Строительство многоствольных скважин с применением оборудования НПП «Горизонт»

СОДЕРЖАНИЕ
АННОТАЦИЯ 3
ВВЕДЕНИЕ 4
1. КРАТКАЯ ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ ТЕХНОЛОГИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА МНОГОСТВОЛЬНЫХ СКВАЖИН 5
1.1 Инструменты строительства многоствольных скважин применяемые в мире 11
2. ОПЫТ СТРОИТЕЛЬСТВА МНОГОСТВОЛЬНЫХ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ВАНКОРСКОГО КЛАСТЕРА 20
3. ОРИЕНТИРУЕМЫЙ ИЗВЛЕКАЕМЫЙ УИПСТОК НПП «ГОРИЗОНТ» 25
4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ВЫГОДА ОТ СТРОИТЕЛЬСТВА МНОГОСТВОЛЬНЫХ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ ОБОРУДОВАНИЯ НПП «ГОРИЗОНТ» 30
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ 36
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 37

Аннотация
В работе рассмотрено предложение по внедрению технологии строительства многоствольных скважин. Так как строительство одной такой скважины уже проводилось на Ванкорском месторождении с применением импортного оборудования, ввиду нынешних экономических реалий было предложено использовать для этих целей отечественное оборудование. В работе рассмотрена краткая история развития технологий строительства многоствольных и многозабойных скважин, инструменты которые предлагаются сейчас на рынке ведущими мировыми компаниями. Вкратце расписан процесс строительства МСС на Ванкорском месторождении и внедрения технологии многозабойного бурения. Презентовано оборудование компании НПП «Горизонт», и посчитана стоимость строительства двухствольной скважины в сравнении с двумя обычными.


Введение
Технология бурения многоствольных скважин появилась не так давно, а развитие быстрыми темпами произошло и вовсе пару десятков лет назад. Сегодня эти технологии развиваются очень стремительно и можно полагать что в будущем, строительство многоствольных скважин должно заменить строительство обычных скважин.
Проектная работа относится к сфере многоствольного бурения и затрагивает вехи развития этой технологии, инструменты которые применяются в мире, а также применение этого метода строительства непосредственно на площадях месторождений Ванкорского кластера. Для этих целей в работе предлагается использование отечественного оборудования производства компании НПП «Горизонт», а именно системы строительства и заканчивания многоствольной скважины. Для подсчета экономической эффективности был выбран принцип: насколько дешевле обойдется строительство двухствольной скважины чем двух традиционных скважин? Показатели были взяты с пробуренных скважин куста №108 Ванкорского месторождения. Результат получился положительным, соответственно использование оборудования для строительства МСС производства компании НПП «Горизонт» признано эффективным.
1. Краткая история развития технологий строительства многоствольных скважин
Технологию бурения многоствольных скважин нельзя назвать ни новой, ни развивающейся. Но и достаточно зрелой она в нефтяной промышленности все еще не считается. И это несмотря на то, что в мире пробурены уже тысячи многоствольных скважин.
Многоствольная скважина – это скважина с одним или несколькими дополнительными стволами-ответвлениями от основного ствола. Это может быть обычная эксплуатационная скважина, уплотняющая скважина или боковой ствол/стволы, пробуренные из существующей скважины. Различают многоствольные (МСС) и многозабойные (МЗС) скважины. Успешная многоствольная скважина, заменяющая несколько «традиционных», может снизить общие затраты на бурение и заканчивание скважин, увеличить продуктивность и обеспечить более эффективный приток нефти из пласта. Более того, применение многоствольных скважин может обеспечить более эффективное управление разработкой месторождения в целом и обеспечить повышение коэффициента излечения нефти (КИН).
Для многих, возможно, будет удивительным узнать, что сама идея технологии многоствольного бурения имеет весьма давнюю историю. Первый патент на эту технологию был получен в США в 1929 году (рис. 1). После этого последовали дополнительные патенты и первые рудиментарные попытки осуществить бурение многоствольной скважины.
Рисунок 1 - Первые патенты на многоствольные скважины

По данным некоторых источников Лео Ранни (Leo Ranney) был первым (по крайней мере, в США), кто предпринял попытки бурить горизонтальные и горизонтально-разветвленные скважины. Ранни, канадец по происхождению, был инженером-консультантом в Техасе и Оклахоме. В 1925 году он разработал свой метод использования горизонтальных скважин для добычи нефти из истощенных месторождений. Стандарт Ойл выкупила его патент и сделала его президентом «Ranney Oil and Mining Company», дочернего предприятия Стандарт Ойл.
В 1939 году Ранни пробурил шахту глубиной 2,44 м, затем спустил туда людей и оборудование и пробурил горизонтальное ответвление. Сообщается, что он также пробурил несколько радиальных ответвлений наподобие спиц у колеса, создав, таким образом, вероятно первую горизонтально-разветвленную скважину.
Единичные попытки бурения многоствольных скважин не имели заметного успеха и не получили дальнейшего развития.
Первая действительно успешная многоствольная скважина была пробурена в Башкирии в 1953 году. Это была скважина №66/45, пробуренная Александром Григоряном (рис. 2), которого по праву считают отцом технологии многоствольного бурения.
Как и многие новейшие разработки в нефтяной отрасли, технология бурения многоствольных скважин была разработана и впервые успешно применена в бывшем СССР.
В течение большей части советской эпохи официальная политика была направлена на добычу максимально возможного количества нефти. Это был стратегический товар и один из немногих экспортируемых, который можно было обменять на зерно и другие потребительские товары. Высокие требования предъявлялись к буровым организациям, чтобы они бурили как можно больше скважин. Превалировало мнение, что чем больше скважин будет пробурено, тем больше шансов, что будут найдены новые нефтяные месторождения, что в свою очередь позволит увеличить добычу нефти.
Александр Григорян был советским изобретателем и инноватором. Он придерживался точки зрения, что гораздо эффективнее увеличивать проходку ствола при бурении скважин по уже известным нефтеносным пластам, чем бурить множество скважин с поверхности в надежде попасть в предполагаемую нефтеносную зону. В 1941 году он пробурил одну из первых в мире наклонно-направленных скважин (Баку №1385), почти за 20 лет до того, как кто-либо еще начал делать подобные попытки.
В 1949 году с целью увеличения продуктивности Григорян предложил бурить горизонтально-разветвленные скважины по аналогии с корнями у деревьев, которые расходятся в разные стороны, чтобы увеличить свое присутствие в почве. С этой идеей он пришел к выдающемуся русскому ученому К.Царевичу, который подтвердил, что скважина с разветвленными стволами, пробуренными в продуктивной зоне, характеризующейся одинаковой проницаемостью, должна дать увеличение дебита пропорционально количеству стволов. Григорян протестировал свою теорию в 1953 году, когда в Башкирии на месторождении Ишимбайнефти им была пробурена скважина 66/45 (рис. 3).
Он пробурил основной ствол скважины до глубины 575 метров прямо к кровле продуктивного артинского яруса. После чего из этого основного необсаженного ствола он пробурил ответвления наподобие корней у деревьев. Бурение осуществлялось без установки цементных мостов, без отклонителей, что называется «на ощупь» без каких-либо специальных инструментов.
В результате скважина 66/45 имела 9 стволов с максимальным отходом от вертикали 136 метров. Общая эффективная длина всех стволов составила 322 метра. По сравнению с традиционными скважинами, пробуренными на том же самом месторождении, эффективная мощность скважины 66/45 была в 5,5 раз больше. Затраты на бурение этой многоствольной скважины были в 1,5 раза выше, при этом дебит нефти был в 17 раз больше, по сравнению с традиционными скважинами (120 м3/сут против 7 м3/сут).
Успешное бурение скважины 66/45 дало толчок дальнейшему применению этой технологии. За период с 1953 по 1980 гг. в Советском Союзе были пробурены еще 110 многоствольных скважин в Восточной Сибири, Западной Украине и вблизи Черного моря. Из них 30 скважин пробурил Александр Григорян.
Александр Михайлович Григорян, приложивший значительные усилия к развитию и практическому применению технологии, признан отцом технологии бурения горизонтально-разветвленных (многоствольных) скважин.
В 1980-х годах Григорян переехал в Лос-Анжелес, штат Калифорния, и основал там компанию «Grigoryan Branched-Horizontal Wells». Благодаря его усилиям технология бурения многоствольных скважин начала свое развитие в США. А оттуда распространилась и на другие страны.
Большая часть многоствольных скважин пробуренных с 1953 года относятся к уровням сложности 1 и 2 по классификации TAML. Бурение скважин этих уровней сложности стало настолько распространенным, что на сегодня статистика по их количеству уже не ведется. Их общее количество в мире оценивается в более 10000 скважин.
Широкое распространение применения многоствольных скважин в разработке месторождений привело к развитию и усложнению технологии:
• 1993 г. – пробурена первая многоствольная скважина по уровню 3 (Канада, провинция Альберта, компания Shell)
• 1994 г. – пробурена первая многоствольная скважина по уровню 4 (Канада, провинция Альберта, компания Shell)
• 1995 г. - пробурена первая многоствольная скважина по уровню 5 (США, Мексиканский залив, компания BP)
• 1997 г. – формирование TAML (Technology Advancement for Multi-Laterals)
До 1997 года в отношении технологии многоствольного бурения было много путаницы. Не было универсальных устоявшихся терминов, описывающих технологию. Не хватало классификации различных видов многоствольных скважин по сложности, рискам, типам сочленения стволов. В конце концов, в 1997 году по инициативе Эрика Диггинса из компании Шелл был созван форум, названный «Technology Advancement – Multi-Laterals (TAML)». Целью форума было унифицировать подходы к дальнейшему развитию технологии бурения многоствольных скважин. На этом форуме эксперты из ведущих мировых нефтяных компаний поделились своим опытом использования технологии и пришли к единой классификации многоствольных скважин по сложности и функциональности (Классификация TAML). В 1998 году был сформирован a Joint Industry Project (JIP), результатом которого стала публикация международной классификации горизонтально-разветвленных скважин (The TAML Classification System). В ноябре 2002 года на встрече членов TAML в Калгари были переопределены цели организации исходя из современного состояния и нужд отрасли. В связи с этим она была преобразована в некоммерческую организацию на основе членства и стала открыта для вступления новых членов.
Согласно классификации TAML (рис. 4) строительство многоствольных скважин подразделяется на следующие уровни сложности:
• Уровень 1 - основной ствол и боковые ответвления не имеют крепления обсадными трубами или в каждом стволе подвешенный хвостовик. Прочность сочленения и его гидравлическая изолированность целиком зависит от свойств породы, в котором находится место сочленения
• Уровень 2 - основной ствол обсажен и зацементирован, боковой ствол имеет открытый забой или оснащен хвостовиком (фильтром). Сочленение гидравлически не изолировано
• Уровень 3 - основной ствол обсажен и зацементирован, боковой ствол обсажен без цементирования (возможно крепление у точки разветвления без цементирования)
• Уровень 4 - основной и боковой стволы обсажены и зацементированы (боковой ствол имеет хвостовик (фильтр)).
• Уровень 5 - основной и боковой стволы обсажены и зацементированы (технологическое оборудование для добычи крепится с использованием пакеров). Сочленение герметично. (Может быть, а может не быть зацементировано).
• Уровень 6 - основной ствол имеет забойное разветвление и крепление оборудования для раздельной добычи. Сочленение герметично. (Использование только цемента для герметизации недостаточно).
Рисунок 4 – Уровни сложности по классификации TAML

На сегодняшний день технология многоствольного бурения имеет практически повсеместное распространение и ее дальнейшее развитие имеет весьма радужные перспективы.
1.1 Инструменты строительства многоствольных скважин применяемые в мире
Основные формы многозабойных скважин были предложены в 50-х годах, но существующие тогда методики бурения и оборудование заканчивания скважин не позволяли осуществлять их массовое строительство. Усовершенствования, проведенные в 90-х годах, позволили бурить и заканчивать строительством все большее количество многозабойных скважин. Опыт мировых лидеров нефтегазового бизнеса в области дальнейшего совершенствования и использования технологии строительства многозабойных скважин —компаний Schlumberger, Total, Halliburton, Weatherford, Baker Hughes —безусловно, будет интересен российским нефтяникам.
На данный момент нефтянные компании уже не задаются вопросом “Стоит ли бурить многозабойную скважину?”, вопрос ставится по другому – “Какой тип конфигурации и какие технологии сочленения горизонтальных ответлений выбрать?”. Бурение многоствольных горизонтальных скважин скважин является не просто признанной технологией, она есть существенный инструмент для разработки запасов углеводородов во всем мире [2]. И использование этого инструмента для разработки залежей обусловлено практически осуществимым способом снижения капитальных затрат и эксплуатационных расходов. Именно поэтому технологии и инструменты строительства многоствольных скважин очень бурно развиваются во всем мире, но несмотря на это, некоторые проблемы остаются до сих пор. Например это все ещё считается довольно рискованными технологиями строительства скважин. Кроме того современные экономические реалии на нефтяном рынке диктуют свои условия – чтобы эти инструменты были экономически выгодны компаниям.
Инструменты для строительства многоствольных скважин условно можно поделить на 2 категории:
1. Инструменты для зарезки бокового ствола (пакер-якорь, извлекаемый клин)
2. Инструменты для заканчивания сочленения нескольких боковых ответвлений
Для 1й категории предъявляются следующие требования:
• Обеспечение прохождения приборов и инструмента в главный ствол (с незначительным уменьшением диаметра)
• Жесткое закрепление пакера-якоря в обсадной колонне, для защиты клина-отклонителя от проворота
• Универсальность оборудования, и обеспечение несложной ориентации клина для бурения бокового ствола, не требующее особых технических навыков.
Для 2й категории, как раз есть уже известная нам классификация по уровню сложности TAML (рис. 4, рис. 5).
Рисунок 5 – Классификация сочленений по уровню сложности TAML


Далее будет показан краткий обзор инструментов изготовленных вышеназванными компаниями.
Компания Baker Hughes сопровождала бурение около 600 многоствольных скважин уровнем сложности 3 и выше. Всегда для этого использовалась система подвешивания или вытаскивания клина на крюке. Процесс подвешивания и вытаскивания занимает не очень много времени и может использоваться многократно. Многосторонняя система RAM (рис. 7) была сделана для того чтобы вращая её можно было попадать в любые боковые ответвления (если их несколько), а так же в главный ствол скважины. К этой системе можно добавить любой инструмент для сочленения боковых стволов производства компании Baker Hughes для уровня сложности от 3 до 5. После того как система RAM установлена на уровне выхода в боковой ствол, её можно поворачивать и бурить другие боковые стволы. Для построения скважины уровня TAML 5, можно использовать систему сочленения боковых ответвлений HydraSplit (рис. 6).
Компания Weatherford для построения скважин 4 уровня, использует систему StarBurst (рис. 8).
Рисунок 8 - Система StarBurst (4уровень)

После установки полного комплекта StarBurst, пакер-якорь, внутри разбуривается для восстановления прохода в основной ствол скважины. В версии с 1 СПО эта система включает в себя следующие действия: спуск и установка пакер-якоря, ориентация клина отклонителя, забуривание бокового ствола.
Более подробно можно рассмотреть инструменты компании Schlumberger. Можно начать с системы бурения и заканчивания RapidTieBack, которая использует вырезанные заранее в обсадной колонне и закрытые изнутри разбуриваемым патрубком окна. Устанавливается эта система быстро, основное её преимущество состоит в возможности заканчивания до четырех боковых скважин. Более подробно принцип работы можно увидеть на рисунках 9 и 10. Исключая необходимость проведения фрезеровочных работ, применение технологии заранее вырезанных окон обеспечивает быстрый и правильный выход из обсадной колонны. При этом удается избавиться от металлической стружки и уменьшить риск повреждение обсадной колонны. Установка механической втулки надставки придает дополнительную устойчивость соединению боковых хвостовиков с основной обсадной колонной и обеспечивает избирательный доступ к ответвлениям скважины для проведения в них ремонтных работ [2].
Рисунок 10 - RapidTieBack в работе

Система заканчивания многоствольных горизонтальных скважин RapidAccess, обеспечивающая избирательный доступ к дренирующим скважинам, ориентирует вырезанные в обсадной колонне окна при монтаже сочленений с боковыми скважинами с открытым стволом, с частично цементированными хвостовиками и в более сложных случаях (рис. 11). Эта система обеспечивает также избирательный доступ в боковые стволы при выполнении операций, связанных с повторным вводом оборудования. В этом простом и недорогом способе вырезания окон используется патрубок со специальным пазом, называемый также разделительной втулкой обсадной трубы (ICC), который устанавливается в основную обсадную колонну для ориентировки серийно выпускаемых извлекаемых отклоняющих клиньев. Использование ICC исключает необходимость ориентации заранее вырезанных окон путем поворота всей обсадной колонны до нужного положения [2].
Втулка ICC выступает также в качестве реппера при вырезании окон в обсадной колонне, при этом обеспечивая открытый проход в основной ствол. Такую втулку в колонне можно поставить не одну, а несколько, таким образом из одной скважины можно бурить более 1го горизонтального ответвления. Здесь важно установить эту втулку на правильную глубину. Сочленение двух стволов в этой системе является открытым.
Рисунок 11 – система RapidAccess

Закрытое сочленение 4 уровня сложности представлено в система RapidConnect или RapidExclude. Конструкции этих соединений обеспечивают полную механическую целостность. И та и другая система обеспечивает плотное соединение главной скважины и бокового ствола по средством сборки составных частей соединений в скважине при соблюдении жестких допусков по размерам. Получающиеся в результате высокопрочные сочленения могут использоваться при бурении многоствольных скважин в неустойчивых, рыхлых, слабосцементированных или непрочных породах [2].
Для построения сочленений 5 уровня сложности можно использовать модуль стыковки RapidX производства компании Schlumberger (рис. 12). Это самая подходящая система сочленения для слабосцементированных и неустойчивых пород. Может выдерживать давление до 175,7 атмосфер. Система имеет специальное уплотняющее соединение. Подходит для раздельной эксплуатации продуктивных горизонтов. Эта система подходит:
• Для скважин нуждающихся в контроле песка и гнвп
• Для нефтегазоносных пластов состоящих из нескольких слоев
• Для месторождений с линзовидной структурой нефтяных пластов
За счет технической простоты этой системы, риски, а также время затраченное технические операции с этим оборудованием – минимизированны.
RapidX успешно используется на месторождениях России, Китая, Австралии и других нефтедобывающих стран. В таблице 1 приведены технические характеристики этого модуля стыковки.

Таблица 1 – Характеристики модуля стыковки RapidX
Характеристики
Диаметр обсадной колонны, мм 178 245
Диаметр бокового ответвления, мм 155,6 215,9
Внутренний диаметр ответления (после установки RapidX), мм 58,7 100,5
Внутренний диаметр основного ствола, мм 66,7 112,3
Сопротивление смятию, атм 175,7 175,7
Тип окна Фрез. Выход из обс. Колонны Фрез. Выход из обс. Колонны

2. Опыт строительства многоствольных скважин на месторождениях Ванкорского кластера
В нефтегазодобывающих регионах России для разработки месторождений углеводородного сырья все чаще применяется технология бурения многоствольных скважин с горизонтальными стволами в продуктивных пластах. Если горизонтальные скважины бурятся на Ванкоре уже давно, то с многоствольными скважинами дело обстоит несколько иначе. Первая попытка пробурить многоствольную скважину была реализована на севере Ванкорского месторождения. Необходимо было пробурить скважину на Яковлевский горизонт, в целевой пласт Як 3-7 с двумя горизонтальными стволами (рис 13), по причине его разобщения глинистыми породами мощностью 10-20 м., на 2 части. Два горизонтальных ствола предполагалось пробурить по двум пропласткам: Як-4 и Як-5. Проектные глубины обозначены в Таблице 2
Таблица 2 - Геологические цели
Геологические цели Глубина по стволу Зенитный угол Азимут Глубина по вертикали от стола ротора Глубина по вертикали от уровня моря
(м) (°) (°) (м) (м)

Клин отклонитель 1980,0 74,3 359,8 1638,5 1579,7
Т1 2104,6 78,4 359,8 1669,8 1611,0
T2 на Як-V 2345,9 89,8 0,0 1690,8 1632,0
T3 на Як-V 3045,9 89,8 0,0 1693,8 1635,0
T2 на Як-IV 2343,8 89,8 2,8 1676,8 1618,0
T3 на Як-IV 3043,7 89,8 359,9 1679,8 1621,0
Скважина бурилась в несколько этапов:
• Бурение основного ствола
• Бурение бокового ствола с установкой RapidX
Бурение секции хвостовика и его спуск прошли без осложнений, далее предстояло пробурить боковой ствол. Его строительство включало в себя несколько этапов:
1. Произвели спуск пакера-якоря (рис. 14) с разрывным керамическим диском, устанавливаемым ниже пакера, что позволяет изолировать основной ствол на время строительства бокового ответвления.
2. Для ориентации фигурного профиля пакера в скважину спустили специальный ориентационный стингер, однако состыковать его с пакером не удалось.
Рисунок 13 - Профиль многоствольной скважины на Як 3-7, Ванкорское месторождение
Рисунок 14 - Пакер-якорь RapidX

3. После этого установили второй пакер-якорь, сорентировали, и следующим спуском пошли уже с такой компновкой (рис. 14) снизу вверх: фрезеровочный якорь и шламоуловитель с безопасным переводником, клин отклонитель, компоновка фрез. Произвели вырез окна в ЭК колонне.
4. Спустили хвостовик. Голова хвостовика находится на 5-8 метров ниже окна в ЭК и представлена специальной полировочной воронкой
Рисунок 15 - Шаблон и коннектор RapidX

5. После извлечения клина-отклонителя с помощью крюка приступили к спуску “шаблона” МЗС RapidX (рис 15), и далее спустили коннектор. Стингер был успешно соединен с полировочной воронкой, соединение было опрессовано на давление 35 атмосфер.
6. Завершающей операцией при строительстве соединения многоствольной скважины было – спуск компоновки изолирующего эксплуатационного пакера, соединение его с воронкой коннектора и распакеровка.
7. В результате скважина была передана для ведения дальнейших работ по установке дефлектора и освоения бокового ствола. По техническим причинам установить дефлектор нужным образом не удалось: для захода инструмента в боковой ствол было принято решение спустить электроцентробежный насос (ЭЦН). По истечении времени ЭЦН был поднят для спуска и установки изоляционной компоновки (рис. 16) бокового ствола [5].
В целом система RapidX неплохо себя зарекомендовала, все таки строительство скважины удалось и её построили завершив все этапы. На сегодняшний день стоимость комплекта вместе с сервисом составляет 65 000 000 рублей. Но больше попыток бурить другие многоствольные скважины не было. Зато в 2014 году началось внедрение технологий строительства многозабойных скважин (рис. 17). Первая скважина была запроектирована с 10 горизонтальными ответвлениями, причем диаметр основного ствола был Ø152,4 мм., а боковых стволов Ø123,8 мм., т.е. бурение каждого бокового ствола сопровождалось четырьмя СПО, что отнимает очень много времени. После бурения горизонтальной части с боковыми ответвлениями в основной ствол была спущена компоновка хвостовика с фильтрам Ø114 мм. На последующих скважинах от технологии бурения боковых ответвлений меньшим диаметром отказались, и все операции происходили за один рейс:
• При строительстве горизонтальной части, сначала производилось бурение основного ствола до точки срезки в 1й боковой ствол
• Затем за 5-7 метров срезки в боковой ствол осуществлялась подготовка «трамплина», с целью облегчения срезки в дальнейшем в основной ствол
• После, зарезка и бурение бокового ствола
• Далее срезка и бурение основного ствола до следующего места срезки во 2ой боковой ствол.
На Ванкорском и Сузунском месторождении таким образом было пробурено 10 многозабойных скважин с количеством боковых стволов от 2 до 10. По классификации TAML место сочленения боковых стволов с основным будет соответствовать 1 уровню.
Несмотря на то, что значительного прироста дебита по сравнению с обычными горизонтальными скважинами не произошло, теоретически многозабойные скважины за счет увеличения площади дренирования пласта, должны уменьшить, либо отсрочить вероятность обводненности добываемой продукции. И как следствие, это приведёт к увеличению КИН.

3. Система строительства многоствольных скважин с применением оборудования НПП «Горизонт»
После проведения анализа российского рынка на предмет поиска технологий по строительству многоствольных скважин, нашлось немного компаний. Если сказать проще – их практически нет, если сравнивать с западными странами. Но одного производителя все же удалось найти, да еще и с опыт строительства МСС и МЗС на территории России.
Для начала необходимо сказать пару слов о Научно-производственном предприятии «Горизонт». Компания была образованна в 1997 году в одном из центров нефтедобычи России – городе Ижевске. Ядро коллектива, который состоит из известных специалистов по бурению, механике и металообработке, внедрило в начале 90х годов технологию бурения горизонтальных скважин в ОАО «Удмуртнефть», ставшим впоследствии одним из лидеров в России по применению этой технологии.
Основное направление деятельности предприятия - разработка технологии заканчивания скважин, в первую очередь, методом проводки горизонтальных стволов, технологическое сопровождение процесса бурения, разработка, изготовление и внедрение новых технических средств для предлагаемых технологий. Среди наших партнёров такие гиганты топливно-энергетического комплекса как "ЛУКОЙЛ", "Газпром", "Сиданко", "Татнефть", совместно с которыми мы внедряем новые технологические и технические решения в области бурения скважин. Среди наших партнеров по производству известные оборонные предприятия, такие как Ижевский механический завод, объединение "Ижсталь", объединение "Буммаш". Совместно с научно-исследовательскими институтами мы разрабатываем новую продукцию для топливно-энергетического комплекса. Сотрудники предприятия обладают опытом проводки десятков горизонтальных скважин и боковых стволов в различных регионах бывшего СССР. Мы бурили горизонтальные скважины, боковые горизонтальные стволы и многозабойные скважины в Казахстане и Эстонии, Башкирии и Татарстане, Удмуртии, Пермской, Тюменской и других областях. Вместе с тем, мы не считаем горизонтальные скважины панацеей от всех бед. Каждое месторождение имеет свой характер и подход к его освоению должен быть индивидуальным. Именно этой концепции мы стараемся придерживаться. В вопросах разработки технических средств для топливно-энергетического комплекса НПП "Горизонт" имеет значительный опыт, который, в первую очередь, базируется на координации деятельности предприятий различного профиля при осуществлении проектов. Предприятие является связующим звеном между нефтегазодобывающими компаниями, научно-исследовательскими и проектными организациями и производственными предприятиями, обладающими современным высокотехнологичным оборудованием и высококвалифицированным персоналом. Поэтому разработки НПП "Горизонт" отвечают требованиям нефтяников и газовиков. Кроме того, мы принимаем участие в адаптации западных технологий к российским условиям. Использование перспективных импортозамещающих технологических услуг и оборудования НПП "Горизонт" предприятиями нефтегазодобывающей промышленности России позволит обеспечить рост дебита скважин в 1,2-5 раз и увеличить нефтеотдачу пластов на 5-20 процентов, одновременно обеспечив дополнительную загрузку промышленных предприятий [7].
В дополнение можно сказать что хоть и опыт строительства МСС небольшой, но все пробуренные скважины успешно работают. Весь комплект оборудования с инженерным сопровождением обойдется ориентировочно в 23 600 000 рублей. Уровень сложности сочленения по классификации TAML – 4. Ниже будет описан весь процесс строительства соединения МСС.
Одним из основных элементов для функционирования клина отклонителя, является посадочная втулка (рис. 18). Она монтируется в специально изготовленном коротком патрубке диметром 178мм, и включается в состав ОК с учетом, того в каком месте планируется фрезерование окна для бурения БС. Далее с помощью приборов инклинометрии (здесь можно воспользоваться как услугами НПП «Горизонт», так и других компаний например «Sclumderger») происходит точное определение положения шпоночного паза. Затем на поверхности устанавливается нужное положение клина-отклонителя (рис. 19) относительно положения шпоночного паза ориентационной втулки. Производится спуск отклонителя в скважину, установка в посадочную втулку, и впоследующем фрезерование окна в обсадной колонне и бурение бокового ствола скважины (рис. 20). За счет заранее вставленных в обсадную колонну элементов (посадочная втулка) исключается риск «провала» клина в основной ствол. Так же разработчики предусмотрели и такие проблемы как «проворот» клина в процессе фрезерования окна в ОК. После того как БС пробурен, клин-отклонитель для зарезки извлекается с
Рисунок 19 – Клин-отклонитель для зарезки БС

Рисунок 20 - Забуривание Бокового ствола

Рисунок 21- Компоновка хвостовика ( 1-башмак; 2-трубы,фильтра,пакера; 3-ПГМЦ, ПХЦ; 4-обрезиненная гуммированная труба; 5-полый клин; 6 профильная труба, типа ПХН, ПХГМЦ; 7-вторая посадочная втулка)
помощью крюка, и в скважину спускается специальный «полый» клин 5, предназначенный для спуска компоновки хвостовика (рис. 21). В состав компоновки кроме традиционных частей входит: обрезиненная разбуриваемая труба 4, профильная труба (пакер-подвес) 6, и вторая посадочная втулка 7, предназначенная для ориентированной посадки эксплуатационного клина в дальнейшем.
После спуска компоновки происходит цементирование части хвостовика, что и обеспечивает нам уровень сложности TAML 4. Затем часть обрезиненной трубы разбуривается специальной фрезерной компоновкой для свободного доступа в основной ствол скважины. Для освоение и выполнение дополнительных работ в боковом стволе применяется эксплуатационный клин (рис. 22), который, со всем необходимым оборудованием передается в пользование заказчику. Ориентирование в
Рисунок 22 - Эксплуатационный клин
посадочную втулку, регулирование направление клина, осуществляется таким же образом как и для клина-отклонителя предназначенного для фрезерования и бурения бокового ствола.
К сожалению более подробную техническую информацию по работе этого оборудования (давления для пакеровки и т.д.) получить не удалось. Но суть принципа по которому строится сочленение многоствольной скважины именно с этим оборудованием донести удалось. Также представлены эскизы некоторых инструментов из этого комплекта. На данный момент компанией разрабатывается система строительства МСС 5 уровня сложности TAML, стоимость которой не должна быть значительно выше представленного комплекта. В сотрудничестве с компанией «Татнефть», с применение этой технологии уже удалось построить несколько успешных многоствольных скважин. Это говорит о том, что технология хоть ещё и является “не отточенной”, но все же подает большие надежды для данного сегмента рынка строительства эксплуатационных скважин.

4. Экономическая выгода от строительства многоствольных скважин с применением оборудования НПП «Горизонт»
Так как при бурении многоствольной скважины с двумя горизонтальными стволами теоретически должен быть достигнут такой же эффект как и от бурения двух скважин с горизонтальными стволами на тот же продуктивный пласт, то логично будет посчитать насколько дешевле нам обойдется строительство такой скважины. Расчеты поделены на несколько частей:
• Затраты на цементирование скважин
• Стоимость бурового раствора
• Затраты на сервис наклонно-направленного бурения (ННБ)
• Стоимость обсадной колонны
• Стоимость сервиса бурового подрядчика
Для расчета была взята пробуренная многоствольная скважина, и две пробуренные с этого же куста горизонтальные скважины. Все скважины производили бурение на проектный горизонт Як 3-7. Скважины будут обозначатся так: Скважина многоствольная (МС), скважина №1 и скважина №2. В таблице № 3, приведены глубины спуска ОК.
Таблица 3 - Интервалы спуска ОК
Интервалы установки обсадных колонн, м
Кондуктор (ОК Ø 324мм) Экс. Колона (ОК Ø 178мм) Хвостовик (ОК Ø 114мм)

Скважина МС 0-750 0-2105 1й) 2053-3043 2й) 2005-3092
Скважина №1 0-779 0-2342 2189-3211
Скважина №2 0-760 0-2139 2086-2784
Исходя из этих данных можно посчитать количество обсадной трубы на каждую секцию, количество необходимого цемента, и имея необходимые экономические показатели, а так же зная глубину бурения секций, мы можем сделать примерный расчет стоимости 4 значительных аспектов строительства скважин. Все расчеты не требуют каких-то специальных формул, поэтому представлены в виде таблиц № 4,5,6 и 7.
Таблица 4 - Расчет стоимости обсадных труб
Cекция Кондуктор Экс. Колонна Хвостовик (только обсадные трубы)
Скважина МС (длина ОК), м 750 2105 400
Скважина №1 (длина ОК), м 779 2342 200
Скважина №2 (длина ОК), м 760 2139 200
Вес 1 п.м. обсадной трубы, кг 56 39,6 23,6
Стоимость 1т обсадной трубы 67 097,36р. 160 589,78р. 71 120,70р.
Скважина МС (стоимость ОК) 2 818 089,12р. 13 385 158,16р. 671 379,40р.
Скважина №1 (интервал установки ОК), м 2 926 786,84р. 14 893 096,20р. 335 689,70р.
Скважина №2 (интервал установки ОК), м 2 855 663,64р. 13 601 954,36р. 335 689,70р.

Т.к. компоновка хвостовика всегда определяется по окончанию бурения, исходя из ФЕС пласта, наличия газовой шапки и т.д., и включает в себе кроме обсадных труб также фильтра, разбухающие пакера и прочее, мы взяли для расчета среднюю длину ОК – 200 метров на одну горизонтальную секцию.
Обсадные колоны использующиеся при расчетах:
• техн. колона Ø245мм производства компании “ИНТЕРПАЙП”, толщина стенки-8,9мм., тип резьбы-БТС, марка стали-Е.
• экс. Колона Ø177,8мм производства компании “СУМИТОМО”, толщина стенки-9,19мм., тип резьбы-VAMTOP, марка стали-N80.
• ОК для хвостовика Ø114,3мм производства компании “ИНТЕРПАЙП”, толщина стенки-8,6мм., тип резьбы-ОТТМ, марка стали-Е.


Таблица 5 - Расчет стоимости цемента

Внутренний диаметр пред. кол, м Глубина пред. кол, м Экв. диам. ствол, м Глубина башмака, м Диаметр колонны, м Объем ОЦР, м3 Объем ЦНП, м3 Стоимость 1м³ цемента Общая стоимость цемента для секции

Скважина МС
Тех. колонна 0,41 30 0,3167 750 0,2445 47,4 11 817,60р. 560 154,24р.
ЭК 0,2267 750 0,235 2105 0,1778 29,2 12 754,80р. 372 440,16р.
Скважина №1
Тех. колонна 0,41 30 0,3167 779 0,2445 50,9 11 817,60р. 601 515,84р.
ЭК 0,2267 779 0,235 2342 0,1778 34,7 12 754,80р. 442 591,56р.
Скважина №2
Тех. колонна 0,41 30 0,3167 760 0,2445 49,9 11 817,60р. 589 698,24р.
ЭК 0,2267 760 0,235 2139 0,1778 31,1 12 754,80р. 396 674,28р.

В таблице 6, расчет сервиса по ННБ производится при условии применения для бурения РУС Power Drive X5-6.
Таблица 6 - Расчет стоимости сервиса ННБ
Cекция Кондуктор Экс. Колонна Хвостовик
Скважина МС (длина участка бурения), м 720 1355 1й) 938 2й) 1038
Скважина №1 (длина участка бурения), м 749 1563 869
Скважина №2 (длина участка бурения), м 730 1379 645
Стоимость за 1 метр проходки 6 200,00р. 8 800,00р. 23 450,00р.
Скважина МС (стоимость бурения секции) 4 464 000,00р. 11 924 000,00р. 46 337 200,00р.
Скважина №1 (стоимость бурения секции), м 4 643 800,00р. 13 754 400,00р. 20 378 050,00р.
Скважина №2 (стоимость бурения секции) 4 526 000,00р. 12 135 200,00р. 15 125 250,00р.

Расчет стоимости бурового раствора производился по метровой ставке, так же как и предыдущий параметр.
Таблица 7 - Расчет стоимости раствора
Cекция Кондуктор Экс. Колонна Хвостовик
Скважина МС (длина участка бурения), м 720 1355 1й) 938 2й) 1038
Скважина №1 (длина участка бурения), м 749 1563 869
Скважина №2 (длина участка бурения), м 730 1379 645
Стоимость за 1 метр проходки 1 310,00р. 1 380,00р. 1 365,00р.
Скважина МС (стоимость бурения секции) 943 200,00р. 1 869 900,00р. 2 697 240,00р.
Скважина №1 (стоимость бурения секции), м 981 190,00р. 2 156 940,00р. 1 186 185,00р.
Скважина №2 (стоимость бурения секции) 956 300,00р. 1 903 020,00р. 880 425,00р.

В следующей таблице представлена стоимость работ буровой бригады исходя из суточной ставки работы бурового станка.
Таблица 8 - Расчет стоимости работы буровой бригады
РУС Суточная ставка работы бур. бригады (станка), руб Количество дней затрачиваемых на строительство скважины Ст. работы бур. бригады, р

Скважина МС 995 829,54р. 55 54 770 624,70р.
Скважина №1 995 829,54р. 35 34 854 033,90р.
Скважина №2 995 829,54р. 35 34 854 033,90р.

Хотелось бы заострить внимание на том что все расчеты носят приземленный характер и были произведены для примерной оценки на сколько же в % соотношении дешевле построить многоствольную скважину чем две обычных. Не учтены многие аспекты и инструменты, такие как кол-во передвижек БУ, буферные жидкости и другие добавки при цементировании, количество устьевого оборудование, стоимость сервисов других обслуживающих компаний и т.д. Таблица 9 показывает итоговую разницу в денежном эквиваленте.

Таблица 9 – Общая стоимость МС скважины в сравнении с двумя обычными скважинами
Сервисные услуги (материалы) Стоимость сервисных услуг (материалы)
Скважина МС Скважина №1 Скважина №2 Общая сумма по скважине №1 и №2 Разница

Работа буровой бригады 54 770 624,70р. 38 837 352,06р. 34 854 033,90р. 73 691 385,96р. 18 920 761,26р.
Наклонно-направленное бурение 62 725 200,00р. 38 776 250,00р. 31 786 450,00р. 70 562 700,00р. 8 045 400,00р.
Сервис по буровому раствору "Mi Swaco" 5 510 340,00р. 4 324 315,00р. 3 739 745,00р. 8 064 060,00р. 2 553 720,00р.
Цементирование скважин 932 594,40р. 1 044 107,00р. 986 372,52р. 2 030 479,52р. 1 097 885,12р.
Обсадная колонна 16 874 626,68р. 18 155 572,74р. 16 793 307,70р. 34 948 880,44р. 18 074 253,76р.
Стоимость системы НПП "Горизонт" для строительства МСС 23 600 000,00р. 0,00р. 0,00р. 0,00р. -23 600 000,00р.

Основные выводы и предложения
Основной задачей проектной работы было показать, на сколько выгоднее строить МСС чем простые скважины. Посчитано было далеко не все, проведена оценка только с точки зрения строительства скважины. Не учтены многие вышеперечисленные факторы, так же многое будет зависеть от режима работы скважины. Для более полного экономического обоснования необходимы расчеты и исследования длин горизонтальных стволов, и их расположение, должно быть учтено влияние этих стволов друг на друга. К примеру в работе [6] было проведенное гидродинамическое моделирование работы многоствольных скважин разной архитектуры дренажа, после чего сделаны некоторые выводы. Наиболее эффективными являются скважины с малым числом стволов, с наибольшей длинной и разводкой стволов друг от друга [6]. Так же исходя из материалов вышеупомянутой работы, можно сказать что необходимы достаточно обширные исследования прежде чем строить многоствольные скважины. Также в работе было презентовано оборудование российского производства, которое не уступает по качеству заграничному и стоит на порядок дешевле. В условиях нынешней экономической ситуации национальные предприятия такого профиля должны поддерживаться своими компаниями. Что впоследствии должно привести к замене импортного оборудования на отечественное в этой сфере.

Список использованной литературы

1. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. - Москва «Недра-Бизнесцентр» 2001г.
2. Журнал «Нефтегазовое обозрение» весна 2003г.
3. Информация про пробуренным скважинам, Ванкорское м-е, к.№108, скважины №570, 557, 578.
4. Клиценко Г.В. Строительство горизонтально-разветвленных скважин в России. Современное состояние и перспективы. - ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть», г. Красноярск.
5. Научно-технический вестник НК «Роснефть». Выпуск №2, 2014г.
6. Фокеева Л.Х. Определение оптимальной траектории и длин стволов многоствольных горизонтальных скважин с учетом особенностей коллектора. - Альметьевский государственный нефтяной институт.
7. http://www.horizon-drill.ru
8. http://www.slb.com, http://www.slb.ru.