Мониторинг и анализ эффективности процессов бурения на месторождениях им. Р. Требса и А. Титова

1.

Результаты мониторинга и анализа эффективности процессов бурения
в интервале спуска технической колонны
на месторождениях им. Р.Требса и А. Титова
ООО «РН-БашНИПИнефть» за период 2018-2019гг

2. Цель работы и задачи исследования:

Цель работы – анализ строительство секции под техническую колонну, выявление причин и поиск путей
решения
Основные задачи исследований
Определение геологических особенностей и проблем, возникающих при бурении и креплении скважин в
интервале технической колонны
Определение критериев оценки краткосрочной и долгосрочной стабильности открытого ствола
скважины
Апробирование методики оценки технического состояния ствола скважины в процессе бурения,
позволяющей проводить анализ и выбрать оптимальный состав, максимально снизить возможные
осложнения при бурении и спуске обсадных труб. Методика вошла в основу «Временной инструкции по
первичному вскрытию и укреплению глинистых отложений при строительстве технической колонны на
месторождениях имени Р.Требса и А.Титова ООО «Башнефть-Полюс»»
2

3.

Информация о объекте исследования
На месторождении им. А.Титова
за период 2011-2019 гг
пробурено 47 скважины:
19 ННС; 28 ГС
Система
Стратиграфия
Отделы
Верхнеюрский
Юрская
Индекс
Литология
J3
Глины, алевролиты, пески
Песчаники, глины,
алевролиты
Нижне+Среднеюрские
J1+J2
Верхнетриасовый
T3
Среднетриасовый
T2an
Нижнетриасовый
(харалейская свита)
T1hr
Нижнетриасовый
(чаркабожская свита)
T1cb
Верхнепермский
P2
Кунгурский ярус
P1k
Артинский ярусы
P1ar
Триас
Интервал 500-1000м
Пермская
Ассельсикий+
P1a+P1s+Р1аr
Сакмарский+Артинский
2016 год 1031г-8
1035г-8
1036г-8
2581
2531
2658
2637
1067г-8 2017год 1100г-8
2430
2564
2545
4,8
3,3
4,0
31
4,0
4,9
4,1
4,8
30,5
40,75
36,14
Глубина по верт, м
от
до
512
765
Глубина по стволу., м
от
до
672
925
Категория
пород
Мягкие
Коэффициент
кавернозности
1,35
Мягкие
1,35
765
854
825
1014
89
1,15
854
1425
1014
1585
571
1,15
1425
1529
1585
1689
104
1,15
1529
1607
1689
1767
78
1,15
1607
1841
1767
2001
234
1,25
1841
1966
2001
2126
125
1,18
1966
2172
2126
2332
206
1,08
2172
2190
2332
2350
18
1,08
2190
2311
2350
2471
121
Мягкие, Средней
Глины, песчаники,
твердости,
алевролиты
мягкие
Мягкие, Средней
Глины, песчаники,
твердости,
алевролиты
мягкие
Мягкие, Средней
Глины, аргиллиты,
твердости,
песчаники
мягкие
Мягкие, Средней
Глины, алевролиты,
твердости,
песчаники
мягкие
Аргиллиты, алевролиты,
Средней
песчаники
твердости
Аргиллиты, алевролиты,
Средней
песчаники
твердости
Средней
Известняки, аргиллиты
твердости
Средней
Известняки, аргиллиты
твердости
2530
2540
2555
2717
2577
2418
2570
1,0
4,6
5,5
4,2
2,8
4,3
2601
2685
2444
2474
3,7
3,8
2,8
2370
2460
2539
2527
3,6
3,4
3,7
38
42,33
29,66
46,6
44,08
55,74
200
43,33
27,33
59,25
88,16
м
59,5
101
м
118,83
50,1
400
87,16
м 2016-2017гг
24,41
68,5
74,5
40
31,8
м
80
800
Плотность БР, кг/см3
2018-2019гг
100
120
140
600
1230
1200
1220
1220
1220
1218
1210
1210
1230
1230
1200
1220
1250
1000
Выход на режим, ч
1220
1210
1230
1210
1220
1200
1230
1220
1200
1221
1400
Выход на режим перед цементированием, ч
Время спуска ОК 245мм,ч
0
5,2
31,66
60
253
1047г-8 1105г-13 1078г-19 1021г-12 2018год 1022г-12 1079г-13 1331г-13 1334г-13 1353г-13 1358г-13 1373г-19 1500г-19 1600г-19 2019год
0
20
Мощность, м

4.

Применяемые типы БР на месторождении А.Титова за 2016-2019гг
№
Год
Куст
Скважина
Сервисная компания
Тип бурового раствора
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
2016
2017
2017
2017
2018
2018
2018
2019
8
8
8
8
8
8
8
8
1030г
1031г
1035г
1036г
1042г
1021г
1047г
1600г
Халлибуртон
Бейкер Хьюз
Бейкер Хьюз
Бейкер Хьюз
ПетроИнжиниринг
ПетроИнжиниринг
ПетроИнжиниринг
ПетроИнжиниринг
Boremax
New-Drill/ Himeco Clay
New-Drill/ Himeco Clay
New-Drill/ Himeco Clay
PetroCap+РУО
PetroCap
PetroCap
PetroCap
Прихват, подъем ОК
-
9
2019
8
1041г-1ствол
ПетроИнжиниринг
PetroCap+РУО
Прихват, подъем ОК
10
2019
8
1041г-2ствол
ПетроИнжиниринг
PetroCap
Поглощение инт. 36 м3/ч
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
2017
2017
2017
2017
2018
2018
2018
2018
2019
2019
2018
3
3
13
13
13
13
13
13
13
13
19
1019
1024г
1077г
1067г
1076
1105г
1078г
1100г
1022г
1079г
1362г
Халлибуртон
Халлибуртон
Бейкер Хьюз
Бейкер Хьюз
Бейкер Хьюз
ПетроИнжиниринг
ПетроИнжиниринг
ПетроИнжиниринг
ПетроИнжиниринг
ПетроИнжиниринг
ПетроИнжиниринг
Boremax
Boremax
New-Drill/ Himeco Clay
New-Drill/ Himeco Clay
New-Drill/ Himeco Clay
PetroCap
PetroCap
PetroCap
PetroCap
PetroCap
PetroCap
22
2018
19
1357г
ПетроИнжиниринг
PetroCap
23
2019
19
1357гб
ПетроИнжиниринг
PetroCap+РУО
24
2019
19
1353г
ПетроИнжиниринг
PetroCap
25
26
27
28
29
2019
2019
2019
2019
2019
19
12
12
12
22
1358г
1334г
1500г
1331г
1373г
ПетроИнжиниринг
ПетроИнжиниринг
ПетроИнжиниринг
ПетроИнжиниринг
ПетроИнжиниринг
PetroCap
PetroCap
PetroCap
PetroCap
PetroCap
Увеличение газопоказаний до 5%
Поглощение, прихват,
перебур 2 ствола
Поглощение инт. 30 м3/ч,
недоспуск ОК
Поглощение инт. 120 м3/ч
-
4

5.

Процедура детальной оценки ресурсной базы
1. Анализ геологотехнологической
информации
2. Корректная оценка
выполнения
технологических
решений
3. Формирование
технологических
режимов на единой
методической основе
4. Оценка ресурсов
перспективных
объектов объемным
методом
Время дополнительной циркуляции, час
Промывка + Прокачка пачки
Проработка
в процессе
внеплановы в процессе
бурения
е
бурения
(ориент/замер) СПО
ч
%
42,4
Анализ разреза технической
колонны – разбивка на
интервалы анализа
Определение внепланового
времени на
промывки/проработки при
СПО и спуске ОК
ч
19,3 15,8 11,5
%
19
ч
СПО
%
70,7 32,2
внеплановы
е
ч
12,2
%
47,7 237
Выбор оптимального состава
бурового раствора наибольшего времени
стабильности анализируемого
интервала
Применение методикиминимизировать риски
бурения и снизить
время строительство
скважин
Предложенный алгоритм анализа основывается на выборе наибольшего времени стабильности рассматриваемых
интервала
5

6. Пример оценки внепланового времени промывок/проработок при СПО и спуске ОК (цветовые кластеры указывают внеплановые промывки

или проработки, затяжки и посадки во время
прохождения проблемных интервалов)
Условные обозначения:
интервал бурения ротором
интервал бурения в слайде
интервал свободного хождения инструмента при СПО
интервал затяжек/посадок при СПО, пройденный "насухую"
интервал промывок
интервал проработок
интервал проработок в местах затяжек и посадок
2, 3
Режим проработки перед наращиванием
6

7.

Анализ баланса времени по скв 1021г куст 8 м-я им. А.Титова
Выход
на
Время
режим+
строите
Спуск ПЗР
Ремонт Прочие льства
ОК
перед
скважин,
цементи
сут
рование
м
Время дополнительной циркуляции, час
ч
%
ч
%
24
30,5
54,6
69,5
78,6
35,8
Простра
Время
нственна
Интервал Мощно Проход бурения ЗУ, Азимут,
я
бурения, м сть, м ка, м интерва град
град интенсив
ла, сут
ность,
град/10м
7,8
81,5
42,4
19,3
15,8
11,5
19
70,7
32,2
12,2
ч
%
47,7
237
Затраченное время в процессе бурения
0
Общее
затраче
нное
время
на
интерва
л, ч
74,5
5,5
4,33
26,6
19,96
Режимы бурения
ч
%
ч
%
ч
%
ч
%
ч
%
ч
%
ч
%
ч
%
Давление БР,
кгс/см2
%
внеплановые
СПО
Подача, л/с
ч
ГФР
Момент на
роторе, кгс*м
сумма
в процессе
бурения
ч
%
Число оборотов,
об/мин
ротор
Проработка
Осевая
нагрузка, т
510-2717 2207
слайд
Время
Промывка + Прокачка пачки
наращива СПО
ния, час
в процессе бурения
внеплановые
(ориент+замер)
СПО
ч
%
ч
%
МСП, м/ч
Время мех. бурения
Интервал
Проходк
бурения,
а, м
м
15,33
32,4
19,58
41,4
1,41
2,98
8
16,9
2,08
4,52
0,85
1,8
47,25
38
3
40
6
46
135
8,5
7,83
37
7
30,4
1,58
6,87
4
17,4
1,16
5,03
0,76
3,3
23
36
4
40
9
59
244
36,1
7,75
35,8
1,41
6,51
3,16
14,6
0,83
3,85
0,68
3,14
21,66
36
4
50
9
59
238
35
11,25
31,9
4,83
13,7
4,5
12,8
1,41
3,96
0,93
2,64
35,25
33
4
50
11
55
210
мех. время бурения
слайд
ротор
Проработка
Промывка
Сумма
Ориентирован Наращивани
ие КНБК,
е
замер ТС
Прочие
(ремонт)
510-1101
578
591
1,97
0-22
259-161 0,2-0,7
4,5
29,4
10,8
70,6
1101-1412
285
311
0,96
22-29 161-176 0,5-0,3
3,58
42,1
4,91
57,9
1412-1700
244
288
0,9
1,83
23,4
6
76,6
1700-2109
356
409
1,47
29-30 176-179 0,07-0,4 2,25
18,2
10,1
81,8
2109-2397
252
288
1,09
0,4
2,75
25,4
8,08
74,6
12,33
10,83
41,5
9,16
35,1
1,5
5,75
3,43
13,2
1,16
4,45
0
0
26,08
26
4
40
13
58
260
2397-2717
280
320
2,06
0,4
9,08
38,2
14,7
61,8
23,75
48,1
15,91
32,2
2,58
5,22
6,01
12,2
1,16
2,28
0
0
49,41
13,4
4
50
18
54
250
29
30
69,47
35,8
19,31
19,02
32,2
178
30-26 178-175
30,53
237,35
176
0,29
слайд
100
ротор
80
Время мех.
бурения
ПРМ при
бурении
ПРМ
ликвидация
осложнений
ПРР при
бурении
ПРР ликвидация
осложнений
70,6
57,9
60
29,4
26
13,4
37
41,4
35
32,4
25,4
23,4
48,1
41,5
38,2
36 36
33
20
61,8
36,1
42,1
38
40
81,8
76,6
74,6
35,8
30,4
35,1
31,9
32,2
18,2
16,9
6,87
2,98
0
МСП, м/ч
слайд
510-1101
ротор
1101-1412
мех. время
бурения
1412-1700
Проработка
13,7
5,75
6,51
13,2
12,8
12,2
5,22
Промывка
1700-2109
14,6
17,4
3,85
4,52
5,03
Ориентирование
КНБК, замер ТС
2109-2397
4,45
3,96
3,3
2,28
Наращивание
1,8
2,64
3,14
0
0
Прочие (ремонт)
2397-2717
Предложен алгоритм детального анализа баланса времени, путем систематизации распределения времени циркуляции: в процессе бурения, СПО и
при внеплановых промывках/проработках во время прохождения проблемных (затяжки, посадки) интервалов. Из таблицы видно, насколько
неоднороден показатель разброса времени на выполнение данной операций (показатель варьируется в пределах ±10 минут, что показывает скрытое
7
непроизводительное время).

8.

Основные ключевые показатели эффективности
Выход
на
режим
Промывка + Прокачка пачки
Проработка
Кузв,
Спуск +ПЗР
ГФР
Ремонт Прочие ч/100
ОК
перед
в процессе
в процессе
в
в
м
внеплановые
внеплановые
цемент
бурения
бурения
процессе
процессе
ирован
СПО
СПО
ием
ч
%
ч
%
ч
%
ч
%
Время дополнительной циркуляции, час
Год Куст
Время
наращи
СПО
вания,
час
Время мех. бурения
Номер Интервал Проходк
скважины бурения, м а, м
слайд
ч
%
ротор
ч
%
ч
сумма
%
2016 8
1030г
510-2581
2081
9,99 8,8 102,41 91,2
112,4
56,4
9,22
47,33 37,62
18,8
10
8,74 101,4 31,39 15,7
7,91
29,56 76,8 8,58
2017 13
1067г
512-2430
1920
26,48 18,9 113,25 81,1 139,73 69,9
14,4
41,33 23,78
11,9
3,5
1,83
3,66 30,73 15,37
2,08
2018 19
1100г
510-2537
2027
10,75 10,9 87,91
89,1
98,49
49,8
11,08 15,83 32,56
16,5
7
5,82 20,17 39,32 19,9
2019 8
1021г
510-2717
2207
23,99 30,5 54,56
69,5
78,57
35,8
15,75
11,49 19,02 70,65 32,2
7,8
81,5 42,41 19,31
38
Время
строит
ельств
а
скважи
н, сут
4,75
9,58
24,83 3,67 15,83
26,58 82,2 10,2 40,75
4,91
32
22,38 3,60 16,35
2,33
53,4 172,2 40,8 37,25
6,75
6
73,5
12,16
47,66 237,35 0
5,5
4,33
74,5
4,76
17,8
26,59 6,06 19,96
Измерив и оценив текущую эффективность по какому либо показателю мы можем оптимизировать данную операцию. Для этого определяем текущее
состояние данного показателя, затем выявляем исключения, которые выполнялись дольше. После выявления этих исключений определяем лучший
показатель и выбираем цель для оптимизации всех последующих операций. Постепенное повышение производительности и последовательное
сокращение затраченного времени на текущие операции, основываясь на полученном опыте и стремлении к лучшему результату.
Оптимизация и повышение эффективности - не говорит о том, что необходимо выполнять операции быстрее, нужно выполнять стандартные операции
безопасно и в то же время стабильно. Нужно стремиться к однородности выполнения операций, то есть стандартная операция должна выполняться
за одно и то же время.
Кузв-коэффициент учета затрата времени, ч/100м = (Т1+Т2)*100;
H
Т1- Внеплановые промывки+проработки затраченные для ликвидации затяжек и посадок во время шаблонировки
Т2- время спуска ОК в интервале исследования
H- интервал исследования (например 1010-510м)
Среднее время цикла бурения типовых скважин в интервале технической колонны на месторождении им .А.Титова составляет 18 суток (2016-2019гг)
при глубине скважины около 2016 м . В ходе итерации оптимизации цикла бурения под техническую колонну возможно достичь значительных
результатов снижения сроков бурения при оптимизации рецептур буровых растворов из-за применения предложенной методики.
8

9.

Направление действия максимального горизонтального напряжения
по КУЗВ в интервале 1010-1310м м-я им. А.Титова за 2016-2019гг
Четверть
азимутального
направления
Зона 2 (интервал 1010-1310 м) Верхнетриасовый отдел
1
ЗУ, град
Номер
скважин
ы
3
4
Коэффицие
нт учета
Время
Пространт.
V, м/ч
затрата строительств
инт., град/10м
времени, о скважины,
ч/100м
сут
от
до
от
до
1076-13 глина 60-20%, алевролит 10-20%, песчаник 30-70%
23
23
82
82
0,1-0,37
29,5
3,86
14,73
1362г-19 глина 70-30%, алевролит 40-55%, песчаник 60-25%
20
23
53
53
0,1-0,95
29
5,97
17,8
1022г-13 глина 40-75%, алевролит 20-35%, песчаник 40-50%
0
0
23
48
0,1-0,6
21,5
3,55
18,1
14
16
105
104
0,1-0,38
26,88
2,3
14,39
1031г-8 глина 10-20%, алевролит 20%, песчаник 70-100%
глина 70-10%, алевролит 10-25%, песчаник 1001035г-8
30%
1105г-13 глина 40-50%, алевролит 20-10%, песок 100-50%
19
19
146
143
0,1-0,36
27,7
3,72
14,04
28
27
297
300
0,1-0,79
39,16
4,24
15,32
19
22
121
115
0,05-0,37
46,1
9,3
22,14
1079г-13 глина 40-10%, алевролит 20-10%, песчаник 80-90%
21
23
104
106
0,1-0,6
48
10,19
20,58
22
34
208
204
0,1-0,83
29,76
2,74
19,98
17
17
222
228
0,1-0,35
30,51
4,14
12,59
15
15
186
186
0,1-0,29
35,67
2,52
15
1331г-12 глина 60-10%, алевролит 5-30%, песчаник 40-70%
20
21
233
228
0,1-0,23
50,7
7,16
20,12
1030г-8
глина 100-10%, песчаник 20-100%
24
29
325
320
0,1-1,15
27,27
1,36
15,94
1019-3
1024г-3
2
Геология
Азим, град
глина 10-70%, гравелит, гравий, галька 5%,
алевролит 5-10%, песчаник20-80%
глина 70-10%, алевролит 25-10%, песчаник 451036г-8
100%
1077г-13 глина 60-30%, алевролит 10%, песчаник 30-60%
глина 30-50%, алевротил 20-10%, песчаник 1001078г-13
50%
глина 90-10%, алевролит 5-20%, песчаник 5-80%
22
23
278
280
0,1-0,36
31,57
1,52
14,51
1067г-13 глина 60-30%, алевролит 10%, песчаник 30-60%
21
19
262
254
0,1-0,32
27,27
4,88
16,35
1047г-8 глина 70-30%, алевролит 40-55%, песчаник 60-25%
18
20
246
251
0,1-0,5
28,8
21,89
21,59
1100г-13 глина 70-30%, алевролит 40-55%, песчаник 60-25%
15
27
330
317
0,14-1,09
34,3
4,66
19,47
1353г-19 глина 10%, алевролит 50-80%, песчаник 60-20%
20
25
302
305
0,04-0,66
46
12,99
26,13
Границы Пластов.
Распределение азимутов
падения пластов
9

10.

Направление действия максимального горизонтального напряжения
по интервально по КУЗВ м-я им. А.Титова за 2016-2019гг
1010-1310м
1310-1850м
1850-2250м
от1010м-до забоя
2250-2339м
2339-до забоя
от1010м-до забоя
10

11.

Данные геомеханики по Сирочойскому горизонту м-я им. А.Титова

12.

Анализ суточного рапорта инженера по буровым растворам
по скв 1021г куст 8 м-я им. А.Титова
Дата
Сутки
Забой
20.12.18 21.12.18 22.12.18 23.12.18 24.12.18 25.12.18 26.12.18 27.12.18 28.12.18 29.12.18 30.12.18 31.12.18 01.01.19 02.01.19 03.01.19 04.01.19 05.01.19 06.01.19 07.01.19 08.01.19 09.01.19 10.01.19
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
510
511
778
1101
1316
1439
1704
2013
2109
2109
2350
2470
2657
2717
2717
2717
2717
2717
2717
2717
2717
2717
50
40
25
50
15
25
10
10
213
240
251
267
265
293
296
302
306
311
308
312
307
305
296
288
283
Объем приготовленного БР за сутки , м3
35
30
85
50
Общий объем БР, м3
166
149
190
223
Расход, шт
10
план
Название
Выполняемые функции
Упаковка кг
Бентонит ПБМВ
Структкрообразователь
900
Бикарбонат
Нейтрализатор цемента
натрия
Каустическая
Регулятор рН
сода
Кальцинированн
Нейтрализатор жесткости
ая сода
Flodrill TS
655/705
ГКЖ
Flodrill PAM
1040
Инкапсулятор
(регулятор реологии)
Ингибитор
(гидрофобизатор)
Инкапсулятор
(регулятор реологии)
1
1
0
2
2
1
2
2
3
1
1
3
3
29
32
2
1,3
0
0
0
0
50
76
3,5
3,2
12
15
8
6,2
50
78
3,5
3,2
71
130
5
5,4
39
66
20
20,3
29
51
2
2,1
1
43
19
3
0,8
3
12
6
1
0,3
7
6
3,5
2,0
48
0
2
0
18
35
10
13,1
3
3
13
35
7
0,2
1,0
2,8
3,0
3,0
3,0
2,9
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
3,2
3,2
3,2
3,2
3,2
Конц-ия, с учетом
потерь БР, кг/м3
0
0
0
0
0
0,3
1,5
4,4
4,7
4,7
4,4
4,2
4,2
4,1
4,2
4,2
4,1
4,4
4,4
4,4
4,4
4,4
1
1
2
2
2
1
2
250
3
6
5
3
4
1
Конц-ия , кг/м3
0
0
0
0
0,0
0,0
1,8
1,6
2,1
2,6
3,3
4,1
4,8
4,7
5,1
5,1
5,4
6,2
6,2
6,2
6,2
6,2
Конц-ия, с учетом
потерь БР, кг/м3
0
0
0
0
0
0,0
2,9
2,4
3,1
4,1
5,0
6,4
7,4
7,2
7,8
7,8
8,3
9,9
9,9
9,9
9,9
9,9
9
8
10
27
3
4
4
1,34
25
Конц-ия , кг/м3
0
0
0,97
Конц-ия, с учетом
потерь БР, кг/м3
0
0
1
25
Xanthan Petro L
Регулятор реологии
25
Petro Cide
Бактерицид
Противосальниковая
добавка
Регулятор рН
31,5
9
4
1,16
1,16
1,62
2,96
2,96
2,96
3,11
3,02
3,06
3,18
3,13
3,13
3,24
3,24
3,24
3,24
3,24
3,24
1,3
2,0
4,1
4,0
4,0
4,1
3,9
3,9
4,1
4,0
4,0
4,1
4,1
4,1
4,1
4,1
4,1
15
32
2
1
15
15
20
24
9
Конц-ия , кг/м3
0
0
0
1
2,0
2,0
2,7
4,2
4,0
4,0
4,6
4,4
5,3
5,2
5,1
5,5
5,4
5,4
5,4
5,4
5,4
5,4
Конц-ия, с учетом
потерь БР, кг/м3
0
0
0
2
3
2,8
3,7
6,0
5,5
5,5
6,2
5,9
7,3
7,1
6,9
7,6
7,3
7,3
7,3
7,3
7,3
7,3
2
2
2
4
7
5
5
7
13
8
22
7
2
1
2
4
5
8
15
200
2
4
1
1
1
1
1
2
1
1
1
3
2
1
1
25
225
Нейтрализатор цемента
4,5
0,5
0
25
Petro Fiber
Лимонная
кислота
Микрокальцит
МК-10
Микрокальцит
МК-60
Микрокальцит 100
Барит КБ-3
SAPP
Petro Def
40
0
0
Понизитель фильтрации
Регулятор реологии,
фильтрации
3
0
Petro Pac LV
CMC HV
1
1
1
1
5
10
3
6
2
4
601
5
0
185
Ингибитор
4
439
16
0
Смазка
Richmole
comp 100
2
25
Petro Lube
Известь
1
Конц-ия , кг/м3
Микрокальматант,
ингибитор
Petro Det
2
42
Petro ASF
(Soltex)
факт
Расход материалов, шт
25
25
Планов Фактич
ая
еская
концент концент
рация, рация,
кг/м3
кг/м3
2
Конц-ия , кг/м3
0
0
1
1
1,8
1,8
4,3
8,9
9,8
9,8
11,4
12,0
13,0
12,8
12,6
12,6
12,4
13,1
13,1
13,1
13,1
13,1
Конц-ия, с учетом
потерь БР, кг/м3
0
0
1
2
2
2,3
6,1
13,3
14,5
14,5
16,5
17,2
18,6
18,0
17,5
17,5
16,9
18,4
18,4
18,4
18,4
18,4
25
1
2
2
29
9
2
0,4
10
0
0
0
0
25
8
0
0,5
0
1
5
11
10
13,7
1
4
2
10
3,3
4
3
10
5,0
15
2
16
1
0
0
40
0,1
0,9
1,7
0
0
Утяжелитель, кольматант
750
Утяжелитель, кольматант
1000
2
1
Утяжелитель, кольматант
1000
1
Утяжелитель
Разжижитель
Пеногаситель
1000
25
20
1
1
4
1
1
1
1
1
1
1
1
1
12

13.

Четверть
Анализ устойчивости ствола скважины от применяемого компонентного
состава (ингибиторов) в интервале 510-1010м за 2018-19гг
ЗУ, град
Номер
скважины
V,
м/ч
Геология
глина 80-5%, алевролит 60-45%, аргиллит 6010%, песчаник 45-10%
глина 80-65%, алевролит 10-30%, песчаник 6070%, песок 80-20%
Q, л/с
Фильтратоо
тдача,
мл/30мин
МВТ,
кг/м3
Типы ингибиторов, инкапсуляторов,
микрокальматантов, кг/м3
Flodrill
TS
655/705
ГКЖ
24
1
0
1,1
0
0
0
5,06
21,59
5,4
28
0
0
0,5
0
1,4
0
7,31
18,14
5,8
5,6
14
0,2
0
0,2
0
0
0
5,29
18,1
48
6
6
28
1,3
0
1,4
2,6
0
0
8,58
20,58
33
55
6
6,5
42
0
0
1,1
0
1,1
0
2,79
19,96
от
до
от
до
0
18
25,6
47
50
7
6,6
0
15
40
44
47
6
0
0
29
45
48
0
21
28,3
46
0
18
39
Flodrill Petro Richmol
PAM
ASF
e comp
1040 (Soltex)
100
Время
КУЗВ,
строительство
ч/100
скважины,
м
сут
Petro
HIB
4
1047г-8
1
1600г-8
1
1022г-13
2
1079г-13
2
1021г-8
2
1105г-13
глина 85-80%, песок 15-30%, алевролит 20-10%
0
15
35,7
46
47
6
6
42
1,4
0
2,1
4,9
0
0
11,96
22,14
3
1078г-13
глина 85-70%, песок 5-30%, алевролит20-10%
0
15
29,56
42
45
7
5,8
42
1,3
0
1,9
0
0
0
2,93
15
4
1100г-13
глина 80-5%, алевролит 60-45%, аргиллит 6010%, песчаник 45-10%
0
15
23,5
50
50
6,6
6,6
39
0
0
0
0
0
0
9,33
19,47
2
1500г-12
0
10
30,6
45
48
6
5,4
35
2,1
0
1,2
0
3,1
0
5,01
15,11
2
1334г-12
0
26
45,4
47
48
6
6
28
3,8
0
1,5
0
0
0
7,84
20,17
3
1331г-12
0
20
48,8
44
48
5,8
5,8
60
3,4
0
2,1
4,1
0
0
5,21
20,12
0
20
24
50
50
5,6
5,6
38
1
0
0,9
0
4,6
0
3,63
17,8
0
22
34,48
46
46
5,8
5,8
32
0
0
0
0
0
0
7,86
16,41
0
12
39
45
45
6,8
5,4
42
1,4
0
1,3
7,6
8,3
0
7,84
15,93
0
12
39,2
45
45
6,5
6
42
0
0
0
0
0
0
-
-
0
20
46
47
47
7,7
5,8
38
2,3
0
1,9
2
1,2
0
5,58
26,13
0
13
46,9
45
48
6
5,4
28
1,5
0
1
0
1,8
0
4,31
11,31
1
4
4
4
4
4
глина 100-40%, песок 70%, алевролит 10-30%,
песчаник 10-30%, угли 30-10%
глина 100-85%, алевролит 20-15, песчаник 1580%, угли 10%
глина 30-90%, аргиллит 10%, алевролит 30-10%,
песчаник 80-10%
глина 100-30%, алевролит 10-30%, песчаник 1050%, песок 5%
глина 100-45%, алевролит 15-10%, песчаник 2055%, песок 10%
глина 100-30%, алевролит 5-20%, песчаник 2070%, песок 5-20%
глина 80-5%, алевролит 60-45%, аргиллит 6010%, песчаник 45-10%
глина 70-100%, алеврит 20-10%, песок 30%,
1358г-19
алевролит 50-20%, песчаник 60-55%
глина 80-30%, алевролит 30-10%, песок 50-5%,
1357гб-19
алевролит 20-80%, песчаник 50-20%
глина 100-10%, алевролит 30-5%, песок 60-15%,
1357г-19
алевролит 10-80%, песчаник 60-20%
глина 80-75%, аргиллит 5%, аллевролит 20-60%,
1353г-19
песчаник 10-40%
1362г-19
1373г-22
глина 100-50%, алевролит 10-30%, песок 70-10%
Результаты сравнения скважины 1079г куст 13 и 1500г куст 12 пробуренные в одной четверти с набором ЗУ до 21° и МСП до 30м/ч.
Вывод: в интервале 510-1010м рекомендуется применять компоненты со следующей концентрацией Flodrill TS 655/705-2,1 кг/м3,
Flodrill PAM 1040-1,2 кг/м3, Richmole comp 100-3,1 кг/м3 (по скважине 1500г куст 12)
13

14.

Выводы
1. Предложенная методика подбора оптимального состава бурового раствора, с учетом фактического опыта бурения,
позволяет на основе поинтервального анализа вскрытого геологического разреза в интервале технической колонны
выбрать наилучший состав компонентов бурового раствора, провести бурение и спуск обсадной колонны с максимально
устойчивым стволом скважины.
(На основе проведенного анализа в интервале 510-1010м рекомендуется применять компоненты со следующей
концентрацией Flodrill TS 655/705-2,1 кг/м3, Flodrill PAM 1040-1,2 кг/м3, Richmole comp 100-3,1 кг/м3 - данные со скважины
1500г куст 12 месторождения им. А.Титова).
2. Определен сектор направления действия максимального горизонтального напряжения. Как показал анализ бурения
осложнения связанны с предполагаемой зоной, подтверждаются данные микроимиджеров FMI (по данным геомеханики)
образуется по азимуту 310-320° Северо-Запад-130-140° Юго-Восток.
3. Предложенная методика дает возможность разработки рекомендаций направленных на сокращение непроизводительного
времени.
4. Включение в методику зависимости азимутального проложения траектории ствола в интервале спуска технической колонны
позволяет повысить точность выданных рекомендаций.
5. Анализ данных ранее пробуренных скважин (2018-2019гг), проведенный по данной методике, дает возможность достичь
значительных результатов снижения сроков бурения за счет оптимизации рецептур буровых растворов.
14