слайдирование в бурении что это
Слайдирование в бурении что это
ПОЧЕМУ ВЫГОДНО РАБОТАТЬ С НАМИ:
Расширенная гарантия производителя
Цены без комиссии посредников
Индивидуальная комплектация и условия поставки
Оформление любой разрешительной документации
НОВОСТИ
Альтернатива роторным управляемым системам (РУС)
Бурение скважин с большими отходами от вертикали (БОВ), т.е. до 2000 м и более, в общемировой практике чаще всего реализуется роторными управляемыми системами (РУС).
Главным преимуществом роторных управляемых систем перед винтовыми забойными двигателями (ВЗД) является возможность управляемого бурения при вращающейся бурильной колонне. Однако частота вращения буровых труб в случае применения РУС должна составлять 180-200 об/мин 100% времени проводки интервала, что приводит к их повышенному износу. Защитная наплавка замков бурильных труб позволяет снизить их собственный износ, а также истирание предыдущей обсадной колонны. Защита бурильного замка является наплавкой упрочняющими износостойкими материалами.
Направленное бурение посредством ВЗД, включенного в компоновку бурильной колонны, осуществляется без вращения труб. Для ориентирования ВЗД выполняются отдельные подкручивания компоновки ротором на заданные углы поворота. Бурение в совмещенном режиме «ВЗД+ротор» никогда не составляет 100% времени проводки всего интервала, производится только на участках стабилизации пространственного угла и с частотой вращения 30-60 об/мин. При таких низких скоростях вращения износ замков буровых труб оказывается гораздо меньше, чем при эксплуатации роторной управляемой системы.
Строительство скважин БОВ с применением ВЗД компоновки, всегда сопровождается следующими техническими сложностями при бурении в режиме слайда (без вращения бурильной колонны)* :
1) доставка нагрузки на долото;
2) соблюдение плановой траектории ствола;
3) обеспечение необходимой очистки ствола от шлама.
Проблема с доставкой нагрузки на долото является ключевой и возникает вследствие зависания колонны бурильных труб при наборе зенитного угла, а также бурении длинных пологих и горизонтальных участков. В свою очередь зависание труб происходит вследствие действия на них силы трения в указанных интервалах.
В случае бурения в режиме слайда на бурильную колонну действуют следующие статичные нагрузки: скручивающая (реактивный момент от ВЗД) и сжимающая (нагрузка на долото). Под их воздействием колонна труб из прямой нитки превращается в пространственную спираль**. Т.е. при бурении без вращения компоновки более 50% бурильной колонны может не лежать на нижней стенке скважины. Таким образом, «недохождение» нагрузки до забоя никак не связано с силой трения, обусловленной собственным весом инструмента. Сила вдавливания спирали в стенку за счет сжатия инструмента также невелика (нагрузка на долото 215,9 мм составляет 100-120 кН, а сила вдавливания спирали в стенку является лишь ее составляющей).
Однако какая-то сила трения все-таки должна действовать на колонну буровых труб и довольно значительная. Ее приблизительная максимальная величина, при которой дальнейшее бурение без вращения инструмента становится невозможным, равна весу бурильной колонны, расположенной в вертикальном участке скважины.
Предположим, что имеется 3-х интервальный профиль.
Пусть бурение производится трубами СБТ 127 посредством ВЗД, входящего в состав компоновки бурильной колонны.
Допустим, что при бурении в режиме слайда на глубине 3285 м (по инструменту) колонна зависает окончательно и дальнейшая проводка ствола без вращения инструмента невозможна.
Тогда сила трения, действующая на трубы в наклонном и горизонтальном участке, равна весу 2000 м СБТ 127 (около 700 кН).
Но сила трения F сама по себе является лишь производной от прижимающей силы N, которая действует на инструмент. Силы F и N связаны между собой коэффициентом трения k (коэффициент трения стали о смазанную горную породу составляет около 0,2***):
F = N*k – формула силы трения
N = F/k = 700/0,2 = 3500 кН
Но, зная величину прижимающей гидростатической силы N и гидростатического давления P(25 МПа), можно достаточно точно определить суммарную площадь прижатия S:
P = N/S – формула давления
S = N/P = 3,5/25 = 0,14 м2 – суммарная площадь поверхности труб прижатая гидростатикой.
Очевидно, что при уменьшении площади контакта бурильной колонны со стенкой скважины ее подверженность действию гидростатики также сокращается. Уменьшить площадь контакта любой трубы с поверхностью можно путем установки ее на отдельные опоры (подложить под нее что-нибудь).
Для бурения скважин с большими отходами от вертикали без применения роторных управляемых систем наша компания предлагает оснащать часть бурильной колонны, работающей в открытом стволе, специальными вольфрам-титановыми наплавками собственного производства.
Расположение наплавок в определенном порядке на теле труб и буровых замках позволяет решить проблему зависания инструмента, т.к. сводит к минимуму действие гидростатической прижимающей силы, которая является основной причиной недохождения нагрузки до забоя при бурении в режиме слайда. Оснащение нижней части бурильной колонны опорами позволяет осуществлять строительство профилей любой сложности посредством традиционных компоновок с ВЗД, существенно экономя время и деньги за счет ухода от применения дорогостоящих роторных управляемых систем.
— твердость вольфрам-титановой наплавки составляет 89 HRC (срок эксплуатации не ограничен), твердость защиты Castolin на бурильных замках не превышает 60 HRC****;
— качество приварки таково, что наплавку невозможно оторвать отбойным молотком;
— оснащение 1000 м инструмента нашей вольфрам-титановой защитой не превышает 2 млн. руб. с НДС и требует не более 3-4 дней работы.
Теоретическое обоснование эффективности наплавок
Определим величину гидростатической прижимающей силы N, действующей на 1000 м инструмента с наплавками на замках и теле бурильных труб:
— площадь вершины наплавки приблизительно 20 мм2 (0,00002 м2),
— в каждый момент времени каждая труба опирается на 4 наплавки,
— 1000 м инструмента = 83 трубы по 12 м,
т.к. суммарная площадь наплавок S, имеющих контакт со стенкой, равна
S = 0,00002*4*83 = 0,00664 м2,
то величина гидростатической прижимающей силы N составляет
N = P*S = 25.000.000*0,00664 = 166 000 Н = 166 кН,
тогда сила трения F, которая возникает от действия N, определяется как
F = N*k = 166*0,2 = 33 кН – величина силы трения от гидростатики, действующая на 1000 м бурильной колонны в наклонном и горизонтальном участке.
При бурении без роторной управляемой системы скважин БОВ бурильной колонной с наплавками на замках и на теле труб гидростатическая прижимающая сила крайне мала, поэтому зависание инструмента и недохождение нагрузки до компоновки становятся невозможными.
Если кому-то интересно, какими особенностями по части управляемости компоновки и очистки ствола обладает бурильная колонна с наплавками, присылайте свои вопросы на почту hay@unitools.ru или 9557833@unitools.ru Этот материал нужно объяснять в индивидуальном порядке.
Оснащение бурильных замков наплавками из вольфрам-титана не только сократит площадь контакта со стенкой скважины, но и позволит предотвратить их износ по диаметру в течение всего срока эксплуатации.
Оперативная оценка насыщенности пород по газовому каротажу.
Авторы: Тарасова Е.В., Миникеев Р.Р., ООО «Петровайзер»
Издание: «Каротажник» №6 2015 г.
В настоящее время геолого-технологические исследования стали необходимым инструментом контроля проводки, без них не обходится бурение, капитальный ремонт практически ни одной скважины. Потребителями информации ГТИ являются геологическая и технологическая служба Заказчика и буровой компании и все службы бурового сервиса. Информация ГТИ широко используется при проектировании строительства скважин, разведки, освоения и эксплуатации месторождений, подсчете запасов нефти и газа.
Главное направление эволюции и последних достижений в области ГТИ направлено на снижение стоимости бурения скважин путем добавления новых видов услуг:
В 2013-15гг специалистами ООО «Петровайзер» произведен контроль бурения и выдано заключение о результатах ГТИ, насыщении коллекторов по результатам геохимических исследований ГТИ по 370 скважинам 24 месторождений на территории Центрального района России и Ненецкого АО, Западной и Восточной Сибири, Сахалина (ЗАО «Ванкорнефть», ОАО «Удмуртнефть», ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», ОАО АНК «Башнефть»). Более 90% исследований проведено в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах.
Поскольку технология бурения наклонно-направленных и особенно горизонтальных скважин существенно отличается от бурения вертикальных стволов, отличаются и методики интерпретации разрезов скважин.
При бурении горизонтальных стволов механическая скорость проходки зачастую зависит не от физических свойств пород, их литологии, а от технологии проводки скважины, и возможного ограничения скорости проходки по технологическим/геологическим причинам, что может привести к ошибочной интерпретации результатов механического каротажа.
При интерпретации рекомендуется рассматривать как неясное насыщение либо неопределенная литологическая характеристика моменты наращиваний, других перерывов в бурении, поскольку в эти моменты наиболее вероятны искажения данных как механического, так и газового каротажа (за счет технологических причин, программного и человеческого факторов). К погрешностям в определении параметров ГТИ после наращивания приводят высокие скорости проходки (до 60-80м/ч и более), отсутствие возможности достоверного определения нагрузки на долото и пр. При наличии дополнительной информации эти пробелы могут быть заполнены.
При слайдировании при помощи ВЗД бурильная колонна не вращается, буровой шлам должным образом не выносится на поверхность и может скапливаться вокруг бурильной колонны, в результате чего создается прихватоопасная ситуация и затрудняется возможность интерпретации данных по шламу, искажаются результаты механического каротажа.
На участке разреза (рис. 1) бурение производится при помощи ВЗД в режиме слайд-ротор. Литологическая характеристика, коллекторские свойства пород, насыщенность практически не меняются. Однако скорость проходки существенно снижается, изменяется кажущаяся нагрузка на долото, газ и шлам выходит неравномерно, пачками. При работе ротором возрастает кажущаяся нагрузка на долото, скорость проходки и давление нагнетания. При интерпретации результатов газового каротажа необходимо учитывать не связанное с насыщением пластов снижение газопоказаний в моменты наращиваний.
Рис. 1 Бурение при помощи ВЗД в режиме слайд-ротор.
Роторная управляемая система (РУС) не использует режим слайдирования для контроля направления скважины. Она постоянно вращается, направляя долото по желаемой траектории. Вращение всей бурильной колонны предотвращает прихваты и спиральное скручивание труб, обеспечивая передачу необходимой нагрузки на долото для оптимизации скорости проходки.
При наборе кривизны с использованием РУС (рис. 2) скорость проходки также зависит не только от литологии пород, но в меньшей степени, чем при бурении ВЗД. В моменты наращиваний отмечается не связанное с насыщением пластов снижение газопоказаний и изменение состава газа.
Рис. 2 Кривая механического и газового каротажа при наборе кривизны с использованием РУС.
По литературным данным, роторная управляемая система предпочтительна при бурении сложных участков с малым радиусом допуска. Высокопроизводительный забойный двигатель (ВЗД) может обеспечивать такие же результаты, что и РУС, в более мощных пластах и в случае, когда слайдирование будет сведено к минимуму.
На многих месторождениях бурение, в том числе в горизонтальном стволе, осуществляется с очень высокими скоростями (средняя скорость до 80 м/час). Это выгодно в коммерческом отношении, может способствовать поддержанию устойчивости ствола за счет снижения количества СПО и прочих гидродинамических воздействий на пласт. Однако с точки зрения интерпретации результатов ГТИ возникают дополнительные сложности при литологическом расчленении разреза, отборе шлама, при привязке газа и шлама и пр.
В большинстве случаев, несмотря на сложности интерпретации в горизонтальных стволах, пласты – неколлекторы выделяются снижением скорости проходки и появлением аргиллитов в шламовой смеси.
При высокой скорости проходки – 70-85м/ч – по механическому каротажу (Рис.3) четко отбился пласт аргиллита снижением скорости проходки до 20-30м/ч, с задержкой на время отставания пласт отразился на диаграмме газового каротажа.
Рис. 3 Выделение пласта аргиллитов 3585-3670м в горизонтальном стволе по механическому и газовому каротажу
Помимо технологии проводки скважины значительное влияние на результаты механического и газового каротажа и геологических исследований ГТИ оказывает траектория ствола скважины. При бурении «вверх» под углом более 90° происходит значительное снижение скорости проходки, не связанное с литологией пород. В период наращиваний и перерывов в циркуляции выделившийся в процессе бурения газ в соответствии с законами физики устремляется вверх, но не к устью скважины, а к забою, что приводит к перемешиванию вновь выделившегося в процессе бурения и находящегося в стволе скважины газа, неверной привязке газа, к помехам при интерпретации.
Сложности при интерпретации результатов ГТИ возникают также при бурении по синусоидальной траектории.
По результатам механического и гидродинамического каротажа производится расчленение разреза и выделение потенциальных коллекторов.
Характер насыщения коллекторов оценивается по результатам интерпретации данных газового каротажа, люминесцентно-битуминологического анализа шлама.
Формирование шламовых смесей и их характеристики при бурении в участках набора кривизны и в горизонтальных стволах также значительно отличаются от традиционных академических. Зачастую шлам размолот до размеров зерен, что не позволяет достоверно определить литологию пород, их коллекторские свойства и насыщение.
Первым этапом интерпретации газового каротажа является оценка качества результатов. Анализируется форма кривых газового каротажа, выполняется проверка соотношения газовых компонентов С1>C2>C3>C4.
Если соотношение не выполняется, рассматриваются следующие варианты:
Если результаты газового каротажа признаны корректными, производится их интерпретация.
Свойства углеводородов изучаемых отложений меняются в широких пределах от «сухого» (метанового) газа до «тяжелой» нефти с низким газовым фактором, до 3м 3 /м 3 смеси азот+метан, содержащей до 70% азота. Поэтому как при оперативном анализе, так и при выдаче окончательного заключения о насыщении коллекторов применяется комплекс из нескольких известных методик. Каждая из них имеет свои достоинства, недостатки и область применения.
Характер насыщения выделенных потенциальных коллекторов определяется по составу газа по:
Количественная интерпретация газового каротажа осуществляется по остаточной нефтегазонасыщенности Fнг (для нефтяных и газоконденсатных залежей) и газонасыщенности Fг (для газовых залежей).
Метод ОПУС3 (обобщенный показатель углеводородного состава)
Производится расчет показателя ОПУС3 по формуле:
Переводной коэффициент для пересчета значений С1отн, С2отн, С3отн:
Далее производится количественный анализ газовой фазы и оценка характера насыщения пласта.
Для оценки характера насыщения по соотношениям Пикслера производится расчет отношения содержания метана в газе к содержанию остальных УВ компонентов: С1/С2, С1/С3, С1/С4, С1/С5. На рис. 4 пример графической оценки характера насыщения пласта по соотношениям Пикслера. Положение линий, разделяющих на классы, отличается для разных регионов.
Рис 4 Пример графической оценки характера насыщения пласта по соотношениям Пикслера. Пласт с хорошими коллекторскими свойствами насыщен газоконденсатом либо смесью газ+нефть.
Метод X-log (методика «Geoservices»).
Производится расчет флюидных коэффициентов:
Фактор смачиваемости газа (Wh) (4)
Коэффициент отношения легких составляющих к тяжелым (Bh)
Определитель характерного признака нефти (Ch)
По комплексной оценке флюидных коэффициентов оценивается характер насыщения участка разреза.
Соотношения Старосельского В.И.
Комплексирование методик позволяет повысить эффективность оценки насыщенности, минимизировать вредные влияния добавок нефти в ПЖ (это влияние искажает результаты), отделить угольные пласты от нефтенасыщенных.
Установить жесткую границу между классами (газонасыщенные, конденсатонасыщенные, нефтегазонасыщенные, нефтенасыщенные, водонасыщенные породы) по результатам геохимических методов затруднительно и не всегда возможно. Граничные значения разделения на классы меняются в зависимости от состава газа, подбираются для разных регионов.
При низком коэффициенте дегазации в условиях газовой и газоконденсатной залежи можно получить хорошие результаты. В залежах нефти с низким газовым фактором результат практически нулевой, поскольку суммарные газопоказания практически не меняются при переходе от неколлектора к коллектору, состав газа искажается вплоть до полного абсурда, поскольку концентрация тяжелых компонентов, а иногда и метана оказывается ниже разрешающей способности газоаналитической аппаратуры. В отложениях с низким газовым фактором либо наличии снижающих степень дегазации добавок в ПЖ особенно важно наиболее полное извлечение УВ из раствора, в связи с чем остро стоит вопрос о повсеместном внедрении в практику работ высокоэффективных принудительных методов дегазации.
В большинстве случаев (при наличии материалов хорошего качества) по газовому каротажу отбивается вход в продуктивный пласт, смена насыщения газ-нефть (ГНК-газонефтяной контакт).
На рис. 5 по механическому и газовому каротажу, а также результатам исследования шлама отлично отбился и вход в проектный пласт
Рис. 5 Изменение абсолютных газопоказаний и состава газа, увеличение механической скорости проходки и количества известняка в шламе при входе в проектный пласт
Разделение на классы продукт-вода по результатам геохимических методов зачастую возможно только с учетом количественных критериев – рассчитываются коэффициент разбавления газа в ПЖ, приведенные к объему раствора газопоказания, остаточная нефтегазонасыщенность (Fнг) либо газонасыщенность (Fг) и по критическим значениям этих параметров производится разделение на классы вода-продукт.
где Z – коэффициент сжимаемости газа;
Т, Рпл – пластовые температура (°С) и давление (атм),
Гпр – приведенные газопоказания, газосодержание промывочной жидкости (см 3 /л).
Нв – вертикальная глубина скважины, м;
где Кд – коэффициент дегазации, определяется при калибровке;
Е— коэффициент разбавления газа в ПЖ.
где Qн – расход промывочной жидкости (л/сек),
ДМК – время бурения метра ствола скважины, мин/м,
dдол – номинальный диаметр долота, см.
Для количественной интерпретации газового каротажа необходимы величина газового фактора залежи (не всегда предоставляется Заказчиком) а также коэффициент дегазации ПЖ.
Контакт газ-нефть (ГНК) из применяемых методик наиболее корректно отбивается по ОПУС3 (рис.6).
Рис.6 Оценка характера насыщения по газовому каротажу, контакт газ-нефть
По газовому каротажу практически все методики интерпретации по углеводородным газам, за исключением количественных, достоверно оценивают только фазовое состояние УВ в промывочной жидкости, но не учитывают коллекторские свойства пород и возможное насыщение пласта смесью воды с УВ. Так, сильноглинистые породы-неколлекторы, имеющие поровое пространство, часть которого может быть занята УВ, могут характеризоваться по газовому каротажу и ЛБА как нефтенасыщенные.
Для выявления в разрезе участков обводнения, водонефтяного контакта (ВНК) необходимо помимо количественной интерпретации газового каротажа использовать результаты контроля электропроводности ПЖ (ГТИ).
К сожалению, в распоряжении интерпретационной службы ГТИ в большинстве случаев отсутствует информация по неуглеводородным газам, использование которой существенно повышает эффективность разделения на классы «нефть» – «вода».
Для окончательных выводов о насыщении пластов обязателен анализ газового каротажа в функции времени, чтобы исключить диффузионные газовые пачки, образовавшиеся в процессе наращиваний, перерывов в циркуляции и пр.
Повышение эффективности наклонно-направленного бурения
В последние десятилетия наблюдается рост добычи нефти и газа на фоне сокращения ввода новых месторождений. Многие эксперты связывают это в первую очередь с повышением эффективности бурения. Какие технологии используют сегодня ведущие мировые компании?
В последние десятилетия наблюдается рост добычи нефти и газа на фоне сокращения ввода новых месторождений. Многие эксперты связывают это в первую очередь с повышением эффективности бурения. Какие технологии используют сегодня ведущие мировые компании?
Особенно этот эффект заметен в США, где внедрение новых технологий позволило значительно увеличить добычу нефти и сократить сроки строительства скважин. Так, согласно информации департамента энергетики США (EIA) рост добычи на нетрадиционных месторождениях за последние 7 лет составил от 200% до 500% в пересчете на 1 буровую (Рис 1).
Рис 1. Ежедневная добыча нефти и газа для выбранных месторождений в пересчете на 1 буровую. Growth in U.S. hydrocarbon production from shale resources driven by drilling efficiency, EIA.
Помимо перехода от бурения вертикальных и наклонно-направленных скважин к бурению горизонтальных скважин, широкому применению МГРП значительный вклад также принесло увеличение эффективности бурения. Основные аспекты влияющие на эффективность бурения будут рассмотрены в настоящей статье.
Основные методы оценки эффективности бурения
Оценка эффективности бурения представляет собой нетривиальную задачу. Большое количество факторов зависят от района проведения работ и даже от конкретной буровой. Кроме того, значительную проблему в оценке эффективности бурения составляет отсутствие или низкое качество статистики.
К основным методам оценки эффективности бурения относят:
— количество метров пробуренных за определенный интервал (сутки, месяц, год);
— количество дней затраченных для бурения скважины;
— количество пробуренных метров на одну буровую;
— количество пробуренных скважин;
— количество скважин оправдавших ожидания по дебиту;
— затраты на бурения метра проходки;
Стоит учитывать, что на вышеприведенные методы большое внимание оказывает сложность скважин и в полной мере такие методы могут применяться лишь для однотипных скважин. На рисунке 2 приведен пример оптимизации проекта в России для 56 скважин.
В России также широко используется график «Глубина-День» для сравнения эффективности применяемых решений на одном месторождении или проекте. В этом случае есть возможность проследить эффективность бурения каждой секции и выделить интервалы с наибольшими рисками непроизводительного времени. На рисунке 2 приведены примеры бурения скважин в регионе Коми (красные линии) по сравнению с типовой скважиной (голубая линия).
Экономические аспекты повышения эффективности бурения
Как в России, так и за рубежом было проведено большое количество исследований посвященных экономической целесообразности различных методов повышения эффективности бурения. Были выведены и проанализированы различные методы увеличения механической скорости проходки в зависимости от их стоимости [1], влияние различных методов на чистую приведенную стоимость (NPV) проекта [2] и многие другие. Однако следует признать, что все подобные исследования выполнялись лишь для определенного набора методов или для конкретного месторождения/проекта.
В целом не существует универсальной методики оценки экономической целесообразности применения того или иного метода, что создает определенные проблемы при планировании новых месторождений. В большинстве случаев разработка месторождения начинается с использованием наиболее дешевых методов, а внедрение новых технологий производится по итогам опытно-промышленных работ. Причинами такого подхода является большое количество предлагаемых решений на рынке сервисных услуг, а также сложность оценки рисков и экономической эффективности.
В качестве наиболее простого примера можно привести сравнение различных методов применяемых в наклонно-направленном бурении по соотношению эффектность/стоимость для 2 случаев:
Площадь круга при этом соответствует экономической эффективности.
Так при бурении наиболее простых скважин (Рис. 3.1.) наиболее эффективным является оптимальный подбор параметров бурения, оптимизация траектории и подбор долота, при этом затраты на более мощную и современную буровую установку являются менее эффективными.
При бурении более сложных скважин (в том числе морских скважин) наиболее эффективными являются затраты на модернизацию буровой установки, использование современных методов в ННБ, в частности роторно-управляемых систем (РУС), а также оптимальный подбор бурового раствора (например, РУО вместо РВО).
Методы повышения эффективности бурения
Методы позволяющие повысить эффективность бурения можно условно разделить на следующие группы:
— сокращение непроизводительного времени;
— увеличение скорости бурения;
— увеличение дебита скважин;
— снижение стоимости бурения.
Сокращение непроизводительного времени. К данной группе можно отнести методы, которые позволяют сократить непроизводительное время, в том числе и скрытое непроизводительное время. Такими методами является использование более надежного оборудования, контроль за забойными шоками и вибрациями, оптимизация параметров бурения и т.д.
К скрытому непроизводительному времени относятся все те операции, которые прямо не связаны с бурением, например, наращивания, снятие замеров, передача команд РУС и т.д. Хоть такие операции и не рассматриваются большинством компаний как непроизводительное время, однако их оптимизация позволяет значительно повысить эффективность бурения.
Увеличение скорости бурения. В этой группе в первую очередь можно отметить следующие методы:
— оптимизация конструкции скважины и траектории скважины. В том случае появляется возможность значительно сократить время слайдирования, а также увеличить МСП за счет роторного бурения нестабильных интервалов пород;
— подбор пары ВЗД-долото позволяет сократить интервалы слайдирования и увеличить МСП;
— использование профилированных ВЗД (Рис. 5) позволяет значительно увеличить МСП за счет более высокого крутящего момента на долоте и снизить риск отказа оборудования;
— использование роторно-управляемых систем позволяет значительно увеличить среднюю МСП за счет отсутствия интервалов слайдирования, а также позволяет бурить более глубокие и сложные скважины (Рис. 6);
Увеличение дебита скважин. Наиболее обширная группа к которой относятся аналитические методы позволяющие на стадии планирования (сейсмический, гидродинамический анализ), бурения (использование приборов каротажа во время бурения, геонавигация, интерпретация данных в реальном времени) и заканчивания (мультистадийный ГРП, интеллектуальный системы заканчивания) значительно повысить дебиты скважин.
Здесь необходимо также отметить что некоторые из этих методов, такие как и геонавигация (геологическое сопровождение и обновление геологической модели в процессе бурение), интерпретация (анализ ФЕС коллектора в реальном времени) при незначительных затратах позволяют значительно повысить эффективность бурения. Причем геонавигация и интерпретация показывают свою эффективность даже при бурении скважин с последующим проведением мульстадийного ГРП.
Кроме вышеперечисленных методов, к данной группе также можно отнести бурение многоствольных и многозабойных скважин.
Снижение стоимости бурения. Зачастую повышение эффективности бурения можно достичь не только за счет внедрения более совершенных и дорогих методов, но и за счет снижения затрат. Например, при переходе от 4-х к 3-х колонной конструкции скважины (Рис. 7) можно значительно сократить затраты на обсадную колонную, снизить количество спуско-подъемных операций и значительно сократить время строительства скважин.
Список литературы
Автор: Мороз Павел Юрьевич, компания Halliburton