Слайдирование в бурении что это
Слайдирование в бурении что это
Нефтегазовое образование запись закреплена
Перевели: «Нефтегазовое Образование» vk.com/petroleumeducation
Источник информации «Wikipedia»
A rotary steerable system (RSS) is a form of drilling technology used in directional drilling. It employs the use of specialized downhole equipment to replace conventional directional tools such as mud motors. They are generally programmed by the measurement while drilling (MWD) engineer or directional driller who transmits commands using surface equipment (typically using either pressure fluctuations in the mud column or variations in the drill string rotation) which the tool responds to, and gradually steers into the desired direction. In other words, a tool designed to drill directionally with continuous rotation from the surface, eliminating the need to «slide» a mud motor.
The methods used to direct the well path fall into two broad categories, these being “push-the-bit” or “point-the-bit”. Push-the-bit tools use pads on the outside of the tool which press against the well bore thereby causing the bit to press on the opposite side causing a direction change. Point-the-bit technologies cause the direction of the bit to change relative to the rest of the tool by bending the main shaft running through it.
The advantages of this technology are many for both main groups of users: geoscientists and drillers. Continuous rotation of the drill string allows for improved transportation of drilled cuttings to the surface resulting in better hydraulic performance, better weight transfer for the same reason allows a more complex bore to be drilled, and reduced well bore tortuosity due to utilizing a more steady steering model. The well geometry therefore is less aggressive and the wellbore (wall of the well) is smoother than those drilled with a motor. This last benefit concerns geoscientists, because better measurements of the properties of the formation can be obtained, and the drillers, because the well casing or production string can be more easily run to the bottom of the hole.
Оперативная оценка насыщенности пород по газовому каротажу.
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:
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:
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 3м 3 /м 3 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:
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:
Переводной коэффициент для пересчета значений С1отн, С2отн, С3отн:
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: С1/С2, С1/С3, С1/С4, С1/С5. 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)
Коэффициент отношения легких составляющих к тяжелым (Bh)
Определитель характерного признака нефти (Ch)
По комплексной оценке флюидных коэффициентов оценивается характер насыщения участка разреза.
Соотношения Старосельского В.И.
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.
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.
где Z – коэффициент сжимаемости газа;
Т, Рпл – пластовые температура (°С) и давление (атм),
Гпр – приведенные газопоказания, газосодержание промывочной жидкости (см 3 /л).
Нв – вертикальная глубина скважины, м;
где Кд – коэффициент дегазации, определяется при калибровке;
Е— коэффициент разбавления газа в ПЖ.
где Qн – 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.
Технологии Baker Hughes для сокращения цикла строительства горизонтальных скважин в Западной Сибири
Развитие технологии бурения под комбинированную обсадную колонну существенно сократило сроки строительства скважин. Использование данных передовых технологий в процессе проводки скважины в секции 220.7 мм. не только позволило бурить до проектного забоя в один рейс, но и существенно увеличить механическую скорость проходки, за счёт оптимизации технологии процесса бурения. В работе будет раскрыта суть процесса строительства подобных скважин и используемые технологические решения, благодаря которым, были достигнуты рекордные результаты по срокам строительства и механической скорости проходки.
В условиях геополитической неопределенности современного мира, цены на нефть становятся чрезвычайно чувствительными и волатильными к различного рода факторам. На данные вызовы, нефтегазодобывающие предприятия, отвечают в том числе снижением себестоимости добычи. Этот процесс становится ключевым фактором экономической эффективности данных предприятий. При этом, нефтегазодобывающие предприятия увеличивают проходку в эксплуатационном бурении в количественном выражении. Так, за 2014-2017 годы для наращивания добычи на 4% потребовалось увеличить проходку в эксплуатационном бурении на 39%. При этом, объём разведочного бурения по прогнозу до 2026 года не вырастет, и сохранится на уровне 0.70-0.85 млн. м. в год. В условиях разбуривания традиционных месторождений в Западной Сибири, а также освоение новых крупных в Восточной Сибири, совершенствование техники и технологии бурения сервисными организациями наряду с ВИНК-компаниями позволит увеличить проходку в эксплуатационном бурении и сократить себестоимость добычи. Одной из таких технологий и является бурение скважин двухколонной конструкции (2КК), позволяющая существенно уменьшить сроки строительства скважин.
В данный момент преобладает использование роторно-управляемых систем (РУС) при бурении 2КК скважин по сравнению с винтовым забойным двигателем (ВЗД). Это связано с преимуществом РУС безопасно и качественно производить проводку ствола скважин с большой длиной горизонтального участка и большим отходом. ВЗД такими качествами не обладает и его применение ограничено длиной ГУ (до 500 м.), типом профиля, фактическими скважинными условиями (коэффициентами трения) и необходимостью «слайдирования». Слайдирование – это процесс набора параметров кривизны без вращения бурильной колонны. Бурение в режиме слайдирования часто приводит к потере продольной устойчивости бурильного инструмента с последующим синусоидальным складыванием (вплоть до возникновения баклин-эффекта), что в совокупности приводит к низкой механической скорости проходки, а в ряде случаях может привести к аварийной ситуации – дифференциальному прихвату.
Преимущества использования РУС заключаются в следующем:
• отсутствие необходимости в слайдировании, процесс вращения бурильной колонны непрерывен;
• высокая механическая скорость проходки;
• низкие локальные интенсивности искривления, фактическая траектория ствола скважины более плавная, отсутствуют проблемы со спуском обсадных колонн;
• получение динамических показаний зенитного угла в режиме реального времени;
• улучшенная очистка скважины как следствие непрерывного вращения бурильной колонны;
• возможность бурения скважин с высокими DDI (индекс сложности бурения), с большими отходами от вертикали;
• проводка ствола скважины в маломощных продуктивных пластах с использованием геонавигации;
• пониженный риск дифференциальных прихватов;
Режимы бурения 2КК скважин с мероприятиями по подготовке транспортного ствола к спуску комбинированной колонны постоянно оптимизируются и совершенствуются. Так, если система очистки буровой установки (БУ) подготовлена для работы с буровым раствором на углеводородной основе, то в процессе бурения проработка ствола скважины не производится. При этом, необходимо отслеживать фактическое значение эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП). Превышение фактического значения ЭЦП над расчетным в совокупности с ростом весов и крутящих моментов, может сигнализировать о проблемах с выносом выбуренного шлама. Одной из причин проблемы с выносом шлама является высокая скорость проходки. После достижения проектного забоя, принято производить обратную проработку для подготовки пробуренного ствола скважины к спуску комбинированной колонны. Для исключения данной операции и сокращения цикла строительства скважины, в настоящий момент рассматривается использование специального забойного оборудования.
Помимо использования высокотехнологичного забойного оборудования, необходимо правильно подобрать породоразрушающий инструмент. Использование PDC долот (Polycrystalline Diamond Compact – поликристаллический алмазный композит) позволяет развивать высокую механическую скорость проходки. Данный показатель является важной частью в сокращении цикла строительства. При подборе долота, в первую очередь изучается геологический разрез, породами какой твердости и абразивности сложен массив горных пород. От этого будет зависеть будущий дизайн PDC долота: количество лопастей, количество и размер резцов, диаметр и длина калибрующей площадки, площадь межлопастного пространства. Все эти характеристики, включая отклоняющую способность РУС с выбранным долотом, напрямую будут влиять на развиваемую механическую скорость проходки, с условиями выдерживания программных режимов бурения. Комплексный инженерный подход к подбору дизайна долота DD505TS позволил установить рекорд механической скорости проходки за 220.7 секцию при бурении 2КК скважины в Западной Сибири – 97.16 м/ч. Суммарная проходка за рейс данной скважины составила 3082 м., при окончательном забое 3923 м. Фактический срок строительства данной скважины составил 9.42 суток, при плановом сроке в 12.75 суток.
Ещё одним немаловажным фактором, определяющим успешность бурения до проектного забоя и «чистый» спуск комбинированной колонны, является фактический коэффициент трения. В условиях большой протяженности открытого ствола (протяженность открытого ствола в среднем лежит в диапазоне 3000-4000 м.) необходимо поддерживать коэффициент трения на минимально-возможном уровне, для избегания аварийных ситуаций. Хорошо себя зарекомендовало применение раствора на углеводородной основе на основе низкотоксичного минерального масло. При использовании подобной системы, фактические коэффициенты трения находятся в диапазоне 0.25-0.30, что позволяет безопасно производить проводку скважины и без осложнений спускать комбинированную обсадную колонну. Напротив, применение растворов на водной основе, чревато высокими крутящими моментами на устье скважины (крутящий момент может достигать 45-55 кН*м.), большими весами на подъём и проблемами со спуском комбинированной колонны.
Был проведен сравнительный анализ двух скважин, пробуренных на одном месторождении на один продуктивный пласт. Скважина №1 была пробурена по технологии 2КК скважин с использованием РУС AutoTrak 6 3/4, окончательный забой составил 4406 м., протяженность ГУ составила 1200 м. Скважина №2 была пробурена по традиционной конструкции для данного месторождения, со спуском эксплуатационной колонны Ø 178 мм. и хвостовика Ø 114 мм. Окончательный забой данной скважин составил 4499 м., протяженность ГУ составила 953 м. Результаты анализа были отражены в Графике Глубина-День (ГГД), включающий в себя временные затраты, разделенные по операциям (рис. 2).
Если сравнивать окончательные сроки строительства выбранных скважин, то итоговый цикл строительства по первой скважине составил 9.83 сут. (цикл включает в себя время от подготовительно-заключительных работ к началу бурения до демонтажа ПВО). По второй скважине, пробуренной по традиционной технологии, цикл строительства составил 22.94 сут. Общее сокращение цикла строительства, при использовании описываемой технологии составил 42.8 %. Такое сокращение достигается за счёт исключения ряда операций, не используемых в строительстве скважины с комбинированной колонны. Они включают в себя: спускоподъёмные операции КНБК, спуск эксплуатационной колонны Ø 178 мм., с последующим цементажом и ОЗЦ, монтаж и перемонтаж противовыбросового оборудования (ПВО), замена бурильного инструмента под разные секции, бурение под секцию 155.6 мм. Так же, помимо исключения вышеописанных операцией, сокращение срока строительства достигается за счёт высокой скорости механической проходки. Рейсовая скорость по 220.7 секции при бурении первой 2КК скважины составила 73.6 м/ч.
Результаты сроков строительства скважин двухколонной конструкции в 2017-2019 гг., пробуренных в Западной Сибири компанией Baker Hughes представлены на графике ниже (рис.3). Если в начале тиражирования данной технологии срок строительства составлял 17-20 суток, то вследствие оптимизации режимов бурения, КНБК, проектных профилей и постоянного совершенствования дизайна долот, со второй половины 2018г. до конца 2019 г. удалось снизить сроки строительства в среднем до 12 суток. По сравнению со стандартной трехсекционной конструкцией в среднем сокращение составило 13 суток (с 25 сут. до 12 сут.) или 48%.
Дальнейшее развитие технологии бурения скважин двухколонной конструкции с применением РУС будет происходить не только в плоскости сокращения времени на различные операции, включая бурение. Будет происходить процесс скрещивания с различными технологиями начиная от методов заканчивания скважины до методов интенсификации добычи. Одним из методов интенсификации добычи является бурение многозабойных скважин (МЗС) – «рыбья кость» (fishbone). Данная технология, при которой от одного горизонтального ствола отходят ответвления позволяет существенно увеличить охват нефтенасыщенных интервалов пласта по сравнению с традиционной горизонтальной скважиной. Многозабойное бурение – эффективный метод интенсификации добычи, является логическим направлением развития технологии горизонтального бурения в условиях геологически-сложных залежей: истощенных пластов; краевых зон; участки, осложненные водонефтяными контактными зонами с малыми величинами литологических перемычек.
Опыт бурения скважин двухколонной конструкции наряду с развитием технологии многозабойного бурения позволило пробурить в 2019 г. самую протяженную многозабойную скважину двухколонной конструкции в России. Реализация данного проекта была возможна благодаря комплексу новейших технологических решений: наработанный опыт бурения скважин двухколонной конструкции и наработанный опыт бурения многозабойных скважин меньшего диаметра.
Перед проектом были поставлены следующие задачи:
• Бурение из-под кондуктора транспортного ствола, с дальнейшим бурением основного ствола с боковыми ответвлениями, включая срезки, за один рейс долотом 220.7 мм.
• КНБК на бурение с расширенным каротажем в типоразмер 6 ¾ дюйма должна была развивать пространственную интенсивность в 2.5 гр/10м.
• Необходимость сокращения времени срезок для горизонтальных ответвлений.
При помощи специализированного ПО были проанализированы возникающие в КНБК изгибающие нагрузки. Первоначальный анализ стандартно применяемых жестких роторных управляемых КНБК с расширенным каротажным комплексом в диаметре 6 3/4 дюйма привел к выводу, что данная КНБК не способна следовать намеченной плановой траектории в связи с ограниченной развиваемой пространственной интенсивностью, а также компоновка будет испытывать повышенные изгибающие моменты, что может привести к выходу из строя оборудования или даже его слому. В результате проделанной работы по оптимизации была разработана новая КНБК для требуемой задачи с использованием гибких стабилизаторов и гибких переводников. Пример моделирования механики бурения с последующим анализом изгибающих моментов см.на рисунке 4.
В результате, была проведена успешная опытно-промышленная работа по строительству многозабойной скважины двухколонной конструкции в Западной Сибири (рис.5):
• Благодаря использованию каротажных комплексов OnTrak + LithoTrak в процессе бурения все боковые стволы были проведены в целевом нефтенасышенном коллекторе.
• Максимально оптимизирована технология срезки в открытом стволе, что значительно сократило сроки строительства боковых стволов.
• Самая быстрая срезка – 7.25 ч.
• Срок строительства составил 22.34 сут., при плане в 23.24 сут.
По полученному опыту пробуренных скважин двухколонной конструкции в Западной Сибири и достигнутым результатам, можно с полной уверенностью утверждать, что данная технология актуальна. Сокращение сроков строительства скважин позволяет нефтегазодобывающим компаниям существенно сократить конечную стоимость строительства, что очень важно в условиях волатильности цен на нефть.