АНАЛИЗ ПРИМЕНЯЕМЫХ КОМПОНОВОК НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ ПРИ БУРЕНИИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ НА ТЕРРИТОРИИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

ANALYSIS OF THE APPLIED LAYOUTS OF THE BOTTOM OF THE DRILL STRING WHEN DRILLING SIDE SHAFTS IN WESTERN SIBERIA

Danil Streltsov

student, Department of Oil and Gas Drilling, Tyumen Industrial University,

Russia, Tyumen

АННОТАЦИЯ

Детальный подбор элементов компоновок низа бурильной колонны (КНБК) даёт возможность добиться максимальной скорости проходки и существенно сократить сроки строительства скважин. В результате проведенного анализа эффективности применяемых на месторождениях Западной Сибири КНБК при строительстве боковых вторых стволов (БВС). осуществлен подбор оптимальных типов КНБК с целью уменьшения стоимости и времени строительства БВС.

ABSTRACT

A detailed selection of the layout elements of the bottom of the drill string makes it possible to achieve maximum drilling speed and significantly reduce the construction time of wells. As a result of the analysis of the effectiveness of the CNBCs used in the fields of Western Siberia during the construction of lateral second shafts. The selection of optimal types of CSCs has been carried out in order to reduce the cost and time of construction of the UAV.

Ключевые слова: компоновка низа бурильной колонны, боковой второй ствол, механическая скорость, режимы бурения.

Keywords: layout of the bottom of the drill string, lateral second barrel, mechanical speed, drilling modes.

В настоящее время реконструкция скважин методом бурения вторых стволов занимает важное место в приращении объемов добычи нефти. Одной из буровых компаний за 2021-2024 гг. путем зарезки боковых стволов реконструировано 286 скважин с применением различных компоновок низа бурильной колонны (КНБК). Детальный подбор элементов КНБК с учетом факторов, влияющих на бурение в конкретных технико-технологических и геологических условиях, даёт возможность добиться максимальной скорости проходки и существенно сократить сроки строительства скважин.

Для оценки эффективности используемой технологии, соответствия режимов бурения, применяемого оборудования и элементов КНБК используется показатель механической скорости бурения, характеризующий темпы разрушения горной породы, выраженный в метрах проходки за 1 час работы долота на забое.

На механическую скорость бурения оказывают влияние следующие факторы:

- прочностные свойства горных пород;

- режим бурения (расход промывочной жидкости, нагрузка на долото, частота вращения);

- траектория скважины (отходы, интенсивность искривления, бурение в режиме ротор/слайд);

- применяемая КНБК;

- тип и параметры бурового раствора;

- человеческий фактор.

Анализ выполнен по 247 пробуренным боковым стволам за период 2021-2024 гг. на нескольких месторождениях.

Разница показателей достигнутой механической скорости для разных месторождений достигает 30 %, что говорит о необходимости проведения анализа эффективности применяемых КНБК и подготовки соответствующих рекомендаций. Анализ данных показывает, что проектная механическая скорость занижена и не достигает средних показателей на 9 % по БГС и на 10 % по БНС.

Основными элементами КНБК, влияющими на показатель механической скорости являются породоразрушающий инструмент (долото) и забойный двигатель. На месторождениях Западной Сибири в условиях переслаивания пород с различными характеристиками остро встает вопрос правильного подбора забойных двигателей, обеспечивающих оптимальное сочетание числа оборотов и мощности на протяжении всего интервала бурения. Поэтому при проводке БВС до окончательного забоя одним долблением оптимизация возможностей долота и забойного двигателя становится первоочередной. На рисунках 3-5 и таблице 1 представлены достигнутые показатели средней механической скорости бурения долот в сочетании с двигателями, обладающими различными конструктивными особенностями, типоразмерами.  При анализе БГС данные были разбиты на наклонный и горизонтальный участки.

Выбор диаметра компоновки низа бурильной колонны для бурения БВС обусловлен минимальным проходным диаметром обсадной колонны «материнского ствола». Анализ пробуренного фонда БВС за 2015-2016 гг. позволил установить, что большая часть боковых стволов (89 %) на исследуемых месторождениях бурится из обсаженных колонн диаметром 146 мм, 9 % БВС зарезается из колонны диаметром 168 мм и 1,3 % из 178 мм. Как правило, при диаметре колонны 146 мм обычно применяются долота диаметром 123,8 мм (19 % использования) и 126 мм (75 %); при диаметре колонны 168 мм используют долота диаметром 126 мм (50 %) и 142,9 мм (40 %).

Анализ данных показывает, что за период 2015-2016 гг. использовано 29 различных комбинаций пар «долото-ВЗД» при бурении наклонно-направленных участков БГС, 22 комбинации при бурении горизонтальных участков БГС и 26 комбинаций в БНС.

Для выявления наиболее эффективных компоновок выполнена 2-х уровневая фильтрация.

Первый этап заключается в выявлении на основе имеющихся данных рабочих пар, отвечающих одновременно следующим требованиям:

1. Количество интервалов с использованием рабочей пары - не менее 3-х;
2. Доля оцененных интервалов со средней механической скоростью менее 7 м/ч не должна превышать 50 %;
3. Доля оцененных интервалов со средней механической скоростью свыше 9 м/ч, должна быть выше: 15 % - для компоновок с номинальным внешним диаметром 120,6 мм; 20 % - для компоновки с диаметром 123,8 мм, 25 % для диаметра 126 мм и 30 % для диаметра 142,9 мм.

Результаты (таблица 1) показывают, что для каждого номинального диаметра компоновки (в зависимости от проходного диаметра материнской колонны) выявлено от 2 до 4 видов эффективных пар «долото-ВЗД».

Таблица 1.

Выборка наиболее эффективных рабочих пар для колонн различного диаметра

Анализ эффективности применяемых компоновок низа бурильной колонны при бурении БВС, показывает наличие резерва повышения технико-экономических показателей строительства скважин за счет подбора оптимальных сочетаний пар «долото-ВЗД» в зависимости от диаметра обсадной колонны и соблюдения режимов бурения. Не стоит забывать, что параметры режима бурения взаимосвязаны и наибольшая эффективность достигается лишь при оптимальном сочетании этих показателей.

Список литературы:

1. Прохоренко, В. Отклоняющие КНБК для бурения боковых стволов двигателем-отклонителем с возможностью вращения ротором / В. Прохоренко // Технологии топливно-энергетического комплекса. – 2007. – № 4. – С. 16-20.
2. Ишбаев, Г. Г. Современные элементы КНБК от компании "БУРИНТЕХ" / Г. Г. Ишбаев, С. Ю. Вагапов // Бурение и нефть. – 2012. – № 6-7. – С. 44-46.