Гидроразрыв пласта, по общему убеждению, сегодня — одна из ключевых технологий, позволяющая обеспечивать стабильную добычу «трудной нефти». Однако с каждым годом перед отраслью встают новые, всё более сложные вызовы, в том числе и касательно заканчивания скважин с ГРП. Речь идёт как о повышении эффективности, так и о работе в сложных нестандартных ситуациях. Отечественные компании представили свои новые разработки на сессии «Нижнее заканчивание для ГРП: технологические вызовы недропользователей и отечественные решения» в рамках Технологической недели ТНФ.
Увеличиваем охват и вовлекаем в разработку невырабатанные зоны
Технологию заканчивания многоствольных скважин по уровням ТАМЛ 3 и ТАМЛ 4 (TAML — Technology Advancement for Multi-Laterals, международная классификация многоствольных (многозабойных) скважин (МСС), которая систематизирует их по сложности конструкции и функциональности, — прим. ред.) представил Руслан Исмагилов из ООО «МЛ Ван Солюшенс». По его словам, это решение позволит повысить эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов, увеличить площадь охвата, сократить время бурения и вовлечь в разработку невыработанные запасы.
«Проблема для действующего фонда заключается в снижении рентабельности скважин с низкими дебитом и пластовым давлением и высокой обводнённостью. Стандартное решение — зарезка бокового ствола (ЗБС). Ежегодно в мире бурится более 8000 скважин ЗБС, при этом добыча из старого ствола полностью прекращается. 30–40% скважин ликвидируются на уровне добычи 3–10 тонн в сутки из-за отсутствия экономической рентабельности дальнейшей эксплуатации. 11 млн тонн (около $3 млрд) пластовой продукции теряется ежегодно», — рассказал Руслан Исмагилов.
Технологии МСС позволяют дать вторую жизнь скважине, эксплуатируемой на гране рентабельности, забурив боковой ствол в зону с остаточными, невыработанными запасами и сохранив добычу из основного ствола.
Для новых скважин «МЛ Ван Солюшенс» предлагает вместо двух одноствольных строить одну двуствольную скважину. Это даёт экономию на этапе бурения, обсаживания и цементирования верхних секций, а значит, более быструю окупаемость.
«Безусловно, это не универсальное решение для всех геологических объектов. Планирование МСС должно осуществляться на стадии проектирования разработки месторождений и в целом может значительно повысить их эффективность и рентабельность, особенно для объектов ТРИЗ, нефтяных оторочек и шельфовых проектов (при бурении с платформ)», — объяснил г-н Исмагилов.
Над решением этой проблемы думают не только в России, свои разработки есть и у международных сервисных компаний. Однако в «МЛ Ван Солюшенс» подчёркивают, что конструкторы не пошли по пути обратного инжиниринга, а разработали собственную технологию многоствольного заканчивания. Заказчикам доступны продвинутые версии с доступом в оба ствола (ТАМЛ 3 и ТАМЛ 4) и более дешёвые с доступом в один ствол (ТАМЛ 1 и «ТАМЛ 3 Лайт»), которые подходят для низкодебитного фонда.
«В арсенале компании — технологии многоствольного заканчивания по уровням сложности по международной классификации от ТАМЛ 1 до ТАМЛ 4. Ведётся разработка технологии ТАМЛ‑5. Успешно реализовано более 280 работ по строительству многоствольных и многозабойных скважин. По высокотехнологичным уровням ТАМЛ 3 и ТАМЛ 4 реализовано более 50 работ, в том числе с многостадийным ГРП в двух стволах.
Один из примеров практического применения — новая скважина, законченная по технологии ТАМЛ 3 с МГРП в двух стволах (по 8 стадий в каждом). Ожидания заказчика оправдались, получен стартовый дебит в два раза выше, чем по одноствольной скважине, коэффициент продуктивности нормированный на длину горизонтального ствола, сопоставим с удельной продуктивностью скважин-аналогов в данном районе с одноствольным заканчиванием, что позволяет сделать вывод об эффективности применения системы заканчивания ТАМЛ 3. Технология рекомендована заказчиком к применению.
Другой практический пример — системы ТАМЛ 4 с МГРП в боковом стволе. Здесь, продуктивность после строительства двуствольной скважины по технологии TAML 4 с сохранением добычи из основного ствола выше в 2 раза по сравнению с ЗБС, выполненной ранее в 2019 году. В совокупности с правильным выбором «точки бурения» с использованием ГГМ и анализа разработки в зоне с невыработанными запасами технология ТАМЛ 4 показала экономическую эффективность и была рекомендована к тиражированию.
Спрос на такие работы составляет порядка 30–50 операций третьего уровня точно и, наверное, столько же четвёртого. Ещё несколько лет назад счёт шёл на единицы. Может, это нельзя назвать взрывным ростом, но в любом случае рынок движется в эту сторону», — заключил Руслан Исмагилов.
Впрочем, у крупных заказчиков есть свои опасения. Так, в ходе обсуждения прозвучало мнение, что сразу после операции стартовые дебиты соответствуют двум скважинам, однако со временем этот эффект снижается.
В «МЛ Ван Солюшенс» поясняют, что речь идёт о конкретном примере на построенной скважине, где не удалось изолировать первый ствол на время бурения второго и жидкость глушения оказала негативное влияние на продуктивный коллектор. Участники сессии предложили разработчикам подумать о доработке и внедрении растворимых пробок для изоляции одного из стволов на время работ с другим.
Наконец, важно понимать, что любая технология не существует в вакууме, и при её оценке следует учитывать сопутствующие факторы.
«На мой взгляд, сегодня не хватает участия геологов, чтобы мы для конкретных задач предлагали конкретные решения. Иначе получается, что компоновку спустили, а результат непонятен. И в итоге технологию могут признать неуспешной», — прокомментировал ситуацию Никита Безвенюк из ООО «Нов Ойлфилд Сервисез Восток».
Больше стадий, длиннее горизонты
Многостадийный ГРП с извлекаемыми стальными цангами в рамках Технологической недели презентовали специа-
листы ООО «ППН “СибБурМаш”».
«По мере того, как лёгкая нефть заканчивается, слышим от заказчика, что нужно переходить на более длинные горизонты, увеличивать стадийность гидроразрыва пласта. Мы этот вызов приняли и приступили к разработке и тиражированию технологии «Пегас» для проведения МГРП с сохранением равного прохода и без ограничения количества стадий. К её преимуществам относятся: возможность применения в цементируемом и нецементируемом хвостовике, отказоустойчивость (за счёт того, что активационный картридж состоит из минимума компонентов), сокращение затрат, возможность проведения повторного гидроразрыва пласта и извлечения цанги после растворения шара», — рассказала заместитель генерального директора — главный геолог ООО «ППН «СибБурМаш»» Екатерина Иванова.
Технология уже апробирована на месторождениях. Всего работы провели на 54 скважинах, максимальное количество стадий — 22. Уже сейчас есть техническая возможность довести этот показатель до 30, а до конца года в «СибБурМаш» планируют реализовать по этой технологии ГРП уже на 90 стадий.
Основные риски возникают на стадии цементирования, потерять весь хвостовик — главное опасение заказчика. В основном всё так же, как и у стандартной компоновки ГРП: каждая скважина индивидуальна.
«Также понимаем, что в процессе эксплуатации образуются асфальтосмолопарафиновые отложения, так что на оборудовании будем получать какие‑то накипания. Пробовали имитировать всё это в стендовых условиях: подвергали муфту воздействию коррозии, солей. Решением в такой ситуации может стать очистка призабойной зоны», — рассказала Екатерина Иванова.
Есть риски, не связанные собственно с самой технологией. Ключевая цель здесь — увеличение стадийности и удлинение горизонта. Но справится ли с этим оборудование для капитального ремонта скважин? На сегодня фонд КРС устарел и представляет собой слабое место при проведении ГРП по данной технологии. Решением может стать использование гибких насосно-компрессорных труб при протяжённости хвостовика от 3000 метров. Однако ГНКТ — дорогое удовольствие, и здесь ключевой вопрос, готовы ли крупные заказчики вкладываться в их приобретение.
Впрочем, как отметил модератор дискуссии, директор Ассоциации инженеров ГРП и ГНКТ Анатолий Кичигин, рынок гибких насосно-компрессорных труб в последние годы активно развивается. Возможно, совершенствование технологий и масштабирование производства приведёт к снижению цены на эту продукцию.
Читайте также: «Заканчивание скважин: в каких технологиях нуждается отрасль?»
Интересные концепты: когда ждать новинки на рынке?
Ещё один проект, над которым работают российские компании, — кластерный ГРП. В ОКБ «Зенит» пробуют реализовать его в нецементируемом хвостовике с муфтами.
«Столкнулись с рядом вызовов. Например, как сделать так, чтобы шар активировал муфту и пошёл дальше? Конечно, у нашего решения (сегментированного седла, — прим. ред.) есть свои минусы, ключевой — не стопроцентная герметичность, из-за чего есть определённые гидравлические потери. Но зато, по нашему мнению, эта технология на данный момент — оптимальное решение, чтобы шар не остался в первой муфте кластера. Сейчас находимся на этапе испытаний.
Вопросов много. Как будет размываться, при каких расходах, с какими диаметрами, какой будет перепад? Поэтому сегодня мы не презентуем готовую технологию, а делимся тем, что наработали. В конце лета пройдут первые испытания с приглашением заказчиков. Мы открыты к комментариям и вызовам, потому что у нас самих ещё есть вопросы, как всё это будет реализовано в железе», — рассказал представитель АО «ОКБ «Зенит» Никита Кривенко.
Кроме этого компания занимается разработкой муфт ГРП с противопесочным фильтром и газогерметичного верха хвостовика с возможностью вращения при спуске и цементировании. Во втором случае данная опция позволяет предотвратить аварии (заклинивание компоновки). Также вращение обеспечивает равномерное распределение нагрузки во время спуска. Здесь работы также находятся на стадии испытаний.
Оптимизируем конструкцию, минимизируем риски
Если до этого речь шла о разработках, которые могут получить массовое применение, то ООО «Нов Ойлфилд Сервисез Восток» представило технологию проведения МГРП с шаровыми цементируемыми муфтами, которая хорошо подойдёт для точечных решений, в первую очередь в геологоразведке.
По словам Никиты Безвенюка, данный подход открывает сразу несколько новых возможностей: облегчение конструкции скважины, сокращение сроков строительства, снижение рисков при спуске, увеличение возможностей для проведения исследований.
В то же время здесь можно выделить ряд рисков. Например, непрохождение цементировочной пробки через шаровое седло. Чтобы не допустить этого, была разработана специальная методика по выбору минимально допустимого размера седла для дизайна пробки. По итогам тестов она была скорректирована. Кроме этого, в рамках испытаний проверяли риски осложнения активации муфты ГРП после цементирования, возможности её преждевременного открытия при прохождении пробки, открытия муфты BPS (Burst Port System, система разрывных портов, — прим. ред.) при цементировании и др.
«ОПР прошли удачно. Всего работы были проведены на пяти скважинах. Но, к сожалению, масштабного тиражирования после этого не произошло», — заключил Никита Безвенюк.
Доверие со стороны заказчиков — залог успеха
В свою очередь, АО «ТОФС» представило оборудование для заканчивания скважин для проведения ГРП в экстремально сложных условиях АВПД с рейтингом 103 Мпа. Поставленные задачи решаются с помощью высокотехнологичных подвесок. Как подчёркивают в компании, речь идёт не о прототипе, оборудование уже проверено на многих объектах в России.
Данное решение актуально для скважин с высоким коэффициентом аномалии (более 1,5), большим отходом по горизонтали, требованием вращения при спуске и защиты от преждевременной активации при процессе промывки.
В заключение напомним, что до 2022 года в России при проведении гидроразрыва пласта активно использовали зарубежные методики и оборудование. И на данный момент центром развития индустрии в мире по праву считают США.
Поэтому некоторые проекты, над которыми работают сейчас российские компании, не являются в полной мере ноу-хау. Часто можно встретить вариант, при котором лучший иностранный опыт адаптируется к российским условиям.
Возникают параллели с историей об Ахиллесе и черепахе, о том, что копирование — прямой путь к отставанию. Вот и в данном случае, если внедрять технологии трёх-четырёхлетней давности, то уже скоро они станут бесполезны в связи с более сложными вызовами на новых залежах. Всё это верно, но «перепрыгивать через ступеньки» — тоже не лучшая стратегия.
«Нам, чтобы прийти к потребностям заказчиков, нужно идти шаг за шагом. Какие‑то компетенции получает конструкторское бюро, развиваются производственная база и инфраструктура для испытаний. Первые шаги были непростыми и заняли много времени, но дальше мы готовы ускорить нашу работу», — прокомментировал ситуацию представитель АО «ОКБ «Зенит» Александр Абысов.
Многое здесь зависит и от позиции ВИНК, от того, насколько они готовы рискнуть и дать шанс российским разработкам. Пусть сейчас некоторые из них «сыроваты», но если «набить шишки» сегодня, то завтра, когда в портфеле добывающих компаний уже не останется простых скважин, появятся конкурентоспособные российские технологии.
Текст: Андрей Халбашкеев
Фото: «ПромоГрупп Медиа»
