«Татнефть» кратно уменьшила срок бурения горизонтальной скважины

«Татнефть» за рекордные 25 суток вместо плановых 60 пробурила горизонтальную скважину на Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения в Татарстане. Такое ускорение снизило стоимость бурения на 37%.

Для бурения девонских горизонтальных скважин в «Татнефти» применяются две конструкции — с перекрытием кровли Кыновского горизонта и без перекрытия.В первом случае Кыновский горизонт перекрывается обсадной колонной и затем бурится горизонтальный участок. Время бурения в среднем на скважину составляет 70 суток.

При второй конструкции кыновские глины не перекрываются. Обсадная колонна перекрывает зоны поглощения, что экономит время на их изоляцию. Таким способом были пробурены четыре скважины - в среднем за 52,8 суток.


Прим.: Отложения кыновского горизонта представлены в основном карбонатно-аргиллитовыми породами. Аргиллит – горная порода, схожая с глиной. Неустойчивые аргиллиты легко намокают и быстро разрушаются. Толщина верхнедевонского кыновского горизонта - от 27 до 35 м.
Напомним, «Татнефть» собирается осваивать новые горизонты  верхнего девона.

Горизонтальная скважина №179г пробурена вторым способом. Ускорить бурение позволило, в частности, изменение глубины спуска колонны диаметром 178 мм. Это позволило отказаться от ликвидации поглощений в вышележащих интервалах и сократить затраты времени на ликвидацию горно-геологических осложнений.

Для обеспечения устойчивости кыновских глин был применен буровой раствор на углеводородной основе (РУО) вместо раствора на водной основе. РУО имеет маслянистую основу. У него минимальная водоотдача, что позволяет сохранить устойчивость породы и не допустить обваливания.

Для оценки состояния ствола скважины и определения его внутренней геометрии в компоновке использовали акустический профилемер, он применялся при проработке ствола скважины перед спуском хвостовика.

Информация, которую передает прибор, позволяет определить устойчивость ствола скважины. Он помогает точнее рассчитывать цементирование, предвидеть опасные участки при спуске обсадных колонн.

Применение модулей каротажа в компоновке при бурении позволило отказаться от проведения окончательного каротажа и сэкономить на этом более суток. Модуль измерения давления позволил контролировать очистку ствола скважины. Все модули — отечественного производства, хотя в основном в российских нефтяных компаниях применяется иностранное оборудование.

Специалисты наблюдали в режиме реального времени за процессом очистки ствола. При этом они своевременно принимали решение по промывке, контрольным спуско-подъемным операциям и проработке ствола скважины, отмечает начальник отдела технологии и инжиниринга.

Использование высокопроизводительных долот в паре с винтовыми забойными двигателями позволило увеличить механическую скорость проходки с 20 до 31 м/ч и сократить количество спуско-подъемных операций.

Особенностью работы забойного оборудования является повышенный расход промывочной жидкости — 45–50 л/с при стандартном расходе 35 л/с.

«Этот подход планируется тиражировать на всех категориях скважин, приближая продолжительность бурения скважины ко времени механического бурения», - сообщил начальник Управления по строительству скважин Рамис Сагатов.

В «Татнефти» было разработано специальное оборудование, благодаря которому спуск и крепление хвостовика выполнены в режиме вращения. Конструкция подвески, разработанной специалистами бугульминского института «ТатНИПИнефть», даст возможность проведения на этой скважине многозонного гидроразрыва пласта (ГРП).




Пресс-служба ПАО "Татнефть"