Несмотря на то что много работ посвящено осложнениям в сильно искривленных скважинах, мы остановимся здесь на значении правильного выбора бурового раствора. В работе рассмотрено исследование некоторых основных параметров буровых растворов, а также приведены рекомендации по устранению осложнений. В числе этих вопросов – выбор типа бурового раствора, его плотность, вязкость, прочность геля, водоотдача, смазывающая способность.
Информация основана на промысловом опыте, проведенных исследованиях и специальном изучении проблем местного и общего характера, возникающих при бурении сильно искривленных скважин.
Результатом исследования очистки ствола и осложнений, возникающих при бурении скважин большого и малого диаметра на месторождениях Западной Сибири и ОАО «АНК «Башнефть» с использованием буровых растворов без содержания твердой фазы, явились разработка новых рецептур и добавок к буровым растворам и усовершенствование технологии бурения.
Наклонно-направленное бурение и горизонтальное бурение с большим отходом забоев скважин от вертикали имеет аспекты, обусловленные геологическими, технико-технологическими и организационными особенностями каждого объекта строительства. Поэтому для достижения высоких показателей качества проводки наклонно-направленных скважин с большим отходом забоев от вертикали и с горизонтальным окончанием ствола необходимо использовать комплексный подход к решению задач оптимизации процессов их строительства. Технология промывки скважин влияет на расходы, превышающие 60% прямых затрат на их строительство. Таким образом, вопросы, связанные с совершенствованием технологии промывки горизонтальных скважин, весьма актуальны, так как свойства промывочной жидкости, ее компонентный состав и гидравлика промывки ствола в значительной степени определяют технико-экономические показатели и качество строительства таких скважин.
Основные проблемы при бурении сильно искривленных боковых скважин на месторождениях Западной Сибири:
- сложные геологические условия, в частности, высокие забойные температуры (свыше 95°С) и давления;
- большие зенитные углы свыше 40° (исходя из задания заказчика);
- длина бокового ствола часто превышает 800 м при глубине бурения в среднем 3100 м.
- сложные геологические условия, в частности, наличие неустойчивых зон, склонных к осыпям и обвалам (аргиллиты бобриковского и кыновского горизонтов);
- большие зенитные углы свыше 40° (исходя из задания заказчика).
В качестве базовых для исследования будем рассматривать растворы, ранее применявшиеся для бурения горизонтальных и сильно искривленных участков скважин, в частности безглинистый карбонатный полимерсолевой, полигликолевый полисахаридный карбонатный гидрофобизирующий и эмульсионный полисахаридный карбонатный солевой раствор. Приготовление этих растворов осуществляется на основе технической (пресной) воды, а также на технической минерализованной воде. Растворы имеют в своем составе компоненты, позволяющие регулировать на необходимом уровне ингибирующие, стабилизирующие, смазочные, гидрофобизирующие и поверхностно-активные свойства. Растворы, обладая комплексом положительных физико-химических и реологических свойств, обеспечивают устойчивость ствола, предотвращают диспергирование и сохраняют естественную проницаемость коллектора за счет минимальной репрессии и поверхностной кольматации продуктивного пласта.
Главным в проблеме этих растворов с содержанием твердой фазы является не их получение, а предотвращение обогащения выбуриваемой породой. Поэтому, наряду с повышением требований к ингибированию, а также к тщательной и достаточно тонкой очистке от выбуренной породы с помощью отстойников, гидроциклонов и центрифуг, особое значение приобретает обработка реагентами селективного действия, стабилизирующими высокодисперсную глинистую фазу и флокулирующими грубодисперсную фракцию.
Большая плотность буровых растворов влечет за собой увеличение содержания твердой фазы (карбонатного или баритового утяжелителя), что, в свою очередь, увеличивает толщину глинистой корки и опасность возникновения прихвата. Кроме того, значительно увеличивается время на проработку ствола скважины.
Исходя из требований к растворам для бурения горизонтальных скважин, принимаем следующие значения основных параметров, которые представлены в табл. 1.
Табл. 1. Граничные параметры бурового раствора
Кроме того, нам удалось увеличить плотность до 1,30 г/см без добавления твердой фазы (табл. 3).
Табл. 2. Параметры итогового раствора
Табл. 3. Зависимость плотности раствора от содержания формиата натрия
Выводы и рекомендации
Изучив информацию геологического строения площади, проанализировав данные о бурении на площади, мы установили основные специфические особенности и требования к типу и технологическим свойствам буровых растворов для скважин с круто наклонно-направленным и горизонтальным окончанием:- Замечены проявление неустойчивости горных пород, высокая вероятность прихватов инструмента, возможность проявления.
- Обоснованы требования к составу и свойствам буровых растворов.
- Подобраны компоненты, разработаны состав и рецептура полимерного бурового раствора. При этом:
- деформации и релаксации напряжений, улучшение вязкоупругих свойств буровых растворов существенно повышают степень очистки ствола скважины от шлама, снижают скорость фильтрации жидкости в продуктивный пласт, способствуя сохранению его коллекторских характеристик.
- формиатные добавки имеют сравнительно высокую стоимость, поэтому необходимо точно контролировать их концентрацию в растворе.
- Рекомендуется использовать разработанный раствор для строительства круто наклонно-направленных и горизонтальных скважин на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть», Западно-Сибирской экспедиции.
- Рекомендуется при расчетах различных процессов в стволе горизонтальной скважины учитывать влияние давления и температуры на свойства промывочной жидкости. С повышением забойной температуры меняются реологические свойства промывочной жидкости. Поэтому для расчета потерь давления на трение в стволе скважины, определения эквивалентной плотности при циркуляции и свойств промывочной жидкости в забойных условиях и на опасных участках профиля ствола, обеспечивающих вынос шлама и длительную устойчивость стенок скважины, важно построение температурного профиля.
По схожей рецептуре без добавления твердой фазы были пробурены круто наклонно-направленные и горизонтальные скважины на Гафуровской и Ардатовской площадях (на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть»), на Шакшинской площади (ООО «Башминерал»).
Но на всех скважинах, где применялся безглинистый крахмально-солевой раствор без содержания твердой фазы, наблюдается значительное сокращение времени на освоение, в среднем на 10%, и превышение дебита скважины в среднем на 20%. Причем данная тенденция наблюдается практически на всех месторождениях, что говорит об эффективности использования исследуемого раствора.
Разработанная в данной работе модификация бурового раствора, при использовании которого повышается средняя коммерческая скорость бурения в среднем на 2 – 3%, по сравнению с ЭПСБР (на 5 – 6%, по сравнению с ПИБР), за счет сокращения времени на проработку и дополнительную промывку скважины, а также увеличения проходки на долото за счет большей стойкости долот вследствие эффективной очистки призабойной зоны пласта от выбуренного шлама, может вполне быть рекомендован ОАО «АНК «Башнефть» для бурения сильно искривленных скважин.
Экономический эффект применения безглинистого раствора определяется также за счет сокращения времени выхода скважины на проектный дебит (сокращение времени на освоение (в среднем на 10%) и за счет увеличения удельного дебита в среднем на 20% по сравнению с ПИБР, по сравнению с ЭПСБР – 4 и 12% соответственно).
Экономический эффект по филиалу ООО «Башнефть-Геострой» «ТУБР» на одну скважину составил 270 846 руб
