Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Применение PDC долот ONYX при бурении карбонатных и солевых отложений ярактинского НГКМ в Иркутской области

В настоящее время эксплуатационное бурение в Восточной Сибири выходит на новый этап развития, в котором вопросы увеличения фактической добычи являются наиболее приоритетными. И в этом смысле сокращение сроков строительства скважин — одна из самых важных задач для компаний, занимающихся разработкой нефтегазовых месторождений.

ОАО «Иркутская Нефтяная Компания» (ОАО «ИНК») одним из первых начало эксплуатационное бурение в Иркутском регионе — на Ярактинском нефтегазоконденсатном месторождении (ЯНГКМ). Именно на его примере мы хотели бы рассказать о развитии гаммы буровых долот компании SMITH Bits и оптимизации параметров бурения скважин.

08.10.2011 Инженерная практика №10/2011
Бакиев Ринат Талгатович Координатор проектов SMITH Bits (Schlumberger) г. Иркутск (2011 г.)
Минибаев Рифмир Равилович Главный технолог ЗАО «ИНК-Сервис»
Пятницкий Андрей Менеджер по ключевым проектам Smith Bits

Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение (ЯНГКМ) расположено в северной части УстьКутского и южной части Катангского районов Иркутской области. Продуктивные пласты представлены базальными терригенными отложениями, которые в объеме от подошвы доломитов парфеновского горизонта до поверхности фундамента были выделены в так называемую ярактинскую пачку (I и II пласт). Весь ярактинский горизонт рассматривается как залежь с единым водонефтяным и газонефтяным контактами, где ВНК принят на абсолютной отметке – -2157 м, ГНК — -2136 м.

Литологический состав ЯНГМ представлен весьма прочными карбонатными и солевыми отложениями; кембрийская система начинается на глубине 200 м. Наличие в разрезе массивного пласта крепких, плотных диабаз (интрузии вулканического базальта, по индексу стратиграфического подразделения — траппы), предъявляет высокие требования к буровым долотам, от технических характеристик которых во многом зависит время строительства скважин.

Изначально выбор был сделан в пользу шарошечных долот, как наиболее универсальных. Однако в условиях ЯНГМ их применение значительно снижало темпы строительства скважины. Особенно это было заметно при бурении мотской свиты, где средняя проходка на одно долото составляла 40–70 м, а местами падала до 30 м. Низкие показатели по проходке были обусловлены в первую очередь сильным износом долот по вооружению. Таким образом, на бурение одного интервала протяженностью 350 м требовалось восемь шарошечных долот. Средняя механическая скорость при этом составляла 0,6–1,6 м/ч.

Рис. 1. Внедрение специализированных шарошечных долот
Рис. 1. Внедрение специализированных шарошечных долот

Тогда мы приступили к внедрению шарошечных долот серии GF45WYR (IADC 627) с ударопрочным вооружением, специально разработанных для бурения в условиях Восточной Сибири. Первое же испытание показало правильность данного выбора и позволило одним долотом заменить четыре долота, применявшихся до прихода компании SMITH Bits (рис. 1). Это позволило увеличить среднюю проходку на долотовдвое — до 110 м. Однако механическая скорость бурения при этом осталась на прежнем уровне.

ПРИМЕНЕНИЕ РЕЗЦОВ СЕРИИ ONYX®

Параллельно велись попытки применения в этом интервале долот PDC. Однако первые результаты их внедрения не оправдали ожиданий: отработанное в верхних интервалах долото очень быстро изнашивалось в мотской свите, не показывая при этом увеличения механической скорости. В этой связи совместно с инженерами ЗАО «ИНК-Сервис» и специалистами SMITH Bits было принято решение об испытании в интервале мотской свиты именно нового, а не спускавшегося до этого в скважину долота PDC. Тем самым мы рассчитывали исключить влияние накопленного износа на показатели работы долота. Ввиду взаимной заинтересованности в данном проекте было решено также разделить риски. Первый же тест долота на скважине №79 показал, что подход был выбран правильный. В результате за один рейс удалось пройти 517 м, средняя механическая скорость составила при этом 3,7 м/ч. Таким образом, время бурения сократилось почти в 3,5 раза — с 513 часов, затраченных на бурение аналогичного интервала в другой скважине, до 142 часов. И это не считая времени, сэкономленного на СПО (рис. 2), необходимого для замены долот.

Рис. 2. Внедрение долот PDC при бурении Мотской свиты
Рис. 2. Внедрение долот PDC при бурении Мотской свиты

Огромный вклад в достижение указанных результатов внесло применение резцов нового поколения ONYX®, отличительной чертой которых является повышенная устойчивость к термическому разрушению, повышенная износостойкость и ударопрочность. Кроме того, немаловажную роль сыграло применение системы динамического моделирования IDEAS. Данный программный комплекс позволяет подобрать конструкцию долота, которая наилучшим образом подходит под конкретные условия: при динамическом моделировании конструкции учитываются такие показатели, как механические характеристики пород, геометрия и жесткость бурильный колонны, состав КНБК и параметры бурения.

Рис. 3. Динамика изменения средней механической скорости бурения секции 215,9 мм (до зоны долеритов)
Рис. 3. Динамика изменения средней механической скорости бурения секции 215,9 мм (до зоны долеритов)
Рис. 4. Динамика изменения средней механической скорости бурения секции 215,9 мм (после зоны долеритов)
Рис. 4. Динамика изменения средней механической скорости бурения секции 215,9 мм (после зоны долеритов)
Рис. 5. Динамика средней механической скорости бурения секции 295,3 мм
Рис. 5. Динамика средней механической скорости бурения секции 295,3 мм
Рис. 6. Динамика времени строительства скважин
Рис. 6. Динамика времени строительства скважин

Параллельно продолжалась работа и по другим направлениям. В связи с высокой прочностью разбуриваемых пород, в наиболее протяженной верхней части секции 215,9 мм мы изначально использовали долота PDC с более износостойким вооружением серии MDSi813LKPX (восемь лопастей, 13 мм). Однако с появлением резцов нового поколения ONYX® мы решили провести испытания более агрессивных буровых долот серии MSi616LPX (шесть лопастей, 16 мм) в сочетании с более мощным и моментоемким ВЗД (рис. 1). В результате секцию длиной 1000–1200 м (из под башмака предыдущей колонны до зоны долеритов) мы прошли со средней механической скоростью 14–15 м/ч против 10–12 м/ч до этого (рис. 3). Не менее значимых результатов удалось достичь и при бурении секции 215,9 мм (рис. 4). Помимо этого, совместно со специалистами тех-

нологических отделов ОАО «Иркутская Нефтяная Компания» и ЗАО «ИНК-Сервис», мы также вели работы по подбору оптимальных типов долот и режимов бурения в остальных секция. Так в интервале бурения под техническую колонну нам удалось довести среднюю механическую скорость бурения до 15 м/ч (рис. 5). Кстати, именно в этой секции не так давно был установлен новый рекорд суточной проходки на ЯНГКМ — 434 м/сут.

РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМЫ ДОЛЕРИТОВ

Разумеется, проблема бурения долеритов также не осталась в стороне. В настоящий момент ведется активная работа по повышению показателей работы долот при бурении данных пород. Сейчас в лаборатории IDEAS компании SMITH Bits в Хьюстоне (Техас, США) идет исследование образцов долерита, отобранных в Восточной Сибири. Это необходимо для повышения показателей работы долот в данном интервале и предотвращения аномального износа вооружения породоразрушающего инструмента. Ожидается, что по завершении этих исследований и внесения соответствующих изменений в конструкцию долот, весь интервал долеритов можно будет проходить за один рейс.

На сегодняшний день итогом многолетнего плодотворного сотрудичества ОАО «Иркутская Нефтяная Компания», ЗАО «ИНК-Сервис» и компании SMITH Bits в области оптимизации гаммы долот, ВЗД и режимов бурения является сокращение время механического бурения с 57 до 15 суток (рис. 6), а также кратное уменьшение числа рейсов, что в совокупности позволило значительно снизить расходы на строительство скважин. Однако останавливаться на достигнутом мы не планируем: в самое ближайшее время пройдут испытания новых типов долот, резцов, гидравлических забойных двигателей, будет продолжена работа по дальнейшей оптимизации параметров бурения.

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Анализ работы пар ВЗД+долото в ООО «РН-Пурнефтегаз» в 2009–2011 гг.
Повышение механической скорости бурения на Салымской группе месторождений
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №06/2019

Инженерная практика

Выпуск №06/2019

Восточная Сибирь. Строительство и ремонт скважин. Механизированная добыча. Наземная инфраструктура
Оптимизация процесса наклонно-направленного бурения с использованием винтовых забойных двигателейЦементирование обсадных колонн в условиях высокоинтенсивных поглощенийБорьба с поглощением технических жидкостей при ремонте скважинТехнологии и реагенты для борьбы с влиянием осложняющих добычу факторов – коррозии, солеотложений, АСПОУправление рисками при эксплуатации промысловых трубопроводовПовышение точности контрольно-измерительных приборовОграничение водопритока и кислотная обработка ПЗП при разработке карбонатных коллекторов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2019
II Производственно-техническая отраслевая конференция

КОРРОЗИЯ ‘2019: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией. Эксплуатация промысловых нефтегазопроводов и водоводов в условиях высокой коррозионной активности

3-4 сентября 2019 г., г. Екатеринбург
Задачей Конференции является обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и технологий в области работы с фондом скважин, осложненным коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – сентябрь 2019
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

9 -13 сентября 2019 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг-курс будет проводиться в рамках авторского курса С. Балянова.