Technological aspects of drilling complex trajectory wells
Authors: Миронов Дмитрий Андреевич 
Published: July 2024

В статье рассматриваются нюансы составления конструкции низа бурильной колонны (КНБК) и тонкости выбора сложной траектории скважин. В первой её части определяется оптимальное расположение утяжеленных бурильных труб (УБТ), позволяющее снизить вероятность возникновения баклинг-эффекта. Расчеты проводятся в программном комплексе TADPRO по данным фактической инклинометрии. Результаты расчетов показали, что в скважинах сложной траектории оптимальной является установка УБТ ниже интервала перегиба ствола. Данное расположение практически исключает возможность возникновения баклинг-эффекта, т.к. при расположении УБТ над точкой перегиба траектории ствола и даже без УБТ, бурильная колонна прижимается к стенке скважины, возникает эффект зависания, снижается механическая скорость бурения. Если УБТ расположить ближе к забою, то зависание исключается, т.к. выше УБТ бурильная колонна будет растянута. В дальнейшем результаты расчета были подтверждены на практике - механическая скорость после перестановки УБТ значительно увеличилась. Во второй части статьи рассматривается зависимость крутящего момента бурильной колонны от максимальной интенсивности изменения зенитного угла и сложности траектории скважины. В процессе разработки проектной траектории скважины с горизонтальным окончанием ствола были разработаны три варианта траектории с максимальной интенсивностью изменения зенитного угла 3°/10 м, 2°/10 м, 1,5°/10 м. С целью выбора оптимальной траектории проведены расчеты в программном комплексе TADPRO и построены графические отображения ствола скважины и рассчитаны крутящие моменты для выбранных траекторий. Результаты расчета показали, что проектная траектория с темпом изменения кривизны 3°/10 м создает условия для эффективного бурения за счет: прямолинейности траектории; меньшего момента вращения бурильной колонны; короткой длины ствола по сравнению с траекторией с темпами изменения кривизны 2°/10 м и 1,5°/10 м.
This paper presents BHA (bottom hole assembly) design aspects and choice of well complex trajectory delicacy. In the first part is defined the optimum location of heavy-weight drill pipe, which allows to reduce the likelihood of buckling effect. Calculations are performed in the software package TADPRO according to the actual survey. The results of the calculations showed that in wells with complex trajectories optimal is the installation of the drill collars below the interval of inflection of the trunk. This arrangement virtually eliminates the possibility of buckling effect, because when the location of the drill collars above the point of inflection of the trajectory of the barrel and even without the drill collars, drill string is pressed against the borehole wall, there is an effect of unresponsiveness, decreased mechanical drilling speed. If drill collars to position closer to the bottom, the hang-up is eliminated, because the above drill collars drill string will be stretched. In the future, the calculation results were confirmed in practice - mechanical speed after rotation of heavy-weight drill pipe significantly increased. In the second part of the paper considers the dependence of the torque of the drill string from the maximum intensity change of the zenith angle and the complexity of the well trajectory. In the design the well trajectory with the horizontal termination of a trunk was developed three variants of the trajectory with the maximum intensity change of the Zenith angle of 3°/10 m, 2°/10 m, 1.5°/10 m. order to select the optimal trajectory the calculations in the software package TADPRO and built a graphical representation of the wellbore and the calculated torques for the selected trajectories. The calculation results showed that the design trajectory with the rate of change of curvature of 3°/10 m creates conditions for effective drilling by: straightness of trajectory; a smaller moment of rotation of the drill string; the short barrel length compared to the trajectory with the rate of change of curvature of 2°/10 m and 1.5°/10 m.