Forajul direcțional , forajul oblic este o metodă de construcție a puțurilor în care au un profil spațial complex, incluzând un interval superior vertical, urmat de secțiuni cu abateri specificate de la verticală [ 1] . Folosit adesea în explorarea și producția de minerale, cum ar fi petrolul și gazele, în special în forajele multilaterale și în cluster. Începând cu anii 1990, tehnologiile de foraj direcțional au fost dezvoltate în mod activ pentru a crea puțuri cu secțiuni orizontale de până la câțiva kilometri lungime. Cel mai lung astfel de puț din 2017 a fost forat pentru producția de petrol pe raftul Sakhalin Z-44 Chayvo ( câmpul Odoptu-more , Rusia) - 15 km [2] [3] .
A început să fie folosit pentru prima dată la mijlocul secolului al XX-lea. Fondatorii acestei metode sunt petroliștii americani John Eastman, Roman Hines și George Feiling, care au aplicat-o pentru prima dată în 1934 pentru producția de petrol din câmpul Conroe, Texas [4] . În URSS, o metodă similară, cu sprijinul savantului de la Baku M.P. Guluzade a fost primul care l-a folosit pe petrolist azer Aga Neymatulla pentru a extrage petrol din zăcăminte greu accesibile: pe uscat în 1941 (regiunea Baku Bibiheybat) și în Marea Caspică în 1946-1947 [ 5 ] .
Tehnologia forajului înclinat controlat s-a dezvoltat treptat. Pentru a devia ansamblul găurii inferioare (BHA, ing. BHA ) de la verticală, în puț au fost instalate stăpâni (whipstocks, whipstock ); găurirea s-a realizat cu ansambluri rotative tradiţionale. Cu toate acestea, sondele direcționale create folosind această tehnologie nu au ajuns adesea la formațiunile țintă, având abateri semnificative de la azimuturile țintei [6] .
În secțiunile neverticale ale puțurilor cu o înclinare mai mare de 12 grade, dacă este necesară modificarea în continuare a unghiului zenit, se poate utiliza un ansamblu rotativ de fund cu stabilizatori și colere de foraj, care creează o sarcină de deviere asupra burghiului. Aspectul de referință (ansamblu de construcție) este utilizat pentru a seta unghiul, pendulul (ansamblul pendulului) pentru a reduce. Pentru a salva unghiul tastat, se folosește un aspect stabilizat (tangentă, ansamblu împachetat) [6] [7] .
Începând cu anii 1960, forajele direcționale au folosit adaptoare îndoite și ansambluri de motoare de fund (de exemplu, motoare de fond de foraj acționate hidraulic sau turboforatoare ). Inițial, curbele adaptorului aveau un unghi fix de înclinare de la 0,5 la 1 grad [6] . Direcția în astfel de aranjamente a fost stabilită prin rotirea coardei de foraj, cu toate acestea, pentru a schimba unghiul de înclinare, a fost necesar să se ridice la suprafață și să se înlocuiască adaptorul.
Ulterior, au fost inventate și introduse adaptoare cu îndoire controlată (de la 0 la 4 grade), fixate de la suprafață fără a ridica ansamblul din puț. Ele au fost, de asemenea, folosite împreună cu motoarele de fund, formând un motor orientabil [6] . Un astfel de motor poate fi utilizat în două moduri: găurire rotativă (rotativă), în care forța este generată de o masă rotativă sau de antrenare superioară și modul de alunecare, în care garnitura de foraj nu se rotește, iar burghiul este antrenat de un motor de fund. În modul de alunecare, unghiul de deviere azimutal este stabilit prin rotirea coloanei, iar unghiul zenital este stabilit de îndoirea adaptorului controlat [6] .
Odată cu scăderea rezervelor dovedite de petrol și gaze din rezervoarele accesibile la suprafață, utilizarea forajului direcțional a început să crească în lume. În Statele Unite, în 2004, erau în funcțiune 12 mii de astfel de puțuri (8% din totalul fondului), în Rusia la acea vreme erau mai puțin de 1% [8] .
La începutul anilor 1970, în URSS a început construcția primei sonde direcționale pentru explorarea câmpului Odoptu-Sea de pe raftul Sakhalin; puțul, lung de 3406 m, a fost finalizat în 1973, dar nu a produs petrol. Plecarea sa de pe verticală a fost de 2435,4 m, ceea ce timp de 10 ani a fost recordul URSS [8] .
Începând cu anii 1990 au fost dezvoltate sisteme rotative orientabile (RUS, Rotary steerable system ), permițându-vă să controlați înclinarea sondei în timpul forajului rotativ fără perioade de alunecare [9] . Inițial au fost folosite pentru forarea puțurilor cu abateri mari de la verticală, dar apoi au devenit utilizate pe scară largă pentru forarea puțurilor de orice profil [6] .
OJSC Rosneft-Sakhalinmorneftegaz a fost primul din Rusia care a început să utilizeze forajul direcțional de la țărm cu o deviere ultra-lungă a găurilor de fund de la verticală pentru dezvoltarea câmpului Odoptu-Sea pe Domul său de Nord [8] . Punerea în funcțiune a primei sonde nr. 202 cu o abatere de fund de 4781 m față de verticală cu un debit zilnic de 250 de tone este considerată începutul dezvoltării raftului rus în Orientul Îndepărtat [10] . Tehnologia aleasă este de 4-5 ori mai ieftină decât producția de ulei de pe platforme staționare rezistente la gheață. Acest câmp a devenit primul teren de testare din Rusia pentru utilizarea puțurilor cu abatere ultra-lungă a găurilor de fund de la verticală: adâncimea apariției lor a fost de aproximativ 1600 m, iar abaterea verticală a fost de la 4,5 la 6 km, factorul de complexitate a fost 4. Utilizarea metodelor de foraj direcțional cu un unghi de abatere de la verticală de 80-88 de grade a permis JSC Rosneft-Sakhalinmorneftegaz să fie primul care a început operarea comercială a câmpurilor de pe raftul Sakhalin, înaintea proiectelor internaționale Sakhalin-1 și Sahalin-2 [8 ] .
Dezvoltarea în anii 2000 a forajului direcțional cu secțiuni orizontale de până la 3–4 kilometri lungime, împreună cu fracturarea hidraulică în mai multe etape, a făcut posibilă începerea producției de gaze viabile din punct de vedere economic în America de Nord, iar apoi petrol ușor din rezervoare strânse din formațiuni de șist . (vezi Shale revolution ) [11] [12] .
Încercările timpurii de foraj direcțional și orizontal au fost semnificativ mai lente decât proiectele verticale din cauza necesității de opriri frecvente și de profilare a puțurilor, precum și de forarea mai lentă a rocii. Apoi, odată cu dezvoltarea motoarelor de fund și a instrumentelor de măsurare, viteza de găurire a crescut și măsurarea a devenit mai simplă.
Pentru puțurile înclinate, în care unghiul zenital nu depășește 40 de grade, este posibil să se utilizeze instrumente de măsurare tradiționale care sunt coborâte în puț pe un cablu. La unghiuri mari și prezența secțiunilor orizontale, sunt necesare instrumente mai complexe.
Pentru puțurile cu unghiuri mari, este, de asemenea, mai dificil să împiedici intrarea nisipului în puț.
În 1990, Irakul a acuzat Kuweitul că a furat petrol irakian în valoare de 2,4 miliarde de dolari din zăcământul Rumayla folosind foraje direcționale și a cerut despăgubiri [13] , care a fost unul dintre motivele invaziei Kuweitului în 1990. Câteva firme străine care operează în câmpul Rumaila au respins, de asemenea, pretențiile Irakului privind forajele direcționale ca fiind o „cortina de fum pentru a masca ambițiile în creștere ale Irakului” [14] .
La mijlocul secolului al XX-lea, a izbucnit un scandal din cauza furtului de petrol din zăcământul din estul Texasului folosind puțuri direcționale. A devenit cunoscut faptul că operatorii au forat puțuri direcționale din zonele din afara câmpului în formațiunea Woodbine, conectându-se la zonele productive deținute de companii mari. În timpul unei serii de investigații, inspectorii au descoperit și au blocat 380 de puțuri direcționale. Se estimează că petrolul în valoare de 100 de milioane de dolari a fost furat de la proprietarii de drept de-a lungul mai multor decenii [15] .
Instalațiile de foraj echipate cu motoare de mare capacitate (400 de tone sau mai mult) și un dispozitiv pentru deplasarea unui bloc de foraj pentru forarea în grup sunt utilizate pentru construcția și exploatarea puțurilor. Sistemul mecanizat de pregătire a fluidului de foraj este adaptat pentru utilizarea unei emulsii inversate pe bază de ulei , vă permite să colectați butași pentru curățare și eliminare [8] .
Cea mai dificilă sarcină la forarea puțurilor direcționale este ridicarea și coborârea unui șir de foraj cu un diametru mai mare de 2 m într-un puț aproape orizontal la o adâncime de cel puțin 4 mii de metri. Pentru a rezolva această problemă în câmpul Odoptu-Sea, s-a decis să coboare sfoara fără umplere cu fluid de foraj și, de asemenea, să se utilizeze noroiuri de diferite densități în părțile inferioare și superioare ale sforii pentru a ușura partea inferioară și a crea un antrenament. forță în partea superioară. Folosind această tehnologie, șirurile au fost trecute cu succes în toate puțurile, inclusiv în Nr. 208 cu o lungime de 6446 m în 44 de ore [8] .