонтальной скважины со средним радиусом кривизны проектную интенсивность увеличения зенитного угла принимают на 10-20% меньше максимальной интенсивности увеличения зенитного угла, обеспечиваемой имеющимся в распоряжении буровой организации отклонителем.

Профили с малым и ультрамалым радиусами кривизны используются для проектирования профиля дополнительного ствола скважины, бурение которого производится из вырезанного участка обсадной колонны, а также для вскрытия горизонтальным стволом маломощных продуктивных пластов. Такие скважины проектируются преимущественно по профилю (см. рис. 8.2.1).

Когда радиусы кривизны интервалов забуривания и выведения ствола скважины на проектное направление из-за особенностей технологии проводки этих интервалов существенно отличаются друг от друга, то используют профиль 2 (см. рис. 8.2.1).

При бурении по малому радиусу кривизны протяженность горизонтального участка меньше, чем при бурении по среднему и большому радиусам кривизны.

Строительство горизонтальных скважин по короткому, а тем более по ультракороткому радиусу невозможно без комплекса специального бурового инструмента, бурильных труб, а также измерительной техники.

Однако при бурении горизонтальных скважин по малому и ультрамалому радиусам обеспечивается наибольшая по сравнению с другими типами профиля точность вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом, что делает его весьма перспективным для разработки маломощных многопластовых залежей нефти или газа.

В тех случаях, когда кровля продуктивного пласта представлена неустойчивыми горными породами, требующими перекрытия их обсадной колонной, используют комбинированный профиль горизонтальной скважины, у которого верхние интервалы проектируются по большому радиусу кривизны, а нижние - по среднему или малому.

Существуют два способа горизонтального бурения на нефть и газ. Первый (распространён в США) представляет собой прерывистый процесс проводки скважин с использованием роторного бурения (применяется с начала 20 века). При этом способе с забоя скважины долотом меньшего диаметра, чем диаметр ствола скважин, забуривается углубление под углом к оси скважины на длину бурильной трубы (рис. 2.6) с помощью съёмного или несъёмного клинового либо шарнирного устройства (рис. 2.7, рис. 2.8).

Рис. 2.6.

Рис. 2.7.

Рис. 2.8.

Полученное таким образом направление углубляется и расширяется. Дальнейшее бурение ведётся долотом нормального диаметра с сохранением направления с помощью компоновки низа бурильной колонны, оснащённой стабилизаторами.

Второй способ, предложенный P. A. Иоаннесяном, П. П. Шумиловым, Э. И. Тагиевым и M. T. Гусманом в начале 40-x гг. 20 в., основан на использовании турбобура либо др. забойного двигателя. Этот способ представляет собой непрерывный процесс набора искривления и углубления скважины долотом нормального диаметра. При этом способе для набора искривления используется такая компоновка низа бурильной колонны, при которой на долото в процессе бурения действует сила, перпендикулярная его оси (отклоняющая сила). B этом случае весь процесс наклонно-направленного бурения сводится к управлению отклоняющей силой в нужном азимуте. Создание отклоняющей силы может осуществляться различными путями. Если турбобур односекционный, то для получения необходимой отклоняющей силы достаточно иметь над турбобуром переводник с перекошенными резьбами, либо искривлённую бурильную трубу (рис. 2.9).

Рис. 2.9.

При пропуске турбобура в скважину изогнутая часть компоновки над турбобуром за счёт упругих деформаций стремится выпрямиться, а в сечении изгиба возникает момент силы. Отклоняющая сила в этом случае равняется моменту силы, разделённому на расстояние от сечения изгиба до долота. Интенсивность набора угла искривления при описанной выше компоновке будет невысокой, а предельный угол искривления - менее 30°. Для более интенсивного набора искривления сечение изгиба, где возникает момент упругих сил, переносят ближе к долоту. Для этой цели применяются специальные шпиндели и турбобуры. Так как при таких шпинделях резко увеличивается отклоняющая сила, то интенсивность набора угла искривления и предельная величина искривления существенно увеличиваются.

На интенсивность набора угла искривления влияет также частота вращения долота и скорость подачи бурильной колонны в процессе бурения. Чем выше частота вращения долота и чем меньше скорость подачи бурильной колонны, тем интенсивнее, под действием отклоняющей силы, происходит фрезерование стенки скважины и тем интенсивнее искривление. Наибольшая интенсивность искривления может быть получена при применении в нижней части турбобура эксцентричного ниппеля, который позволяет выводить ствол скважины в горизонтальное положение.

Прямолинейные наклонные участки ствола скважины бурятся с компоновками, оснащёнными стабилизаторами. Ориентирование отклоняющей силы в нужном азимуте может осуществляться визирным спуском бурильной колонны либо с помощью инклинометра при установке над турбобуром диамагнитной трубы и магнитным устройством, расположенным в плоскости действия отклоняющей силы. Указанные методы ориентирования отклоняющей силы должны учитывать угол закручивания бурильной колонны, возникающий из-за реактивного момента турбобура, что в некоторой степени отражается на точности ориентирования. B 80-x гг. распространяются системы телеконтроля, позволяющие в процессе бурения контролировать направление действия отклоняющей силы. За рубежом при наклонно-направленном бурении интервалы набора искривления и выправления кривизны осуществляются в основном турбобурами либо объёмными двигателями, прямолинейные интервалы ствола бурятся роторным способом.

Отклонители

Назначение отклоняющих устройств -- создание на долото отклоняющего усилия или наклона оси долота к оси скважины в целях искусственного искривления ствола скважины в заданном или произвольном направлении. Их включают в состав компоновок низа бурильных колонн. Они отличаются своими особенностями и конструктивным выполнением.

В турбинном бурении в качестве отклоняющих устройств применяют кривой переводник, турбинные отклонители типа ТО и ШО, отклонитель Р-1, отклонитель с накладкой, эксцентричный ниппель и др.; в электробурении -- в основном механизм искривления (МИ); в роторном бурении -- отклоняющие клинья, шарнирные отклонители и др. Рассмотрим некоторые отклонители.

Кривой переводник (рис. 2.10) -- это наиболее распространенный и простой в изготовлении и применении отклонитель при бурении горизонтальных скважин. Он представляет собой толстостенный патрубок с пересекающимися осями присоединительных резьб. Резьбу с перекосом 1...40 нарезают в основном на ниппеле, в отдельных случаях -- на муфте. Кривой переводник в сочетании с УБТ длиной 8... 24 м крепят непосредственно к забойному двигателю. Отклонитель Р-1 (рис. 2.11) выполняется в виде отрезка УБТ, оси присоединительных резьб которой перекошены в одной плоскости и в одном направлении относительно ее оси. Отклонитель Р-1 предназначен для набора зенитного угла до 90° и выше, изменения азимута скважины, зарезки нового ствола с цементного моста и из открытого ствола.

Рис. 2.10.

Отклонитель с накладкой -- это сочетание кривого переводника и турбобура, имеющего на корпусе накладку. Высота накладки выбирается такой, чтобы она не выдавалась за габаритные размеры долота. Отклонитель с накладкой при применении односекционных турбобуров обеспечивает получение больших углов наклона скважины. Его рекомендуется применять в тех случаях, когда непосредственно над кривым переводником необходимо установить трубы малой жесткости (немагнитные или обычные бурильные трубы).

Рис. 2.11.

Отклоняющее устройство для секционных турбобуров представляет переводник, соединяющий валы и корпуса верхней и нижней секции турбобура под углом 1,5...2,0°, причем валы соединяются с помощью муфты.

Турбинные отклонители (ТО) конструктивно выполняются посредством соединения нижнего узла с верхним узлом через кривой переводник, а валов -- через специальный шарнир. Серийно выпускаются турбинные отклонители (рис. 2.12) и шпиндели-отклонители (ШО).

Рис. 2.12. Турбинный отклонитель ТО-2: 1 -- турбинная секция; 2 -- шарнирное соединение; 3 -- шпиндельная секция

Турбинные отклонители имеют следующие преимущества:

· кривой переводник максимально приближен к долоту, что увеличивает эффективность работы отклонителя;

· значительно уменьшено влияние колебания осевой нагрузки на величину отклоняющей силы на долоте, что позволяет получить фактический радиус искривления, близкий к расчетному.

Недостаток турбинных отклонителей -- малая стойкость узла искривленного соединения валов нижнего и верхнего участков отклонителя.

Эксцентричный ниппель представляет собой отклонитель, выполненный в виде накладки, приваренной к ниппелю турбобура. Применяется этот отклонитель при бурении в устойчивых породах, где отсутствует опасность заклинивания или прихвата бурильной колонны.

Упругий отклонитель состоит из специальной накладки с резиновой рессорой. Накладка приваривается к ниппелю турбобура. Этот отклонитель применяют при бурении в породах, где эксцентричный ниппель не применим из-за опасности прихватов.

Механизм искривления -- это отклонитель для бурения наклонно-направленных скважин электробуром. В таких механизмах валы двигателя и шпинделя сопрягаются под некоторым углом, что достигается применением зубчатой муфты сцепления.

Многозабойное бурение

Многозабойное бурение - вид наклонно-направленного бурения, включающий проходку основного ствола с последующим забуриванием и проходкой в его нижней части дополнительных стволов, пересекающих геологическую структуру.

Многозабойное бурение применяется с целью повышения эффективности буровых работ при разведке и добыче полезных ископаемых, достигаемой за счёт увеличения доли полезной протяжённости стволов скважин.

Наиболее широко многозабойное бурение используется при разведке твёрдых полезных ископаемых. При разработке нефтяных месторождений. Многозабойное бурение принято называть разветвлённо-горизонтальным бурением. Впервые это бурение осуществлено в США (1930). Использование забойных двигателей при многозабойном бурении впервые реализовано в CCCP по предложению A.M. Григоряна, B. A. Брагина, K. A. Царевича в 1949.

Рис. 2.13. Способы вскрытия пласта: 1 -- обычная скважина; 2 -- многозабойная скважина; 3 -- продуктивный пласт нефти; 4 -- резервуар для нефти.

Многозабойное бурение целесообразно в сравнительно устойчивых продуктивных пластах мощностью 20 м и более, например в монолитных или с прослоями глин и сланцев нефтеносных песчаниках, известняках и доломитах, при глубинах 1500-2500 м при отсутствии газовой шапки и аномально высоких пластовых давлений. Многозабойное бурение сокращает число обычных скважин благодаря увеличению дренированной поверхности продуктивного пласта. Для проводки многозабойной скважины используется комплекс технических средств и контрольно-измерительной аппаратуры, обеспечивающих проводку стволов в заданном направлении.

Рис. 2.14. Многозабойно-горизонтальная скважина-гигант: 1 -- плавучая буровая установка; 2 -- трубы; 3 -- устье скважины; 4 -- основной ствол; 5 -- ответвления; 6 -- нефтеносный пласт.

Вскрытие нефтяных пластов многозабойными скважинами позволяет увеличить дебиты нефтяных скважин за счёт увеличения поверхности фильтрации, увеличить нефтеотдачу пласта, ввести в промышленную разработку малодебитные месторождения с низкой проницаемостью коллектора или высоковязкой нефтью, повысить приёмистость нагнетательных скважин и точность проводки противофонтанных скважин за счёт перебуривания только нижних её интервалов в случае непопадания первым стволом. B нефтедобывающих районах эксплуатируются скважины с 5-10 ответвляющимися стволами длиной по 150-300 м каждый. Благодаря этому приток нефти на первом этапе эксплуатации в несколько раз больше, чем из обычных скважин. B нашей стране с помощью многозабойного бурения успешно проведены десятки скважин на нефть, разрабатывается и испытывается многозабойное бурение глубоких горизонтальных скважин большой протяжённости (несколько км).