Уменьшение диаметров обсадных колонн — одно из направлений повышения эффективности разработки месторождений посредством сокращения капитальных затрат нефтегазовых компаний при строительстве скважин без потери их добывающих характеристик [1–10]. Подобная оптимизация конструкции скважины влечет снижение металлоемкости, потребного объема буровых промывочных жидкостей и тампонажных растворов, сокращение объема отходов бурения и, как следствие, уменьшение подготовительных работ по отсыпке кустовой площадки за счет снижения размеров шламового амбара.

Традиционная конструкция наклонно-направленных скважин в регионе — это направление диаметром 324 мм, кондуктор — 245 мм, эксплуатационная колонна — 146 мм. В горизонтальном бурении используются эксплуатационная колонна диаметром 168–178 мм и хвостовик 114 мм
либо применяются колонны монодиаметра 146 мм, обсаживающие транспортную и горизонтальную секции в наклонно-направленных скважинах с горизонтальным окончанием. Данные факторы обуславливают необходимость применения буровых установок повышенной грузоподъемности, а глубинно-насосное оборудование в основной массе представлено линейкой электроцентробежных насосов (ЭЦН).

Актуальность рассмотрения вариантов конструкций скважин уменьшенного (малого)
диаметра (СМД) обусловлена существенным ростом стоимости используемых материалов.
Так, например, изменение стоимости обсадной трубы в последние годы составило 35–45 %, бурового раствора — 50–80 %, а по некоторым импортируемым материалам и реагентам, в связи с изменением логистических затрат, — кратно. При этом общеотраслевым трендом является увеличение на традиционно разбуриваемых месторождениях доли запасов углеводородов, экономически нерентабельных для разбуривания в перспективе при подобных сценарных условиях. Применение решений, обеспечивающих снижение капитальных затрат, таких как переход на СМД, может повысить эффективность таких участков (объектов, залежей).

Анализ международного опыта строительства СМД показал, что на ряде североамериканских проектов отмечено снижение до 3 % стоимости скважин [1, 2]. Так, в одном из проектов в Канаде построено 16 СМД с диаметрами обсадных колонн 89–114 мм и обеспечена экономия капитальных затрат в 18 % [3]. Там же в 2024 году пробурили СМД с длиной по стволу от 3 050 до 3 500 м. При этом общая металлоемкость скважин снизилась на 35 %, количество тампонажного раствора —
на 37 % [4]. Аналогичный опыт по бурению СМД имеется и в Европе. Так, в Северном море на месторождении, находящемся на позднем этапе разработки, построены скважины малого диаметра без потерь времени [5]. На Ближнем Востоке в ОАЭ пробурены СМД с горизонтальным окончанием с диаметром эксплуатационной колонны 114 мм и диаметром открытого ствола 156 мм. При этом снижение общей стоимости строительства скважин составило 2 % [6]. В Китае начиная с 1990-х годов ведутся работы по строительству СМД диаметром 89–114 мм на месторождениях сланцевого газа [7].

В отечественной практике идея строительства СМД возникла в 1960-х годах, но ее реализация была отложена в связи с отсутствием на тот момент эффективных технико-технологических решений наклонно-направленного бурения скважин с уменьшенными диаметрами, а также соответствующего внутрискважинного оборудования. Бурение СМД, первоначально проводившееся на территории Башкортостана и Краснодарского края, было приостановлено в связи с активной разработкой месторождений Западной Сибири. С учетом накопленного опыта зарезки боковых стволов и бурения горизонтальных скважин с применением малогабаритных компоновок низа бурильной колонны (КНБК) за последние 25 лет такие компании, как ПАО «Татнефть», АО «РИТЭК», ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» и др., опробовали и тиражировали строительство СМД на месторождениях Волго-Уральской нефтегазовой провинции и месторождений Пермского края [8–10]. Помимо этого, успешный опыт строительства СМД имеется на территории Оренбургской и Самарской областей, Самотлорского и Мыхлорского месторождений [11 и др.].

В Пермском крае технология строительства СМД внедряется с 2010-х годов. Конструкция традиционных скважин и СМД Гондыевского, Южинского, Осинского месторождений Пермского края, пробуренных на каширские, верейские и башкирские отложения, приведена на рисунке 1.
По результатам тиражирования технологии пробурено свыше 800 СМД, получено сокращение стоимости скважин на 25 % [9].

Специфика внедрения СМД на месторождениях Волго-Уральской нефтегазовой провинции заключается в следующих особенностях, обеспечивающих успешность тиражирования данной технологии:
• в меньших по сравнению с Западной
Сибирью глубинах залегания продуктивных пластов (глубина строящихся СМД обычно не превышает 1 500 м по вертикали);
• основной фонд — это наклонно-направленные скважины, что не требует применения буровых установок повышенной грузоподъемности;
• глубинно-насосное оборудование в большинстве случаев представлено штанговыми глубинными насосами (ШГН) или их аналогами, обеспечивающими эффективность добычи в неглубоких и невысокодебитных СМД.

В 2017 г. ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» выполнено технико-экономическое обоснование технологии строительства СМД на месторождениях Западной Сибири. По итогам оценки была подобрана оптимальная конструкция, разработана проектная документация и проведены опытно-промышленные работы [11]. Оптимизированная конструкция наклонно-направленной СМД предусматривала: направление диаметром 245 мм, кондуктор — 178 мм и эксплуатационная колонна — 114 мм.

Бурение СМД велось на целевые пласты группы Т и Ю, залегающие на глубине 2 045–2 370 м по вертикали. На двух кустовых площадках было пробурено 9 скважин как с использованием мобильного, так и эшелонного типов буровых установок, а также 102 мм бурильного инструмента при бурении под эксплуатационный ствол. В ходе реализации ОПР в 2018–2019 гг. все скважины доведены до проектного забоя и построены с предлагаемой конструкцией, при этом максимальный забой составил 2 576 м, а максимальный зенитный угол достигал 42°. В процессе реализации ОПР достигнуты механические скорости бурения, сопоставимые со скважинами традиционной конструкции. Шесть из девяти скважин были пробурены с мобильной буровой установки (грузоподъемность 125 т), три скважины проведены с эшелонной буровой установки (грузоподъемность 200 т). При применении эшелонной установки получены коммерческие скорости, превышающие показатели по традиционной конструкции. При освоении всех скважин выполнены 1–2 гидроразрыва пластов. По результатам оценки ОПР были сформированы рекомендации для повышения эффективности технологии и определены критерии по подбору скважин-кандидатов для бурения СМД.

В связи с существенным увеличением в 2022–2024 гг. стоимости материалов, оборудования и реагентов, используемых при строительстве скважин, нами выполнена технико-экономическая оценка по оптимизации конструкций наклонно-направленных скважин для объектов разработки месторождений Среднего Приобья (Сургутского и Вартовского свода — на группы пластов Б, Ач, Ю).
Отличием данного района от Шаимского является большая глубина залегания целевых пластов (до 2 900 м). В рамках данной задачи были рассмотрены 7 типов конструкций, из них 2 (с колонной и хвостовиком диаметрами 102 мм) на этапе проработки были отклонены по причине их несоответствия требованиям по бурильному инструменту и КНБК (обеспечение использования стандартного парка оборудования, применимого как для бурения наклонно-направленных скважин, так и наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием в рамках одной кустовой площадки).

Таким образом, рассмотрены 5 основных видов конструкций наклонно-направленных скважин с диаметрами колонн 114–140 мм (рис. 2).

Расчеты выполнялись применительно к пласту ЮВ на проектную глубину 3 261 м по стволу и смещением 1 200 м. При расчете продолжительности строительства учитывались изменения перечня и последовательности технологических операций и механической скорости проходки. Также по результатам расчетов определены объемы уменьшения используемых материалов по каждому виду конструкций и, соответственно, их экономическая оценка (снижение затрат относительно базовой конструкции приведено на рисунке 2).

В связи с изменением внутреннего диаметра колонн выполнены подбор глубинного насосного оборудования (ГНО) и оценка соответствующего изменения эксплуатационных затрат, учитывая стоимость проката электроцентробежных насосов, расходы на электроэнергию, изменение периодичности текущего ремонта скважин (ТРС) в зависимости от наработки на отказ и изменение стоимости и износа насосно-компрессорных труб (НКТ). Результаты оценки приведены в таблице 1.

Для варианта оптимизации № 1 для добывающих скважин с эксплуатационной колонной 140 мм возможно применение УЭЦН 5. В этом случае изменение стоимости эксплуатации не происходит. При снижении диаметра колон по вариантам № 2–5 в добывающих скважинах уменьшается и типоразмер ГНО, при этом их эксплуатация дороже на 4,6–15,3 % соответственно для УЭЦН 4
и УЭЦН 2А. Для нагнетательных скважин по вариантам № 3 и № 5 затраты на эксплуатацию будут ниже на 2,3 % относительно базовой конструкции за счет применения лифта НКТ меньшего диаметра.

Дополнительно рассчитаны:
• изменения физических объемов шламового амбара и кустовой площадки вследствие уменьшения отходов бурения и их стоимостной оценки в среднем на одну скважину (удешевление на одну скважину для конструкции по
варианту № 1 составляет 0,6 % и 1,3 % для вариантов № 2–5);
• по каждой конструкции были определены возможные риски, связанные с бурением, креплением и последующей эксплуатацией, а также наличие материалов, оборудования и инструмента как в сервисных организациях, так и в промышленном производстве.

В расчете не учтены издержки, связанные с эксплуатацией скважин уменьшенного диаметра (в т.ч. монодиаметральных). Сводная информация по экономическому эффекту при переходе на рассматриваемые конструкции приведена в таблице 2.