ПАО «ЛУКОЙЛ» завершило строительство и ввело в промышленную эксплуатацию пятую добывающую скважину на месторождении имени Владимира Филановского в акватории Северного Каспия. Об этом сообщается на сайте компании.

Пятая скважина является двуствольной, горизонтально-направленной. Длина ее горизонтальной секции по основному стволу составляет 1429 м, а по второму стволу – 1612 м. Ввод скважины в эксплуатацию позволил существенно увеличить суточную добычу на месторождении — за 13 июня 2017 года на месторождении добыто более 14 тыс. тонн нефти или более 5 млн тонн в годовом выражении. Продолжаются работы по выводу скважины на проектный режим эксплуатации. Кроме того, ЛУКОЙЛ приступил к строительству шестой скважины, которая будет выполнять водонагнетательную функцию.

Также в соответствии с графиком, выполняется обустройство второй очереди месторождения имени Владимира Филановского. На данный момент установлено верхнее строение ледостойкой стационарной платформы (ЛСП-2) на опорные основания. Следующий этап – транспортировка с берега на месторождение верхнего строения платформы жилого модуля второй очереди (ПЖМ-2).​

Сегодня в Москве состоялась рабочая встреча Председателя Правления ПАО «Газпром» Алексея Миллера и Члена Исполнительного комитета Royal Dutch Shell Маартена Ветселаара.

На встрече рассматривался широкий круг вопросов двустороннего партнерства. Особое внимание было уделено перспективам взаимодействия в рамках Соглашения о стратегическом сотрудничестве, заключенного компаниями в 2015 году.

Справка

Royal Dutch Shell — британо-нидерландский нефтегазовый концерн, занимающийся добычей, переработкой и маркетингом углеводородов более чем в 90 странах.

«Газпром» и Shell совместно участвуют в проекте «Сахалин-2», в рамках которого работает единственный в России завод по производству СПГ. Оператор «Сахалина-2» — Sakhalin Energy Investment Company Ltd. («Газпром» — 50% плюс одна акция, Shell — 27,5% минус одна акция, Mitsui — 12,5%, Mitsubishi — 10%). В 2015 году «Газпром» и Shell подписали Меморандум по реализации проекта строительства третьей технологической линии завода СПГ, а также Соглашение о стратегическом сотрудничестве, предусматривающее возможности расширения портфеля совместных проектов, включая возможный обмен активами.

В июне 2016 года «Газпром» и Shell подписали Меморандум о взаимопонимании по проекту «Балтийский СПГ», в соответствии с которым стороны изучат перспективы взаимодействия в рамках проекта.

Компания Halliburton сегодня объявила, что ведет буровые работы на Журавлиной площади Восточно-Таймырского лицензионного участка компании «ЛУКОЙЛ» с начала апреля. Проект предусматривает строительство компанией Halliburton разведочной скважины глубиной 5 500 м, которое сопровождается комплексным пакетом сервисных услуг, включая наклонно-направленное бурение, буровые долота, буровые растворы, цементирование скважин и другие виды сервисов. Работы в настоящий момент ведутся с опережением графика.

«Совместно с компанией «ЛУКОЙЛ» мы в течение нескольких месяцев разрабатывали технологические решения для максимального увеличения ценности активов на Восточно-Таймырском блоке», – сообщает Грэм Тейлор, вице-президент компании Halliburton по России. – «Мы с нетерпением ждем начала этапа исполнения этого уникального проекта и готовы оказывать содействие компании «ЛУКОЙЛ» в достижении успеха в Восточной Сибири».

«Являясь одним из ведущих поставщиков услуг в нефтегазовом секторе, Halliburton вносит существенный вклад в наш проект», – отмечает Виталий Ковалев, заместитель генерального директора ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

Опытная группа управления проектом, в состав которой входят специалисты компаний Halliburton и «ЛУКОЙЛ», будет контролировать ход проекта и планирует завершить бурение скважины приблизительно через год.

История успеха

ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее РН-ЮНГ) — крупнейшее нефтедобывающее предприятие ПАО «НК «Роснефть». Оно было основано в 1977 году и ведет разработку 26 нефтяных месторождений, расположенных на территории Ханты-Мансийского автономного округа в Западной Сибири. Среди месторождений, разрабатываемых РН-ЮНГ, есть и сравнительно новые, такие как Приобское и Приразломное, отличающиеся низкой степенью выработанности запасов, их разработка осуществляется с использованием наиболее современных и эффективных методов. Данные месторождения имеют стратегическое значение, обеспечивая значительную часть прироста добычи нефти ПАО «НК «Роснефть», а бурение и ввод новых скважин в эксплуатацию является важной задачей Компании. В 2013 году Департаментом строительства скважин была инициирована работа по оптимизации сроков бурения горизонтальных скважин, в том числе, и с заканчиванием под проведение многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП).

Исторически на объектах РН-ЮНГ работы по бурению скважин выполнялись по схеме управления «Генеральный подряд». Среднее время бурения типовой 3-х колонной горизонтальной скважины составляло приблизительно 42 дня (на конец 2013 года) при глубине скважины около 4000м с горизонтальным участком 1000м. В ходе первой итерации оптимизации цикла бурения горизонтальных скважин в РН-ЮНГ удалось достичь значительных результатов снижения сроков бурения при существующих конструкциях скважин. Из основных организационных и технологических изменений необходимо отметить:

1. Внедрение каротажа во время бурения горизонтальной секции.
2. Оптимизация рецептур буровых растворов.
3. Концептуально новый подход подготовки ствола скважины к спуску «хвостовика», а именно внедрение обратной проработки.
4. Оптимизация технологических параметров бурения во всех секциях скважины.
5. Переход на схему управления работами по «Раздельному сервису».

Таким образом, по состоянию на 2016 год среднее фактическое время бурения горизонтальных скважин на Приразломном месторождении составляет 28.5 дней, а чистое время бурения (т.е. исключая непроизводительное время) составляет 24.5 дня. В результате был выбран потенциал оптимизации цикла бурения по типовой конструкции скважины.

В РН-ЮНГ типовая конструкция горизонтальных скважин с заканчиванием под МГРП (рис.1а) выглядит следующим образом:

1. 324 мм направление; спускается на глубину 30м по вертикали с целью предупреждения размыва приустьевой части скважины, перекрытия неустойчивых пород, предупреждения загрязнения верхних водоносных горизонтов.
2. 245 мм кондуктор; спускается на глубину 1100м по вертикали с целью перекрытия неустойчивых пород, предупреждения гидроразрыва при нефтегазоводопроявлениях, а также установки противовыбросового оборудования для безопасного вскрытия нефтепроявляющих пластов, подлежащих вскрытию при дальнейшем углублении скважины под эксплуатационную колонну.
3. 178 мм эксплуатационная колонна; спускается на глубину ориентировочно 2490м по вертикали с целью перекрытия нестабильной глинистой покрышки продуктивного пласта БС4-5 для дальнейшего безаварийного бурения горизонтального участка протяжённостью 1000м.
4. 114 мм «хвостовик» с оборудованием для проведения МГРП; спускается в продуктивный горизонт для закрепления стенок скважины, установки оборудования для МГРП и дальнейшей эксплуатации скважины.

Проектный продуктивный пласт БС4-5 Ахской свиты представлен чередованием песчано-глинистых пород и характеризуется как нефтенасыщенный по всему интервалу, абсолютная глубина кровли а.о. -2372м. Общая мощность целевого интервала пласта в районе бурения в среднем составляет 8м.

Путь к успеху

Реализация второго этапа повышения эффективности бурения потребовала от специалистов Компании отказаться от стандартных подходов проектирования бурения скважин и концептуально пересмотреть типовую конструкцию горизонтальных скважин с учетом накопленного опыта, в том числе и зарубежных активов Компании (RN Cardium Oil Inc). В результате анализа мирового опыта и поиска нестандартных решений, с целью сокращения цикла строительства скважин, Департаментом строительства скважин был предложен для рассмотрения инновационный подход к проектированию конструкции скважин, предполагающий исключение целого этапа работ в цикле бурения скважины – спуск и крепление 178 мм эксплуатационной колонны. По предложенной концепции две секции под эксплуатационную колонну и хвостовик объединены в комбинированную 178/140 мм эксплуатационную колонну. Реализация этого подхода потенциально позволяет достигнуть цикла бурения за 17 дней.

После выполнения всех необходимых расчетов для подтверждения технологической возможности и экономической эффективности реализации проекта было принято решение о проведении опытно-промышленных испытаний и бурении первых 12 горизонтальных скважин по новой конструкции на Приразломном и Приобском месторождениях РН-ЮНГ.

Двухколонная конструкция горизонтальных скважин (рис.1б) включает следующие секции:

1. 324 мм направление; спускается на глубину 30 м по вертикали с целью предупреждения размыва приустьевой части скважины, перекрытия неустойчивых пород, предупреждения загрязнения верхних водоносных горизонтов.
2. 245 мм кондуктор; спускается на глубину 1100 м по вертикали с целью перекрытия неустойчивых пород, предупреждения гидроразрыва при нефтегазоводопроявлениях, а также установки противовыбросового оборудования для безопасного вскрытия нефтепроявляющих пластов подлежащих вскрытию при дальнейшем углублении скважины под эксплуатационную колонну.
3. 178/140 мм комбинированная эксплуатационная колонна; спускается для закрепления стенок скважины, установки оборудования для МГРП и дальнейшей эксплуатации скважины.

Основные преимущества предложенной конструкции горизонтальной скважины:

1. Бурение секции под комбинированную эксплуатационную колонну до проектного забоя в один рейс. При этом отсутствует необходимость выброса бурильного инструмента диаметром 127 мм и сборки бурильного инструмента диаметром 102/89 мм;
2. Бурение секции под комбинированную эксплуатационную колонну без замены бурового раствора.
3. Отсутствие необходимости в перемонтаже ПВО.
4. Отсутствие необходимости опрессовки бурильной колонны перед спуском хвостовика и смены трубных плашек на ПВО под бурильный инструмент диаметром 102/89 мм.
5. Отсутствие необходимости сборки толстостенных бурильных труб (ТБТ) для обеспечения доведения необходимой нагрузки на хвостовик при его спуске.
6. Одновременный спуск секции эксплуатационной колонны и хвостовика.
7. Ремонтопригодность скважин в части возможности зарезки боковых стволов не изменилась.

Управление проектом

С целью снижения технологических рисков, а также в условиях отсутствия опыта реализации подобных проектов на территории Российской Федерации, в проектную команду по планированию и выполнению опытно-промышленных испытаний были привлечены специалисты РН-ЮНГ и ООО «РН-Центр Экспертной Поддержки и Технического Развития» (далее РН-ЦЭПиТР), а также специалисты компании Шлюмберже. Учитывая перспективы предложенной концепции для дальнейшей реализации в масштабе всей Компании, непосредственная координация реализации проекта выполнялась специалистами Управления технологий и инжиниринга Департамента строительства скважин и лично Директором Департамента.

Технологии и инжиниринг при бурении и заканчивании скважин

В процессе планирования проекта было всесторонне рассмотрено несколько вариантов технологий по каждому направлению, оценены риски, выбраны наиболее оптимальные способы реализации. В результате, были приняты следующие решения:

1. Бурение из-под кондуктора в интервале набора параметров кривизны до точки входа в пласт и дальнейшее бурение до окончательного забоя горизонтального участка производится с использованием раствора на углеводородной основе (РУО) в одно долбление.
2. Применение роторно-управляемой системы (РУС) с комплексом приборов каротажа во время бурения и долота PDC диаметром 220,7 мм. Данной КНБК осуществляется разбуривание оснастки обсадной колонны 245мм, бурение и подготовка ствола скважины к спуску комбинированной колонны методом обратной проработки.
3. Использование концепции расчета и подбора максимально эффективных технологических параметров бурения «Fast Drilling», позволяющей достигать рекодных показателей механической скорости проходки.
4. Спуск комбинированной колонны, включающей 140мм обсадную колонну в интервале горизонтального участка и далее 178мм обсадную колонну до устья. В компоновку заканчивания включается оборудование для проведения МГРП для данных типоразмеров.
5. Цементирование комбинированной колонны в интервале 178 мм обсадной колонны через муфту ступенчатого цементирования.
6. Построение геомеханической модели до начала бурения и корреляция модели в процессе проводки скважин.

Основным отличием (рис.3) от применяемой ранее технологии является объединение эксплуатационной колонны диаметром 178х9,19мм и компоновки заканчивания для обсадной трубы диаметром 140х9,17мм.

Компоновка заканчивания МГРП для скважин с комбинированной эксплуатационной колонной аналогична применяющейся в скважинах стандартной конструкции. Отличие заключается в том, что оборудование имеет типоразмеры, предназначенные для открытого ствола диаметром 220,7мм и обсадной трубы диаметром 140мм. Все элементы заканчивания, после разбуривания имеют внутренний диаметр равный внутреннему диаметру обсадной трубы 140мм. С целью ускорения ввода скважины в эксплуатацию применяются растворимые шары для портов ГРП.

Междисциплинарное взаимодействие

В процессе междисциплинарного планирования и реализации проекта участвовали специалисты:

1. ПАО «НК «Роснефть»
2. ООО «РН-Юганскнефтегаз»
3. ООО «РН-ЦЭПиТР»
4. ООО НФ «РН-Бурение»
5. Компании «Шлюмберже»

Для реализации проекта также была модернизирована буровая установка в части возможности работы с РУО и установки оборудования для осушки шлама.

Особый вклад в успешную реализацию проекта был внесен РН-ЦЭПиТР, специалисты которого контролировали процесс бурения скважин в режиме 24 часа / 7 дней в неделю.

Результаты

По результатам бурения первых трех скважин проект строительства скважин с комбинированной эксплуатационной колонной признан успешным. Лучший показатель бурения горизонтальной скважины Приразломного месторождения — 16,7 суток, таким образом, сокращение сроков строительства составило 41% от средней продолжительности строительства горизонтальных скважин типовой конструкции – 28.5 дней (Рис.4.)

Полученные результаты:

1. Концепция строительства скважин с комбинированной эксплуатационной колонной с заканчиванием МГРП проверена и реализована на практике.
2. Интервал эксплуатационной колонны и хвостовика пробурен за один рейс.
3. Впервые в ПАО «НК «Роснефть» выполнены успешные спуски комбинированных 178х140мм колонн с оборудованием заканчивания МГРП.
4. Впервые в РН-ЮНГ выполнено успешное замещение РУО на жидкость заканчивания.

Необходимо отметить, что имеется потенциал дальнейшего сокращения сроков бурения, за счет уменьшения непроизводительного времени и оптимизации технологических процессов, с учетом полученного практического опыта в процессе реализации данного проекта.

На основе полученных результатов принято решение о тиражировании технологии бурения скважин с комбинированной эксплуатационной колонной с заканчиванием МГРП в ПАО «НК «Роснефть».