Эцп при бурении что это

Petroleum Engineers

Вы здесь

Эквивалентная циркуляционная плотность (по рисунку)

Добрый вечер коллеги. Хотел бы узнать, что можно сказать про ЭЦП на представленном изображении.

А что не так-то? с увеличением зенитного угла и глубиной скважины-эцп растет, что видно из графика. а 10 л/сек-это, что за литраж такой? вёдрами носят что ли?

10 л/с норм литраж на хвостовике.

ЭЦП 1,3 г/см3. Нужно знать по модели геомехаников градиент начала поглощения и ГРП для пластов, по которым бурите, чтобы сравнить и говорить более конкретно. На ЭЦП влияет плотность, реология бурового раствора..например высокие ПВ и ДНС. тут совокупный ряд влияющих факторов.

Эквивалентная циркуляционная плотность, вроде здесь нормально расписано(прилагаю). https://cloud.mail.ru/public/a450aef2e332/53-60.pdf

На мой взгляд судя по очистке забоя не очень.

Источник

Оперативное определение эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора

Рубрика: Технические науки

Дата публикации: 28.05.2018 2018-05-28

Статья просмотрена: 14300 раз

Библиографическое описание:

Русских, Е. В. Оперативное определение эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора / Е. В. Русских, Э. М. Ташкалов, А. Л. Петренко, Р. И. Халидуллин. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2018. — № 21 (207). — С. 76-85. — URL: https://moluch.ru/archive/207/50800/ (дата обращения: 26.12.2021).

На сегодняшний день главными задачами являются сокращение расходов на строительство скважин и увеличение добычи углеводородов. Для этого продолжает совершенствоваться технология их строительства, так стали появляется горизонтальные скважины с несколькими ответвлениями от основного ствола (МЗС). Данные скважины имеют сложные профили — длинную протяжённость открытого ствола, в связи с чем, осложнения, вызванные в процессе строительства скважины, такие как: поглощение промывочной жидкости, ГНВП, осыпи и обвалы стенок скважины и ГРП приводят к ухудшению ТЭП. Нестабильность стенок открытого ствола скважины может сопровождаться осыпанием горных пород и привести к полной ликвидации скважины и зарезке дополнительных стволов. Большинство проблем возникает в слабосвязанных отложениях глин, глинистых сланцев и аргиллитов. Влияние на них бурового раствора приводит к их набуханию и разрушению. На устойчивость породы большее влияние оказывает эквивалентная циркуляционная плотность бурового раствора. На месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» перечисленные инциденты имеют место быть.

Циркуляционная система скважины состоит из ряда элементов (интервалов), в каждом из которых происходят гидродинамические потери давления нагнетания бурового раствора. При сложении потерь давления во всех этих элементах получим потери давления в циркуляционной системе скважины (величину давления, показываемую манометром на стояке).

Схема циркуляционной системы скважины

Стояк/верхний привод/ведущая труба

Кольцевое пространство: открытый ствол/бурильная колонна

Кольцевое пространство: обсадная колонна/бурильная колонна

Полные потери давления в скважине могут быть выражены следующим образом:

(1)

Где, каждое слагаемое можно подразделить ещё на несколько элементов и найти потери в них при помощи соответствующих вычислений. Для расчёта давления, которое ЭЦП оказывает на пласт, необходимо сложить потери давления циркуляции в кольцевом пространстве в интервале интересующей нас глубины скважины до устья и гидростатическое давление бурового раствора на глубине. Эта сила выражается как плотность бурового раствора, которая вызвала бы гидростатическое давление, эквивалентное такому давлению.

При бурении многозабойных и горизонтальных скважин на Южно-Выинтойском месторождении в период 2016–2017 гг. получены осложнения, такие как поглощение, ГНВП и ГРП. Одной из возможных причин является большое значение ЭЦП (таблица 1).

Скважины с осложнениями

Целью работы является создание метода оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора.

Для достижения цели были поставлены следующие задачи:

– анализ существующих пробуренных скважин с осложнениями;

– сравнение проектных и фактических данных плотности бурового раствора и давления на манифольде, для выявления фактического значения ЭЦП и определения «окна бурения»;

– нахождение зависимости между давлением на манифольде и ЭЦП;

– описание влияния ЭЦП на разрушаемую породу;

– создание метода влияния на ЭЦП.

Объектом исследования являются участки скважин (наклонно-направленный (ННУ) и горизонтальный) на Южно-Выинтойском месторождении в 2016–2017 гг.

Предметом исследования является эквивалентная плотность бурового раствора.

Границы «окна бурения» проходят между градиентом гидроразрыва пласта и поровым давлением. Данные подтверждаются геомеханической моделью. Так, при превышении верхней границы, может произойти поглощение бурового раствора, а нижней осыпание стенок ствола скважины. Особенно ярко это выражено в горизонтальном участке, где из-за зашламовывания ствола скважины и относительно малых диаметрах происходит увеличение ЭЦП. Находясь в таких крайне жёстких условиях, требуется преждевременно определять «окно бурения» для предотвращения возможных осложнений.

На основании проектных и фактических данных произведён расчёт для определения планового и фактического значения ЭЦП по данным из «Индивидуального технического проекта» и фактических данных из суточных рапортов супервайзера. Расчёт произведён в несколько этапов с использованием программного обеспечения (ПО) «WellPlan» и расчётных формул ЭЦП и «Метода Итона» для определения градиента гидроразрыва пласта (ГРП).

Согласно расчётам в ПО WellPlan, плановое значение ЭЦП в наклонно-направленном участке отличается от фактического на 5 %, а в ГУ на 10 %. В горизонтальном участке значения находятся на границе значения ГРП, что подтвердил расчёт на скважину 1069Г, где отмечено поглощение бурового раствора.

Определение верхней границы «окна бурения» было выполнено по «методу Итона»

(2)

гдеFP — градиент порового давления;

OBG — градиент порового давления;

v — коэффициент Пуассона.

Формула расчёта градиента гидроразрыва пласта (ГРП) применяется в программных продуктах «Eclipse» и «Petrel» компании «Шлюмберже». Нижняя граница — поровое давление остаётся постоянной.

Расчётные формулы для расчёта ЭЦП:

(3)

Формула Бабаян Э. В., Черненко А. В. — Инженерные расчёты при бурении [1].

где P — давление на стояке;

H — глубина по вертикали;

g — ускорение свободного падения;

p_{б.р —} плотность бурового раствора;

p_г.п. — плотность горной породы;

С — собственная доля твердых частиц.

(4)

Формула Dong Ying — University of Petroleum Press [2].

гдеP_h — точка перехода гидростатики в динамику;

P_f — точка перехода потерь давления в ЭЦП;

D_tvd — глубина по вертикали;

0,052 — константа перевода.

В ПО «WellPlan» расчёты проводились в двух вариантах (от проектных и фактических данных). Информация по скважинам принята из «Индивидуальных технических проектов» и фактических данных супервайзера. При расчёте плановых значений использовалась «классическая» компоновка низа бурильной колонны, в то время как для фактических компоновка подбиралась индивидуально. Согласно расчётам, фактическое значение ЭЦП отличается от планируемого. Связано это с тем, что фактическая компоновка может включать дополнительные элементы отличные от «классической»: диаметрами, отклонениями свойств бурового раствора (чаще всего превышение плотности) и изменением самой траектории ствола скважины. В сумме все эти факторы, при расчёте, дают повышенное значение ЭЦП.

Рис. 1. Параметры ПО «WellPlan»

При расчёте ЭЦП для наклонно-направленного участка учитывались средняя глубина по вертикали составляет 2745,5 м, давление на манифольде 14 Мпа, фактическая плотность бурового раствора, значения которой принимаются из суточного рапорта супервайзера, отличается от плановой в рамках правил безопасности. Результаты показывают, что «зона неопределённости ЭЦП» составляет 5 %. Осложнений, связанных с высоким значением эквивалентной циркуляционной плотностью, выявленно не было, что подверждают результаты расчёта по формулам и в программном продукте.

Рис. 2. «Зона неопределённости ЭЦП» для ННУ

Исходные данные для расчёта по результатам выборки

Скважина

Раствор

Плотность, г/см 3

Пл. Вязкость, мПа*с

СНС, дПа

Q_факт, л/с

Насадки

План

Факт

10 сек

10 мин

До настоящего времени бурение горизонтальных участков в условиях поглощения бурового раствора на углеводородной основе велось с применением кольматирующих добавок. Данный способ может ухудшить фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта в зависимости от объёма поглощённого бурового раствора и кольматанта. Присутствует риск не добиться восстановления циркуляции промывочной жидкости для дальнейшего углубления скважины и достижения проектной глубины.

Так, для определения «окна бурения» рассчитывается градиент ГРП «по методу Итона». Поровое давление принимается за 1. По результатам расчёта в ПО «WellPlan» (таблица 2, таблица 3) создаётся «зона неопределённости ЭЦП» от плановых и фактических значений. При совмещении диаграмм (ЭЦП план/факт) складывается искомая «зона неопределённости ЭЦП», в пределах которой и находится фактическое значение. Поглощение бурового раствора, полученное на скважине 1069Г, подтверждает результат расчёта и доказывает, что фактическое значение ЭЦП проходит на границе градиента ГРП. Результаты, полученные при расчёте по формулам в горизонтальном участке, отличаются от ПО «WellPlan» более чем на 15 %.

Рис. 3. «Зона неопределённости ЭЦП» для ГУ

Исходные данные для расчёта по результатам выборки

Скважи-на

Раствор

Плотность

Пл. Вязкость, мПа*с

СНС, дПа

Q_факт, л/с

Насад-ки

Оборо-ты ротора

План

Факт

10 сек

10 мин

Исходя из этого, просматривается зависимость значения ЭЦП и давления на манифольде при бурении горизонтального участка, следуя которой можно принять коэффициент расчёта ЭЦП для формулы (1), который равен 0,011–0,013. Результат определяется как отношение давления на манифольде (Мпа) к расчётному коэффициенту.

Рис. 4. График изменения ЭЦП от давления на манифольде

Данный коэффициент приближает нас к созданию метода «оперативного определения ЭЦП».

Основная задача работы — это поиск способа оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности в полевых условиях, где отсутствует программное обеспечение, а оперативные решения требуется принимать незамедлительно. Так, при рассмотрении зависимости фактических значений ЭЦП и давления на манифольде, прослеживается следующая зависимость: чем выше давление манифольде, тем больше значение ЭЦП (Рисунок 4). «Маркерами» в данном случае является зависимость от глубины скважины. На крайних значениях, скважины 1292Г и 1430Г, где давление на манифольде 15,1 и 15 Мпа, глубина по вертикали 2688,65 м и 2682,29 м соответственно, видно, что значения ЭЦП практически равны. Следующие скважины: 1069Г, 1044Г и 1360Г показывают точно такой же результат. Диаграмма (рисунок 4) отображена с учётом погрешности в 5 %.

Из-за переменного давления столба жидкости в скважине, при переходе из статического состояния в динамическое и последующим увеличением давления, буровой раствор может проникать в призабойную зону либо выходить из неё — «дыхание скважины». При подъёме бурильного инструмента происходит снижение давления и ЭЦП до нижней границы «зоны неопределённости», то есть ниже порового давления, что может вызвать обвалы стенок скважины. В среднем, время подъёма инструмента от забоя составляет 40–60 секунд на свечу, сокращение этого времени приведёт к критическому значению ЭЦП (рисунок 5).

Рис. 5. ЭЦП при подъёме бурильного инструмента

Разница, возникающая между значениями ЭЦП в процессе спуска и подъёме бурильного инструмента, составляет около 15 %. Для расчёта оптимального значения ЭЦП в ПО «WellPlan» требуется отдельная лицензия на данный модуль. Если заранее просчитать и определить оптимальное значение, то можно сократить «зону неопределённости» до 7 % и уменьшить риск возникновения осложнений.

Рис. 6. Разница значений ЭЦП при операциях

Время бурения горизонтального участка в среднем составляет 100 часов, так как в качестве примера были использованы скважины, пробуренные, в интервале залегания аргиллитов Ванденской свиты Южно-Выйинтойского месторождения, то целесообразно показать результаты воздействия ЭЦП на данную горную породу. В процессе разрушения горной породы происходит увеличение каверны в интервале залегания аргиллитов, что подтверждают результаты кавернометрии.

Рис. 7. Кавернометрия

Во время бурения аргиллиты теряют стабильность. Стабильность аргиллитов находится под влиянием характеристик как самой породы (минералогия, пористость и т. д.), так и характеристик бурового раствора. Для проведения теста на образование трещин использовались 4 образца керна. Образцы подвергались воздействию различных флюидов в течение 6 дней.

Рис. 8. Образец керна

Результаты лабораторных исследований

Образец

Среда

48 часов

144 часа

разрушение в местах сколов

7 % KCl + 3 % KLA-STOP

незначительное увеличение трещин

незначительное увеличение трещин

Эквивалентная циркуляционная плотность зависит от следующих факторов: свойств бурового раствора, диаметра кольцевого пространства, скорости вращения бурильной колонны. Существующие способы представляют собой использование дорогостоящего забойного и наземного оборудования, которое было создано для морского бурения и оптимизированно для бурения на суше.

Исходя из проектных данных, правил безопасности и паспортных данных забойного оборудования (ВЗД, БТ, Долото) мы имеем интервал регулирования определённых параметров, влияющих на ЭЦП.

При расчёте значения ЭЦП в ПО «WellPlan» используются следующие параметры: диаметр кольцевого пространства, состав и плотность бурового раствора пластическая вязкость, предел текучести, максимальный и минимальный расход, диаметр частиц шлама, плотность шлама, пористость пласта, скорость проходки, скорость вращения ротора и СНС. Результаты расчётов представлены в таблице 9.

Следуя алгоритму расчёта в гидравлическом модуле, указываем вышеперечисленные параметры согласно фактическим данным из сводки супервайзера. В процессе бурения происходит изменение свойств бурового раствора. С увеличением концентрации твёрдой фазы в промывочной жидкости возрастает её плотность, но одновременно снижается показатель фильтрации; обработка промывочной жидкости полимером для уменьшения показателя фильтрации вызывает рост вязкости жидкости.

Параметры расчёта

Скважина

Пластика факт

СНС факт

Обороты

ЭЦП от факта

ЭЦП измен

Поддержание параметров бурового раствора на более низком проектном уровне и увеличение числа оборотов ротора позволило уменьшить значение ЭЦП в горизонтальном участке на 8,5 % (таблица 9).

«НК Роснефть» была опробована система «Бурение с регулируемым давлением» (БРД), её особенностью является полная герметичность на участке буровой насос — газосепаратор, что позволяет управлять всеми процессами на забое скважины во время бурения и существенно минимизировать риск возникновения ГНВП. Основные элементы БРД представлены на рисунке 8.

1) Роторный устьевой герметизатор обеспечивает герметизацию ствола скважины при нахождении в ней бурового инструмента; 2) азотная установка используется для производства и подачи азота в объёме до 35 м 3 /мин с рабочим давлением до 24,5 Мпа; 3) дроссельный блок обеспечивает создание требуемого противодавления в скважине как в динамических, так и в статических условиях; 4) газосепоратор эффективно отделяет газовую фазу от жидкости; 5) факельная установка применяется для сжигания газа, поступающего из газосепараторной установки.

Одна из основных задач применения систем БРД заключается в сокращении объёмов поглощаемого бурового раствора при бурении. Объём поглощения бурового раствора в среднем по месторождению составляет 4082 м 3 /1000м, в то время как в первой скважине, пробуренной с применением БРД, данный показатель существенно ниже — 637м 3 /1000м.

Рис. 10 Объём поглощений

Еще одним способом является изменение геометрии бурильных труб с целью снижения эксцентриситета, который приводит к уменьшению потерь давления в кольцевом пространстве [5]. В процессе работы была построена математическая модель бурильной трубы с учётом всех конструктивных элементов. После этого проведены расчёты с использованием программного обеспечения для диаметров 89 мм, 102 мм и 127 мм. Результат показал, что при уменьшении наружного диаметра соединения на 5 % возможно уменьшить значение ЭЦП на 10 %.

Рис. 11. Области перепада давления

Заключение

Полученные результаты расчёта ЭЦП по фактическим значениям показывают, что при бурении горизонтальных участков фактическое давление близко либо находится на границе ГРП, что доказывают значения и зафиксированные осложнения на ранее пробуренных скважинах. При СПО происходит уменьшение ЭЦП на 15 %. Расчётом доказано, что значение ЭЦП может быть ниже «границы порового давления», что в свою очередь может привести к осыпям стенок ствола скважины.

Доказано, что высокое значение ЭЦП негативно сказывается на интервале залегания аргиллитов, в котором зафиксированы осложнения.

Определён расчётный коэффициент для формулы (1) с помощью которого, можно определить значение ЭЦП, равное расчёту в ПО «WellPlan» с поправкой в 10–15 %.

Метод оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора позволяет в сжатые сроки узнать фактическое значение ЭЦП, следовательно, определить фактическое забойное давление.

Следующим этапом работы является использование существующей модели расчёта для установления зависимости для бурильных труб с диаметрами 73 мм и 102 мм различных производителей и уменьшение процента ошибки при расчёте ЭЦП.

Источник

Эцп в бурении

Продуктивный пласт Арчинского месторождения, разрабатываемого ООО «Газпромнефть-Восток», представлен плотными карбонатными породами палеозойского фундамента с выраженной трещиноватостью и кавернозностью (рис. 1). Именно этими особенностями и определяются фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта. Они же приводят к поглощениям бурового раствора при использовании традиционных технологий бурения. При этом объем поглощений промывочной жидкости в процессе бурения варьируется от фильтрационного (менее 1,5 м 3 /ч) до катастрофического (более 5 м 3 /ч) уровня (табл. 1).

ПРОВЕДЕННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Как видно из табл. 1, наиболее значительные поглощения бурового раствора наблюдались в скважинах с большими зенитными углами. При этом дальнейшую разработку месторождения оператор предполагал осуществлять горизонтальными скважинами с ведением бурения управляемыми компоновками.

Для понимания причины поглощений и связи между поглощениями, эквивалентной циркуляционной плотностью (ЭЦП) и профилями давления в динамических условиях было проведено гидравлическое моделирование на основе реальных данных одной из скважин (№ 4). С практической точки зрения задача состояла в том, чтобы предложить возможные решения проблемы поглощений в рассматриваемых интервалах и дать рекомендации по дополнительным исследованиям.

При моделировании использовалась фактическая траектория скважины № 4, а также реальные параметры бурового раствора (табл. 2).

ФАКТОРЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭЦП

Цель первичного анализа зависимости ЭЦП раствора от расхода состояла в определении профиля давления в затрубном пространстве для каждого случая. Соответственно, был проведен анализ профиля ЭЦП бурового раствора плотностью 1,06 г/см 3 при расходе от 300 до 900 л/мин и механической скорости проходки (МСП), равной 10 м/ч (рис. 2).

На следующем этапе был проведен анализ влияния МСП на забойное давление. Для этого при аналогичном диапазоне расхода бурового раствора МСП увеличили до 20 м/ч (рис. 3).

Сопоставление с результатами предыдущего эксперимента указывает на очевидное увеличение ЭЦП при изменении механической скорости проходки при условии, что остальные параметры остаются неизменными. Также информация на рис. 3 свидетельствует о важности качества очистки ствола при бурении с повышенной скоростью проходки. Так, ЭЦП при расходе 300 л/мин оказывается выше, чем при расходе 420 и 540 л/мин. Значение ЭЦП в первом случае даже выше, чем при промывке менее пологого (вертикального) участка ствола с расходом 660 л/мин, что обусловлено скоплением шлама в стволе и, следовательно, повышением эффективной плотности раствора. Возможно, этим и объясняется поглощение раствора во время бурения горизонтального интервала и при промывке ствола с расходом 400 л/мин.

Из вышесказанного следует вывод о необходимости анализа качества очистки ствола в процессе бурения данного интервала с целью расчета оптимального расхода бурового раствора. Необходимо отметить, впрочем, что данный анализ относится только к ЭЦП и очистке ствола и не учитывает ограничения элементов КНБК (двигатели, роторные управляемые системы).

АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ОЧИСТКИ СТВОЛА

Известны два подхода к оценке качества очистки ствола: по минимальной скорости движения жидкости и по коэффициенту выноса шлама. Опытным путем установлено, что минимальная скорость потока в затрубном пространстве должна составлять 50 м/мин (165 фут/мин) в вертикальных интервалах (зенитный угол менее 45°) и 60 м/мин (200 фут/мин) — в горизонтальных интервалах (зенитный угол более 45°).

На рис. 4 показана скорость обратного потока раствора в затрубном пространстве при закачке с расходом от 300 до 900 л/мин. Согласно рисунку, скорость закачки 780 — 900 л/мин отвечает требованиям к качеству очистки ствола по скорости потока (более 60 м/мин).

Как упоминалось выше, фактический расход раствора на скважине № 4 составлял 400 л/мин, а этого по результатам моделирования недостаточно для качественной очистки.

ОПТИМАЛЬНАЯ ПЛОТНОСТЬ И РАСХОД БУРОВОГО РАСТВОРА

На основании анализа полученных данных можно сделать вывод о том, что предпосылками поглощений бурового раствора при бурении рассматриваемых скважин стала слишком высокая плотность бурового раствора (1,06 г/см 3 ) в сочетании с низким качеством очистки ствола. В этой связи необходимо пересмотреть минимальную плотность бурового раствора с учетом реального «окна бурения» — диапазона давлений между поровым давлением и давлением гидроразрыва пласта. Как следовало из анализа данных, базовая картина давлений, приведенная на рис. 5, не вполне соответствовала действительности, и окно существенно отличалось от предполагавшегося. В этой связи было рекомендовано провести геомеханическое моделирование с целью определения реального окна бурения для каждой конкретной глубины. Также, исходя из особенностей Арчинского месторождения, с помощью геомеханического моделирования необходимо выявить давление начала поглощения и давление обрушения, что позволит дать заключение о реальном окне бурения, а также предложить подходы для выбора оптимальных технологий в рамках стратегии бурения на данном месторождении.

ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

На рис. 6 представлена схема принятия решения по итогам геомеханического моделирования.

Пороговое значение в 0,03 г/см 3 выбрано исходя из результатов гидравлического моделирования для продуктивного интервала на данном месторождении, а именно — разницы между давлениями в призабойной и прибашмачной зонах при выбранных параметрах бурения для данного участка ствола скважины.

РЕКОМЕНДАЦИИ ДЛЯ ТРАДИЦИОННОГО БУРЕНИЯ

Следует признать, что рекомендованные выше технологии MPD и UBD значительно дороже методов борьбы с поглощениями при традиционном бурении. Поэтому в рамках формирования стратегии были предложены и другие варианты решения проблемы: общая схема действий при потерях бурового раствора была адаптирована для Арчинского месторождения, а для трех различных уровней поглощений даны рекомендации по добавкам.

В частности, при значительных поглощениях (более 5 м 3 /ч) рекомендуется применять материал для борьбы с поглощениями Well Squeeze (рис. 7) производства компании Weatherford. Принцип действия технологии Well Squeeze состоит в том, что его жидкая фаза в кавернах пласта выжимается, и остается твердая пробка. При этом пробка формируется не на поверхности породы, а в пустотах, что уменьшает вероятность смещения пробки во время последующего бурения.

Материал вымывается из скважины с помощью кислотной или щелочной обработки, может использоваться в продуктивных пластах, совместим с большинством буровых растворов, а также обеспечивает целостную закупорку пласта благодаря сильным связям. Well Squeeze был, в частности, успешно применен на месторождениях юга Ирака, где строение зоны поглощения аналогично таковому на Арчинском месторождении: известняк, большое количество трещин, высокая кавернозность. По результатам применения материала удалось добиться сокращения непроизводительного времени на 4-5 дней (рис. 8). Кроме того, появилась возможность бурения в трещиноватом пласте с более тяжелым раствором.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО КНБК

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В условиях сложных для прохождения и эффективного вскрытия коллекторов, невысоких цен на углеводороды, с одной стороны, и относительно высоких затрат на высокоэффективные современные технологии, с другой, целесообразным представляется поиск компромиссных решений. Суть их сводится к комбинации традиционных и опробованных технологий для конкретного месторождения или пласта и новых технологий, включая современные исследования.

Такой подход применим для коллекторов с различной литологией, но особенно актуален для карбонатных пластов с повышенной кавернозностью и трещиноватостью, а также изменчивостью ФЕС по латерали. Принцип выбора технологии бурения, основанный на геомеханическом моделировании для определения границ применимости методов управляемого давления, прогноза стабильности стенок скважины, оптимизации расхода раствора с целью повышения эффективности очистки, а также контроля давления в затрубном пространстве при использовании новейших материалов по борьбе с поглощениями в кавернозных коллекторах сокращает время строительства скважины. Кроме того, такой подход повышает безопасность операций и оставляет оператору набор решений для применения в зависимости от фактической ситуации при прохождении разреза в неизученных участках месторождения.

Источник