Роль управляемого бурения по давлению в решении задач разведки и оценки нетрадиционных газовых ресурсов на Ближнем Востоке: примеры из практики

Быстрый рост спроса на природный газ в регионе активизировал поиски нетрадиционных газовых ресурсов, несмотря на длительную зависимость от продуктивных традиционных коллекторов. Однако геологическая сложность, операционная неопределенность и высокие затраты на разработку, связанные с нетрадиционными залежами, создают существенные трудности для операторов. В статье оценивается совместная роль управляемого бурения по давлению (Managed Pressure Drilling, MPD) и бурения при пониженном давлении (Underbalanced Drilling, UBD) в преодолении этих проблем на примере разработки плотных (tight) газовых месторождений и оценки биогенного газа. Исследование демонстрирует, как MPD и гибридные методы MPD/UBD повышают эффективность бурения, улучшают характеристику пласта и снижают операционные риски в скважинах на нетрадиционный газ. Областью рассмотрения являются глубокие высоконапорные, высокотемпературные (HPHT) плотные газовые пласты, мелкие нентративные (unconsolidated) биогенные газоносные формации и интеграция передовых технологий измерения и управления давлением, таких как поддержание постоянного давления у долота (Constant Bottomhole Pressure, CBHP), динамическое испытание порового давления (Dynamic Pore Pressure Testing, DPPT), динамическое испытание прочности пласта (Dynamic Formation Integrity Testing, DFIT) и хвостовые изоляционные клапаны. Анализ включает обзор смежных скважин, бенчмаркинг эффективности бурения, гидравлическое моделирование и оперативные данные MPD и UBD в реальном времени. Оценивались конфигурации систем MPD, включая вращающиеся управляющие устройства, коллектора дросселей, газообрабатывающие установки и продвинутые системы учета, с точки зрения их способности поддерживать точные профильные давления в затрубном пространстве. Применялись гибридные схемы MPD и UBD для обеспечения контролируемого притока из пласта, снижения перевеса и верификации режимов порового и трещинного давления. В обоих примерах MPD использовалось как диагностическое средство и инструмент снижения рисков для борьбы с нестабильностью, потерями циркулирующего материала, ползучестью соли и сложностями контроля скважины. MPD позволило безопасно применять значительно меньшие плотности буровых растворов — до 38% ниже давления пласта в плотном газе и на 20% ниже геомеханических прогнозов в биогенном газе — без ухудшения контроля скважины. Это привело к существенному увеличению скорости проникновения, устранению сильных потерь, улучшению обнаружения газа и более точной характеристике пласта. Гибридный подход MPD/UBD сократил время работы установки до 40 дней на скважину и предотвратил потерю тысяч баррелей бурового раствора. MPD также превратило ранее неуспешные разведочные усилия в жизнеспособные многоскважинные программы, обеспечив надежную оценку пласта и стабильное бурение в глубоких HPHT формациях. Кроме того, MPD значительно повысило безопасность операций, отводя газ и сероводород от палубы буровой и персонала, и эффективно защищая от массивных и тотальных потерь жидкости, которые могут привести к коллапсу гидравлического столба и инцидентам по контролю скважины. В статье подчёркивается комплексная ценность MPD и UBD как стратегических средств, а не только инструментов снижения рисков, для разработки нетрадиционного газа. Также представлена роль современных изоляционных клапанов в затрубной зоне для поддержки рабочих процессов MPD и UBD, повышения эффективности при заходе/выходе колонн и сохранения целостности пласта. Выводы показывают, что ранняя интеграция MPD на этапах разведки и оценки существенно улучшает технические результаты, экономическую жизнеспособность и долгосрочное планирование разработки нетрадиционных газовых ресурсов.