USD 77.7325

0

EUR 85.7389

0

BRENT 25.82

+0.08

AИ-92 42.42

+0.01

AИ-95 46.35

0

AИ-98 51.09

+0.03

ДТ 47.67

-0.01

139

Эффективность бурения скважин с применением установок гибких непрерывных труб

В настоящее время ОАО ?Газпром? ведет подготовку бурения вторых горизонтальных стволов с применением установки гибких непрерывных труб (УГНТ), имеющих наружный диаметр 60,3 мм. Сравнительно малый диаметр ГНТ и значительно меньшая, чем у муфтовых труб жесткость, не позволяют использовать для бурения долота диаметром более 121 мм. Согласно известным рекомендациям по выбору диаметра долота имеем [1,2]: dд = dм + 2Д, (1) где dд и dм ? диаметр долота и наибольший наружный диаметр муфт обсадной колонны; Д ? радиальный зазор между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола скважины (Д = 15 мм). Для условий бурения второго ствола с применением УГНТ и последующим спуском укороченной обсадной колонны (?хвостовика?) формулу (1) можно записать в виде dд = dдв+2Ддв (2) где dдв и Ддв минимальный диаметр винтового забойного двигателя (ВЗД) и радиальный кольцевой зазор между ВЗД и стенкой скважины, при (dдв= 95 мм, dд= 95+2 х 15=125 мм. Согласно рекомендациям, данным в работе [3], рациональным сочетанием диаметра долота и ВЗД при бурении наклонных и горизонтальных скважин (ГС) являются при dд =121 мм: dдв =95, 105, 106, 108мм. По данным работы [4] при горизонтальном бурении скважин малого диаметра на месторождении Пирсол в штате Техас (США) использовались долота диаметром 97 мм в сочетании с ГНТ диаметром 50 мм. В то же время опыт выбора компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и оптимальных параметров режима бурения и промывки с применением УГНТ в отечественной практике отсутствует. За рубежом накоплен определенный опыт бурения горизонтального участка ствола скважин с применением УГНТ. Вместе с тем наряду с определенными техническими трудностями принципиальным остается вопрос о достижении продуктивности скважины малого диаметра, сопоставимой с продуктивностью скважин большого диаметра. Существует мнение, что уменьшение диаметра эксплуатационной колонны с 146 мм до 114 мм приведет к незначительному снижению дебита нефти для одиночной скважины до 3,8% и для двух взаимодействующих до 5,4% [5]. По данным зарубежных публикаций [6], скважина диаметром 106 мм теряет около 8% производительности по сравнению со скважиной диаметром 212 мм при экономии средств до 40%. В то же время опыт бурения второго ствола в скв. 103 Севе-ро-Ставропольского ПХГ показал, что незначительное (на 14%) снижение стоимости, в сравнении с затратами на строительство скважин большого диаметра, не обеспечивает необходимого увеличения среднесуточного дебита газа (дебит оказался меньше в 2,3 раза) [7]. Основными преимуществами бурения скважин малого диаметра в сравнении со строительством скважин большого диаметра являются: снижение затрат на оборудование и инструмент; сокращение расходов материалов.

Автор:

Источник : КОЛТЮБИНГ, Технологическое приложение к журналу НЕФТЬ И КАПИТАЛ


Система Orphus