Бурение слайдом: Бурение наклонно-направленных скважин с применением программного обеспечения «Слайд Мастер»

Дом

Содержание

Особенности интерпретации результатов ГТИ горизонтальных скважин

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:

  • повышение безопасности буровых работ;
  • удешевление процесса бурения; 
  • оценка продуктивности в сложных геологических условиях;
  • применение ГТИ в геонавигации.

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:

  • Иное соотношение компонентов, характерное для данной залежи (например С1>C3>C2>C4),
  • Влияние добавок УВ в ПЖ либо рецептуры раствора,
  • Некачественный газовый каротаж

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 3м33 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: 

  • палеткам РАГ (раздельный анализ газа), 
  • соотношениям Пикслера, 
  • по ОПУС3 (обобщенный показатель углеводородного сырья),  
  • по критериям Старосельского, 
  • методу базовых треугольников.

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:

 ОПУС3=(С1отн испр*С2отн испр)/(С2отн испр+С3отн испр)2 (1)

Переводной коэффициент для пересчета значений С1отн, С2отн, С3отн:

а=(С1отн+С2отн+С3отн)/100 (2)

С1отн испр=С1отн/а; С2отн испр=С2отн/а; С3отн испр=С3отн/а (3)

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: С12, С13, С14, С15. 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)

Wh=100*(C2абс+С3абс+С4абс+С5абс)/(С1абс+C2абс+С3абс+С4абс+С5абс) 

Коэффициент отношения легких составляющих к тяжелым (Bh)

Bh= (С1абс+C2абс)/ (С3абс+C4абс+iС4абс+C5абс) (5)

Определитель характерного признака нефти (Ch)

Ch= (C4абс+iС4абс+C5абс)/ С3абс (6)

По комплексной оценке флюидных коэффициентов оценивается характер насыщения участка разреза.

Соотношения Старосельского В.И. 

Кэ=100*С2/(С34) (7)

∑ТUотн=(С2отн+высш)(8)

Кж=100*∑ТUотн/С1отн (9)

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. 

 Нефтенасыщенные пласты каменноугольных и девонских отложений с низким газовым фактором (3-10 м33, причем газ содержит до 70% азота) даже при высоком качестве газового каротажа могут попадать в разряд остаточной нефти, водоносные пласты — в разряд газоносных, нет четкости в различии газонасыщенных и газоконденсатных пластов и т. п. 

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.

Fг = 0,37*Гпр*Z*T / Рпл , (%), (7)

где Z – коэффициент сжимаемости газа;

Т, Рпл – пластовые температура (°С) и давление (атм),

Гпр – приведенные газопоказания, газосодержание промывочной жидкости (см3/л).

Fнг =100*Гпр*(1,05+1,66*10-4* Нв)/G   (%), (8)

где G – газовый фактор нефти, м33,

Нв – вертикальная глубина  скважины, м;

Гпр=10-3*Кд*Г*Е, (м33) (9)

где Кд – коэффициент дегазации, определяется при калибровке;

Г — полная величина суммарных газопоказаний (%),

Е— коэффициент разбавления газа в ПЖ.

Е=770*Qн*ДМК/ d2дол, (10)

где – 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. 

Выводы:

  • При бурении горизонтальных стволов механическая скорость проходки зачастую зависит не от физических свойств пород, их литологии, а от технологии проводки скважины.
  • Помимо технологии проводки скважины значительное влияние на результаты механического и газового каротажа и геологических исследований ГТИ оказывает траектория ствола скважины.
  • 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.
  • Комплексирование методик позволяет повысить эффективность оценки насыщенности по газовому каротажу, минимизировать вредные влияния добавок нефти в ПЖ (это влияние искажает результаты), отделить угольные пласты от нефтенасыщенных.
  • Формирование шламовых смесей и их характеристики при бурении в участках набора кривизны и в горизонтальных стволах значительно отличаются от традиционных. Зачастую шлам размолот до размеров зерен, что не позволяет достоверно определить литологию пород, их коллекторские свойства и насыщение.  

 

Список литературы:

  1. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения: М., Нефть и газ. 1997,
  2. Лукьянов Э. Е. Геолого-технологические и геофизические исследования в процессе бурения. – Новосибирск: Историческое наследие Сибири, 2009. – 752с.
  3. Лукьянов Э.Е., Новая технология определения характера насыщения пластов-коллекторов по данным газового каротажа – Тверь: НТВ «Каротажник», №8, С.1-12, 2008.
  4. Лукьянов Э.Е. Критерии определения типа пластового флюида в залежах по соотношению легких углеводородов газовой части флюида. – Тверь: НТВ «Каротажник», №71, С. 17-21 2000 
  5. Чекалин Л.М. Газовый каротаж и геологическая интерпретация его результатов. И., «Недра», 1968, с. 115. 
  6. Чекалин Л.М., Моисеенко А.С., Шакиров А.Ф. и др. Геолого-технологические исследования скважин М.: Недра, 1993. 240 с.

«НСХ Азия Дриллинг» реализовал проект «Цифровая буровая»


Пилотный проект компании «НСХ Азия Дриллинг» «Цифровая буровая» уникален сам по себе — казалось бы, обычную буровую установку здесь превратили в абсолютно новый продукт, который позволяет бурить скважины быстрее и эффективнее, а главное, этот проект позволяет максимально уйти от ошибок человеческого фактора.


Сергей Сергеев, руководитель департамента закупок «Газпром нефть»: «В первую очередь, окупаемость произойдет как раз за счет ускорения. Ускоряя строительство скважины, мы меньше платим за эту скважину, поэтому, даже несмотря на дополнительную стоимость тех дополнений, которые мы сделали на этой буровой установке, сокращение сроков, безусловно, позволит сократить и стоимость скважины».


Еще несколько лет назад вся работа на буровых установках осуществлялась вручную при любой погоде. Сейчас же рабочее место бурильщика больше напоминает кабину пилота самолета — здесь находятся все инструменты для дистанционного управления процессом бурения и своевременного принятия решений.


Дмитрий Шабалин, бурильщик 8 разряда: «Это большой шаг вперед в плане бурения. У бурильщика ранее были только примитивные данные, то есть это вес на крюке, мы не могли отслеживать остальное. Здесь я вижу уже в настоящем времени, куда я бурю, то есть все данные здесь. Система «Рокет» позволяет мне бурить слайдом, при этом колонна вращается, то есть мы опять же минимизируем время на бурение».


К примеру, система мониторинга работы оборудования моментально оповещает о любых неисправностях в работе и предупреждает, если механизмы необходимо заменить. В 2018 году «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» стал лучшим активом по промышленной безопасности, новый проект только закрепит эту позицию. Автоматизированное оборудование способно резко снизить травматизм на производстве, к чему компании-партнеры стремятся прежде всего.


Сергей Сучок, генеральный директор «НефтьСервисХолдинг»: «Результаты работы компании «Азия Дриллинг» отражаются в ежегодных рейтингах нашего основного заказчика «Газпром нефть». Основными критериями являются качество, сроки и безопасность. В первую очередь, безопасность. «Азия Дриллинг» является неизменным победителем различных конкурсов, связанных с безопасностью производства».


Идея проекта «Цифровая буровая» родилась в самом конце 2017 года, тогда начался анализ лучших мировых практик, выбор надежных партнеров и коммерческие переговоры. Сегодня то, о чем еще год назад говорили, как о большой амбициозной цели, стало реальностью. Начало бурению с применением новейших цифровых технологий положено.


Александр Ростовский, заместитель генерального директора группы компаний «НефтьСервисХолдинг»: «Идея проектов подобного масштаба — это всегда заслуга коллективная, и идея возникла одновременно у компании «Газпром нефть» и воплотилась благодаря эффективному взаимодействию с компанией «НСХ Азия Дриллинг». Была создана совместная рабочая группа, и в течение года мы изучали лучшие мировые практики в области цифровизации бурения».


Чтобы понять насколько успешным станет проект, специалисты предусмотрели «Кривую набора опыта»: первые 6 скважин компании «НСХ Азия Дриллинг» будут экспериментальными. К концу года станет ясно, оправдает ли себя цифровизация.


Татьяна Коломиец, корреспондент: «Здесь, на этой буровой установке реализован проект «Цифровая буровая», аналогов которому нет во всей России. Цель такой инновационной системы — повысить безопасность на производстве и снизить сроки бурения скважин. Уже сейчас понятно — пилотный проект компании «НСХ Азия Дриллинг» обречен на успех. В том, что его будут тиражировать и другие компании, сомнений также не возникает».

10 самых длинных скважин в мире – Огонек № 7 (5165) от 21.02.2011

«Огонек» представляет рекорды научного и промыслового бурения

Подготовил Вадим Зайцев

OP-11 (Россия, 12 345 м)

В январе 2011 года оператор проекта «Сахалин-1» Exxon Neftegas сообщил о завершении бурения самой длинной в мире скважины с большим отходом от вертикали. OP-11, расположенная на месторождении «Одопту», стала также рекордсменом по протяженности горизонтального ствола (11 475 м). Все работы заняли 60 дней. С 2003 года в рамках «Сахалина-1» с помощью установки «Ястреб» было пробурено 6 из 10 самых длинных на планете скважин. Планируется, что объем добычи на месторождении в 2011 году составит 1,5 млн тонн.

BD-04A (Катар, 12 289 м)

В мае 2008 года в Катаре на нефтяном месторождении Al-Shaheen компанией Maersk была пробурена геологоразведочная скважина длиной 12 289 м. Протяженность горизонтального ствола составила 10 902 м. BD-04A пробурили всего за 36 дней и использовали для этого буровую платформу GSF Rig 127 компании Transocean. Еще большую известность Transocean получила в апреле 2010 года после аварии нефтяной платформы Deepwater Horizon в Мексиканском заливе: компания была оператором этой скважины по контракту с BP.

«Кольская сверхглубокая» (СССР, 12 262 м)

Скважина в Мурманской области внесена в Книгу рекордов Гиннесса как «самое глубокое вторжение человека в земную кору». Бурение у озера Вильгискоддеоайвинъярви начали 24 мая 1970 года, рассчитывая достигнуть глубины в 15 км. В 1992 году работы прекратили на отметке 12 262 м. Скважина позволила получить ряд уникальных научных данных. В частности, с ее помощью была поставлена под сомнение двухслойная модель строения земной коры. Сейчас «Кольская сверхглубокая» законсервирована.

Bertha Rogers (США, 9583 м)

Эта скважина в районе нефтегазоносного бассейна Anadarko в Оклахоме в 1974 году первой преодолела рубеж в 9 км. Благодаря применению новейшего оборудования и отказу от забора керна, бурение заняло у компании Lone Star всего 502 дня и было остановлено, когда проходчики наткнулись на месторождение расплавленной серы. Работы обошлись в 15 млн долларов. Всего в 1960-1980-х годах в США было пробурено свыше 350 скважин глубиной 6,5-7 км, 50 скважин — более 7 км и четыре скважины — более 9 км.

Baden Unit (США, 9159 м)

Еще одна скважина Lone Star в бассейне Anadarko. Работы начались в 1970 году и продолжались 545 суток. Использовалась буровая вышка высотой 43,3 м и грузоподъемностью 908 тонн. Мощность лебедки — 2000 кВт, а каждого из двух насосов — 1000 кВт. Устье скважины оборудовали противовыбросовой арматурой, рассчитанной на давление 105,5 мПа. Всего на скважину ушло около 2,2 тысячи тонн обсадных труб, 1,7 тысячи тонн цемента и 150 алмазных долот. Полная стоимость работ — 6 млн долларов.

Hauptbohrung (ФРГ, 9101 м)

Программу сверхглубокого бурения утвердили в Германии в 1978 году. Место для скважины выбрали в горах Баварии в районе предполагаемого стыка двух плит. Для проведения работ была построена вышка высотой 83 метра и буровая установка грузоподъемностью 800 тонн. Hauptbohrung бурили с 1990 по 1994 год, но расчетной глубины в 12 км достичь так и не смогли из-за технологических трудностей. Скважина обошлась бюджету страны в 338 млн долларов и не дала никаких крупных научных результатов.

Zistersdorf UT2A (Австрия, 8553 м)

Бурение самой глубокой на тот момент геологоразведочной скважины за пределами США завершилось 31 мая 1983 года. В 1977 году в венском нефтегазоносном бассейне, где в 1930-е годы открыли небольшие месторождения нефти, была пробурена скважина Zistersdorf UT1A. На глубине 7544 м обнаружились относительно крупные, но неизвлекаемые запасы газа. Первая скважина обрушилась, и компания OMV пробурила Zistersdorf UT2A, однако на этот раз проходчики не нашли углеводородных ресурсов глубокого залегания.

«Саатлинская» (СССР, 8324 м)

Скважина в Куринской низменности вблизи слияния рек Куры и Аракса в Азербайджане должна была достичь отметки 11,5 км и помочь в геологоразведочных изысканиях нефти и газа. В отличие от «Кольской сверхглубокой», за которую отвечало Мингеологии СССР, «Саатлинскую» курировал Миннефтепром. Бурение продолжалось с 1977 по 1990 год. Полученные с помощью скважины данные подтвердили, что подземные воды могут проникать в изначально сухие кристаллические породы из перекрывающих осадочных толщ.

Mirow-1 (ГДР, 8008 м)

В ГДР существовала масштабная программа геологического изучения недр, ключевым элементом которой было бурение сверхглубоких скважин. Всего к 1990 году было пробурено 10 скважин глубиной более 6 км. Самая глубокая — Mirow-1 в земле Мекленбург-Передняя Померания, бурение которой продолжалось с 1974 по 1979 год. Скважина позволила апробировать передовые технологии сверхглубокого бурения, однако конечная цель всей программы — обнаружение запасов углеводородов — достигнута не была.

Siljan Ring (Швеция, 6800 м)

Скважина обязана своим появлением гипотезе о неорганическом происхождении углеводородных ресурсов. Для бурения был выбран кратер диаметром 52 км, в котором предположительно могли находиться запасы нефти и газа, сформированные с участием «мантийных флюидов» — горячих смесей газов и жидкостей. Бурение стоимостью 60 млн долларов завершилось в 1990 году, коммерческих запасов не нашли. Зато была найдена уникальная «паста» из нефти и кристаллов магнетита, ставшая сенсацией.

Смазочная добавка «Биолуб Green» производства ГК «Миррико». Эффективно и экологично — Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

+7(901) 519-13-33, +7(925) 384-93-11, тел./факс: +7(499) 613-93-17

The «Biollub Green» Lubricant additive produced by «Mirrico» GC. Effectively and environmentally friendly

P. KOPYSOV,
M. AHMEDYANOV,
T. FINK,
«Mirrico» GC

Разработка месторождений углеводородов сегодня характеризуется общим усложнением условий бурения: увеличилась глубина бурения скважин, растет доля строительства многоствольных и скважин с протяженными горизонтальными участками (38 % от общей проходки в 2017 г.). К смазочным добавкам, применяемым при строительстве таких скважин, предъявляются повышенные требования, что обусловлено большой площадью контакта бурильного инструмента со стенкой скважины (обсадной колонны) и высокими значениями прижимающих усилий. Некачественная смазочная добавка может стать причиной преждевременного износа бурильных и обсадных труб, потребовать дополнительных спуско-подъемных операций и повысить вероятность прихвата.

The development of hydrocarbon fields today is characterized by a general complication of drilling conditions: the depth of drilling of wells has increased, the share of construction of multi-barrels and wells with extended horizontal sections has grown (38 % of total penetration in 2017). The lubricating additives used in the construction of such wells are subject to increased requirements, which is due to the large contact area of the drilling tool with the well wall (casing) and high values of the pressing forces. A poor-quality lubricant additive can cause premature wear of drilling and casing pipes, require additional tripping operations and increase the probability of stuck.

Лабораторные испытания
Перед коллективами научно-исследовательских лабораторий ГК «Миррико» была поставлена задача разработать рецептуру смазывающей добавки, эффективной при умеренных дозировках в широком спектре применяемых типов буровых растворов: от пресных полимерглинистых с высоким содержанием твердой фазы до минерализованных биополимерных, в том числе с содержанием двухвалентных ионов. Отдельным требованием было отсутствие в составе углеводородного сырья – для предотвращения искажения данных люминесцентно-битуминологического анализа (ЛБА) в процессе геофизического сопровождения процесса бурения.
В ходе НИОКР по разработке состава было принято решение снизить содержание ионогенных (в частности анионных) компонентов, чтобы повысить устойчивость реагента к поливалентной минерализации, также были синтезированы производные органических кислот, устойчивые к гидролизу при температурах до 150 °С, в том числе и в щелочной среде. Основой-носителем активных компонентов был выбран комплекс растительных жиров, сам по себе обладающий хорошими смазывающими способностями. Разработанная смазка была апробирована с помощью тестера предельного давления и смазывающей способности OFITE на ряде буровых растворов (табл. 1).

Сложности при бурении, которые решает «Биолуб Green»:
• Рост крутящего момента при бурении интервала под эксплуатационную колонну;
• Высокий крутящий момент при бурении хвостовика при выходе
из–под «башмака» ОК178;
• Затруднения бурения «в слайде» — «подлипания»/«подвисания» КНБК;
• Повышенные транспортные веса при спуско–подъемных операциях;
• Осложнения в СПО на хвостовиках, тяжелый спуск хвостовика;
• Большой расход стандартной смазывающей добавки (из–за недостаточной эффективности).

Опыт применения
В 2015 г. смазочная добавка была впервые введена в рецептуры буровых растворов на объектах заказчика. Применение реагента ГК «Миррико» имело следующие цели:
1.снизить трение в контакте «металл – металл»;
2.снизить липкость фильтрационной корки;
3.сократить расход смазывающей добавки;
4.оптимизировать смазывающие свойства как в малоглинистых, так и в загрязненных, утяжеленных буровых растворах.
Все цели были достигнуты. В настоящее время пробурено более 50 скважин с применением «Биолуб Green». Заявленная эффективность смазочной добавки была доказана не только в процессе бурения (рис. 1), но и при спуске обсадной колонны (рис. 2).
При использовании смазочной добавки «Биолуб Green» в процессе бурения под хвостовик отмечено снижение крутящего момента на 36 %. В дальнейшем производили обработку по 0,3 – 0,5 % каждые 300 м. Спуско-подъемные операции и спуск хвостовика 146 мм прошли без отклонений. Фактическое время, затраченное на строительство, составило 22 дня (по графику было заявлено 45 дней).
Из данного графика (рис. 2) четко видно, что при выходе хвостовика из «башмака» предыдущей обсадной колонны фактический коэффициент трения (линия ФАКТ–СПУСК), стремящийся на увеличение по оси координат ОХ, снизился с 0,3 до 0,5/1, что указывает на качество ствола скважины и высокий коэффициент скольжения при взаимодействии контакта металла и стенки ствола скважины.
Полевые испытания подтвердили выводы лабораторных исследований по снижению трения: в интервале эксплуатационной колонны отмечено снижение коэффициента трения на 10 – 20 %; в интервале хвостовика — на 20 – 30 %. Также получили подтверждение следующие параметры:
•действие смазывающей добавки начинается спустя час после ввода в циркуляцию;
•сохраняется низкое значение крутящего момента на период бурения 200 – 250 м проходки;
•обеспечивается стандартное выставление КНБК на «слайд»;
•обеспечивается высокий коэффициент скольжения при спуске обсадных колонн и хвостовика 114 мм;
•оптимальная концентрация реагента составляет 1,5 – 2,5 %.
Период действия данной смазки значительно превышает действие традиционно применяемой смазывающей добавки и дает уверенность в стабильности смазывающих свойств раствора.
На всех объектах внедрения смазывающей добавки «Биолуб Green» при бурении наклонно-направленных, горизонтальных скважин был подтвержден ожидаемый эффект и получено одобрение дальнейшего применения реагента.

Комментарии посетителей сайта

Авторизация

Копысов П.В.

ведущий инженер

технологической службы

Ахмедьянов М.С.

инженер-исследователь научно-исследовательской лаборатории буровых растворов бизнес-единицы «Буровые растворы и технологии»

ГК «Миррико»

Финк Т.А.

заведующий научно-исследовательской лабораторией буровых растворов бизнес-единицы «Буровые растворы и технологии»

ГК «Миррико»

Ключевые слова: смазочная добавка «Биолуб Green», строительство скважин, эффективность и экологичность, биоразлагаемая основа, буровые растворы

Keywords: lubricant additive «Biolub Green», well construction, efficiency and ecological compatibility, biodegradable base, drilling muds

Просмотров статьи: 1427

Бурение скважин на воду в Зеленограде, быстро и качественно, гарантия 5 лет

Бурение скважин на воду в Зеленограде, быстро и качественно, гарантия 5 лет

Оставьте заявку

и получите бесплатный расчет
менее чем за 7 минут

Оставьте заявку

и получите бесплатную
консультацию

Обратный звонок

Оставьте заявку

и получите бесплатный расчет
менее чем за 7 минут

Закажите оборудование

и получите скидку на любую скважину

Малогабаритная техника

Производить бурение можно в любом месте участка

30-летний срок службы

Более четверти века бесперебойной работы

Установка за 3 часа

Выполняем полный цикл работ в кратчайшее время

Гарантия 5 лет

Прописываем гарантийные обязательства в договоре

Стоимость абиссинской скважины в Зеленограде

Бурение до 12 м.

+ трубы ∅ 32 мм.
+ прокачка воды

Оцинкованные
18900 р.
Оцинкованные
18900 р.
Нержавеющие
22900 р.

Пищевой эко-фильтр

Стандартный фильтр
3500 р.
Фильтр повышенной производительности
6000 р.
Фильтр повышенной производительности
6000 р.

Бурение после 12 м., цена за 1 м.

2000 р. 2000 р. 2500 р.

Гарантия

3 года 5 лет 5 лет

Разведочное бурение до 12 м.

(включено в стоимость скважины)

0-8000 р.

Разведочное бурение после 12 м., цена за 1 м.

(включено в стоимость скважины)

1000 р.

Работа в помещении

Бесплатно!

Насосное оборудование для абиссинской скважины

Насосное оборудование для абиссинской скважины

Насосная станция Unipump Auto Eco Jet 100 LA
включая монтаж
14000 р.
Самовсасывающий насос Unipump Jet 100 L
включая монтаж
11000 р.
Ручной насос Ампика GBS-86
включая монтаж
8000 р.

Скважина на песок малогабаритной техникой:

Погонный метр. Включает бурение, монтаж труб из пищевого пластика Ø 125 мм. и прокачку воды 2400 р.
Фильтр грубой очистки на базе трубы из пищевого пластика Ø 125 мм. и длиной 3 м. с нержавеющей мелкоячеистой сеткой 7500 р.

Цена бурения артезианской скважины машиной

Приведенные цены актуальны в случае бурения на известняк (артезианской скважины) крупной техникой — на базе ЗИЛ 131.

Погонный метр. Включает бурение на известняк (артезианская скважина), монтаж труб Нпвх Ø 125 мм + Нпвх Ø 90 мм и прокачку воды 2500 р.
Погонный метр. Включает бурение на известняк (артезианская скважина), монтаж стальных труб Ø 133 мм + Нпвх Ø 117 мм. и прокачку воды 2900 р.

Цена бурения артезианской скважины малогабаритной техникой

Цены актуальны, в случае невозможности заезда на участок грузовой машины и необходимости применения МГБУ для бурения на известняк (артезианской скважины).

Погонный метр в стесненных условиях (без заезда машины). Включает бурение на известняк (артезианская скважина), монтаж труб Нпвх Ø 125 мм + Нпвх Ø 90 мм и прокачку воды 2900 р.
Погонный метр в стесненных условиях (без заезда машины). Включает бурение на известняк (артезианская скважина), монтаж стальных труб Ø 133 мм + Нпвх Ø 117 мм. и прокачку воды 3350 р.

Мы готовы провести оценку вашей скважины совершенно бесплатно, менее чем за 7 минут!

Получить расчет скважины

Почему более 8000 дачников обратились к нам с 1996 года?

Профессионализм

Наша компания — лидер в изготовлении скважин типа «игла» с многолетним опытом работы.

Оперативность работ

Колодец устанавливается работниками компании за 5-8 часов.

Глубокое бурение

Наша компания одна из немногих в Подмосковье способна выполнять бурение и установку скважин «игла» на глубину 30-40 метров.

Точное определение водоносной жилы

В процессе бурения наши специалисты, с помощью высокотехнологичной техники, точно определяют залегание водоносного слоя до полуметра.

Высококачественные и безопасные материалы

На ряду с оцинкованными трубами, наша компания использует трубы из нержавеющей стали и фильтры грубой очистки, изготовленнные без применения свинца.

Почему более 8000 дачников заказали скважину на воду у нас?