Stuck pipe risk reducing due drilling fluid treating

Drilling fluids for deep and extended reach wells are complex multicomponent systems that contain dissolved salts, polymers, surfactants and coarse solids. Complexity of drilling mud is caused by wide range of functions: creating pressure on the formation, retention of cuttings particles in suspension, bottomhole cleaning and transportation of sludge on the surface, preservation of reservoir properties of the target formation and other. Tribological properties are one of the most important properties of the drilling fluids. It is possible to control properties through introduction of lubricant additives. Their components are characterized by high, sometimes unique, surface activity, they create superplastic nanofilms on the surface of the protective pipe, contribute to chemical modification of the surface layers of metal. The choice of such components is complicated, first of all, by price (to construct wells one needs large volumes of mud), and secondly by strict environmental requirements. Therefore, when lubricant additive is developed, it is necessary to ground the choice of rational content for each of its components. This necessitates the use of mathematical modeling methods, i.e. construction of regression equations according to several experiments of the planned experiment. The paper presents a possible way to use the two-step method of choosing the rational ratio of the components in the lubricant additive. As a rule tribological properties of drilling fluids are considered from three different points of view or different positions – friction pairs: «metal – rock», «metal – metal» and «metal – filter cake». This article is devoted to the study of drilling fluids in relation to a pair of «metal – filter cake»

Graphic method of selecting drill bits

Актуальность исследования обусловлена необходимостью выбора перспективных буровых долот на стадии проектирования технологии бурения. Это направление является ресурсосберегающим, минимизирующим объем промысловых испытаний при поиске оптимальных технологических решений. Цель: разработать уточненную методику выбора буровых долот по статистическим данным о показателях механических свойств горных пород. Объекты: идентификация буровых долот различных фирм и их выбор в соответствии со статистическими характеристиками механических свойств горных пород. Эти вопросы слабо изучены и вызывают затруднения при проектировании режимов бурения скважин. Методы: графоаналитическое изучение соответствия типов буровых долот прочностным характеристикам горных пород, определяемым методом одноосного сжатия и методом статического вдавливания штампа с плоским основанием. Результаты. Для идентификации долот различных изготовителей Международная ассоциация буровых подрядчиков (МАБП) разработала единую классификацию в кодах МАБП. Для отечественной практики возникла дилемма: горные породы охарактеризованы твердостью горных пород по штампу и в категориях, а долота – прочностью горных пород при одноосном сжатии и в кодах МАБП. Предложен переход к показателю прочности горных пород, выраженному в кодах МАБП долота. Это обеспечивает единство характеристик как для долот, так и для горных пород. Соответственно предложены номограммы для выбора долот по статистическим величинам прочности горных пород в кодах МАБП, рассчитанных с надежностью 0,95. Показано, что можно аналогично выбирать долота и при представлении твердости горных пород в категориях. В случае лопастных алмазно-твердосплавных долот их выбор распадается на два этапа: выбор типа вооружения в соответствии с прочностью горной породы в кодах или твердостью в категориях и расчет числа лопастей долота, которое зависит как от прочностных характеристик горной породы, так и от диаметра долота. Для упрощения выбора долот предложено характеризовать буримость выделяемых интервалов бурения не словесно (мягкие, средние и т. д.), а их статистическими характеристиками в кодах МАБП или в категориях буримости с заданной вероятностью.The relevance of the research is caused by the need to select promising drilling bits at the design stage of drilling technology. This direction is resource saving, minimizing the volume of field trials in the search for optimal technological solutions. The main aim of the research was to develop an improved method for selecting drilling bits from statistical data on the mechanical properties of formations. Objects: identification of drilling bits of different firms and their selection in accordance with the statistical characteristics of the mechanical properties of formations. These issues are poorly understood and cause difficulties in the design of well drilling regimes. Methods: graphoanalytical study of the correspondence of the types of drill bits to the strength characteristics of formations determined by Unconfined Compression Strength and the method of Static indentation of a stamp with a flat base. Results. The International Association of Drilling Contractors (IADC) has developed a single classification in IADC codes for identification of bits of various manufacturers. For domestic drillers a dilemma arose: formations are characterized by hardness according to the stamp and in categories, and the bits are made in accordance with the strength of the formations in the IADC codes. The authors pro- pose a transition to the index of formation strength, expressed in the codes of the IADC of bits. This ensures the uniformity of characteristics for both bits and rocks. Accordingly the authors proposed nomograms for selection of bits on statistical value of toughness of formations in codes IADC, calculated with reliability of 0,95. It is shown that it is possible to select bit similarly when representing hardness of formations in categories. In the case of blade diamond carbide bits, their choice is divided into two stages: the choice of the type of a bit in accordance with the strength of the formation in codes or with hardness in categories and the calculation of the number of blades of the bit, which depends both on the toughness characteristics of the formation, and on the diameter of the bit. To simplify the choice of bits, it was suggested to characterize the drillability of formations of the allocated intervals not verbally (soft, medium and so on), but by their statistical characteristics in IADC codes or in the categories with a given probability

Forecasting the risks of jamming to exclude the possibility of stitching the technical system «Perfobur» while drilling branched channels in terrigenous reservoirs

Актуальность. Одним из перспективных методов вторичного вскрытия продуктивных пород является бурение глубоких каналов малого диаметра технической системой радиального бурения «Перфобур». Рассмотрены вопросы прогнозирования и предупреждения прихватов бурильных компоновок технической системы вследствие возможного заклинивания в интервалах неустойчивых пород. Заклинивания в данных интервалах с большой степенью вероятности происходят вследствие упруговязкопластического деформирования поперечного сечения перфорационного канала. Цель: оценка рисков прихватов технической системы «Перфобур» вследствие заклинивания при бурении и спускоподъемных операциях и разработка технологических мероприятий по их предупреждению. Объекты: глубокий канал малого диаметра и сверхмалого радиуса кривизны в терригенном пласте-коллекторе нефтяного месторождения в Поволжье, представляющего собой чередование аргиллита, алевролита и песчаника. Методы: геомеханическое моделирование, численное интегрирование, метод переменных модулей. Результаты. Определены перемещения стенок глубокого перфорационного канала во времени для терригенного пласта-коллектора, представляющего собой чередование аргиллита, алевролита и песчаника. Получены зависимости упруговязкопластического перемещения стенок канала малого диаметра (58–60 мм) и радиуса кривизны (5–10 м) с изменением зенитного угла. Упруговязкопластическое перемещение верхней стенки перфорационного канала, как правило, значительно (в 1,5 и более раза) превышает упруговязкопластическое перемещение боковой стенки перфорационного канала. Следовательно, упруговязкопластическое перемещение верхней стенки является наиболее опасным и определяющим с точки зрения заклинивания особенно при спускоподъемных операциях. При бурении долотами типа PDC (опасное перемещение стенки равно 2 мм) определено, что наиболее опасным с точки зрения заклинивания является пропласток аргиллита и время безопасного ведения работ составляет один час. Для предупреждения возможного заклинивания компоновок технической системы «Перфобур» предложено применение специально разработанного секционного винтового забойного двигателя габарита 49 мм с кинематическим отношением рабочих органов – 9:10, что кратно увеличивает механическую скорость бурения по сравнению ранее применяемыми (также не серийными) винтовыми забойными двигателями с кинематикой рабочих органов – 5:6, использование струйных и волновых кольмататоров, расширителей, калибраторов-виброгасителей и осцилляторов, размещаемых в расчетных местах компоновки низа бурильной колонны для предотвращения и ликвидации возможных осложнений в радиальных каналах.The relevance of the research. One of the promising methods of secondary formation exposing is drilling of deep perforations by the «Perfobur» radial drilling system. This article discusses the issues of forecasting and preventing freeze-in of the technical system «Perfobur» due to bit stall in the intervals of incompetent rock. The bit stall in these intervals occur due to the elastoviscoplastic deformation of the perforation channel cross section. The aim of the research is to evaluate the risks of sticking of the technical system «Perfobur» due to bit stall during the tripping operations and to develop the measures to prevent them. Objects: deep perforation channel in the terrigenous reservoir of oil field in the Volga region, which is an alternation of mudstone, silt- stone and sandstone. Methods: geomechanical modeling, numerical integration, variable module method. Results. The authors have determined the movement of the deep perforation channel walls in time for the terrigenous reservoir, which is an alternation of argillite, siltstone and sandstone and obtained the dependences of the elastoviscoplastic movement of the perforation channel walls with changes in inclination angle. The elasticviscoplastic displacement of the perforation channel upper wall, as a rule, considerably (by 1,5 or more times) exceeds the elastoviscoplastic displacement of the perforation channel side wall. Consequently, the elasticviscoplastic displacement of the perforation channel upper wall is the most dangerous and determining from the point of view of bit stall during the tripping operations. Based on the established criterion of the PDC bit stall (dangerous displacement of the wall is equal to 2 mm), it is determined that the most dangerous from the point of view of bit stall is the argillite deposit and the time of safe work is one hour. To reduce the risk of the bit stall of the technical system «Perfobur», it was proposed to use a new screw downhole motor PDM-49, as well as the stabilizers, expanders, calibrators, and colmatators in perforation to prevent the elimination of possible complications in the perforation channel