Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен

для сравнения были приняты скважины № 242, 674 и 524, пробуренные на этой же площади в одинаковых геолого-технических условиях с промывкой буровыми растворами плотностью 1150–1160 кг/м3. Все скважины были пробурены по однотипной конструкции долотами 215,9 СЗ-ГВ. Режимы бурения по скважинам идентичны: нагрузка на долото– 140–160 кН, расход бурового раствора – 27 л/с. В качестве забойного двигателя на всех скважинах применяли турбобуры ЗТСШ-195. Бурение осуществляли с буровых установок БУ-75 БрЭ.

Переход на буровой раствор проводили следующим образом. Первоначальноспомощьюцементировочногоагрегатаицементосмесительноймашины готовили 6- или 8%-ю суспензию из БМ-1 или ОБ или 5%-ю из БМ-1. Глинопорошок добавляли для получения требуемой плотности раствора. Снижения жесткости фильтрата бурового раствора и повышения степени дисперсности глин достигали путем обработки Na2CO3, снижения показателя фильтрации – с по- мощьюввода0,75–1,0 % УЩР.

На скважинах № 731 и 233 так же, как и на базовых, делали разовые обработки КМЦ-500, в среднем по 0,1 т на скважину. В процессе бурения

показатели бурового раствора пониженной плотности изменялись в сле-

дующих пределах: ρ = 1060–1070 кг/м3, УВ = 20–24 с, Ф = (10–12) · 10–6 м3, δ = 1 · 10–3 м, θ1/10 = 1,2–1,5/1,8–2,2 Па, Ж = 66,5 ммоль/л.

Приемочные испытания бурового раствора с ЕПСМ пониженной плотности были проведены в Чернушинском УБР при бурении скважин № 1056, 2050, 1015 и 973 Гожанской площади. В качестве базовых были приняты скважины № 1168, 690 и 478, пробуренные на этой же площади с промывкой буровым раствором плотностью 1160–1200 кг/м3. Все скважины были пробурены в аналогичных геолого-технических условиях по однотипной конструкции. На всех скважинах в сравниваемых интервалах применялись долота 215,9 СЗ-ГВ. Выдерживался следующий режим бурения: нагрузка на долото– 140–160 кН, расход раствора – 27 л/с. Бурение велось турбобурами 3ТСШ-195. Все скважины былипробуренысбуровыхустановок БУ-75 БрЭ.

Переход на бурение с промывкой буровым раствором пониженной плотности осуществляли следующим образом. Первоначально техническую воду обрабатывали 0,2 % Na2CO3. Затем с помощью цементировочного агрегата и цементосмесительной машины готовили 8%-ю суспензию из ОБ и закачивали в скважину. Для снижения показателя фильтрации буровой раствор обрабатывали 1,5–2,2 % КССБ и 0,2–0,3 % КМЦ-500. Предупреждение пенообразования при обработках КССБ достигали добавкой

161

0,5 % Т-66. На скважинах № 1056 и 2050 стабилизацию раствора производили только КССБ, а на скважине № 1015 – только КМЦ.

С целью повышения смазочных и противоизносных свойств в раствор вводили нефть в виде МНБ или через прием насоса, или через технологический патрубок стояка.

В процессе бурения скважин с промывкой буровым раствором

с ЕПСМ пониженной плотности его показатели свойств были следующи-

ми: ρ = 1100–1120 кг/м3, УВ = 18–25 с, Ф = (8–10) · 10–6 м3, δ = 1 · 10–3 м, θ1/10 = 0,5–1,0/1,5–2,5 Па, Ж= 55–83 ммоль/л.

По базовым скважинам показатели свойств буровых растворов с ЕПСМ изменялись в следующих пределах: ρ = 1180–1200 кг/м3, УВ = 25–35 с,

Ф = (10–17) · 10–6 м3, δ= 1 · 10–3 м, θ1/10 = 2,0–2,2/4,5–5,0 Па, Ж= 50–75 ммоль/л.

На базовых скважинах буровой раствор повсеместно имел более высокие значениявязкостиистатистическихнапряженийсдвига.

В процессе бурения с промывкой буровыми растворами пониженной плотности пресными и с ЕПСМ не отмечено отклонений показателей раствора от требуемых геолого-техническими нарядами. Технология их приготовления и методы химической обработки просты и легко осваиваются буровыми бригадами.

Выявлено, что бурение скважин с промывкой буровыми растворами пониженной плотности позволяет повысить коммерческую скорость бурения и уменьшить расход материалов и химических реагентов на приготовление и обработку раствора.

Повышение коммерческой скорости бурения достигнуто за счет улучшения механических показателей работы долот и снижения затрат времени на работы, связанные с приготовлением и обработкой растворов. Так, по скважинам, пробуренным на Кокуйской площади долотами диаметром 215,9 и 190,5 мм, проходка на долото повысилась на 7 и 10 %, а механическая скорость – на 21 и 11 % соответственно (табл. 1.56); по скважинам Баклановской площади проходка на долото повысилась на 17 %, а механическая скорость – на 12 % (см. табл. 1.56); по скважинам Гожанской площади получено повышение проходки на долото и механической скорости на 18 и 52 % соответственно (см. табл. 1.56).

Рост показателей работы долот при бурении с промывкой буровыми растворами пониженной плотности обусловлен малым содержанием в них твердой фазы, в том числе активной, и лучшей гидравлической характеристикой растворов. Кроме того, низкие значения структурно-

162

механических показателей буровых растворов пониженной плотности способствовали их лучшей очистке, что предупреждало повышение концентрации твердой фазы.

Таблица 1 . 5 6

Сравнениепоказателейработыдолотпоскважинам, пробуренным спромывкойбуровымирастворамипониженнойинормальнойплотности

Широкое промышленное внедрение буровых растворов пониженной плотности позволило впервые на основе большого промыслового материала снизить плотности бурового раствора на показатели бурения. С этой целью выполнен анализ работы долот по трем площадям, на которых ведется основной объем эксплуатационного бурения в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»: Кокуйской, Баклановской и Гожанской. Анализ выполнен по скважинам, пробуренным в идентичных геолого-технических условиях с однотипных буровых установок. Рассмотрены показатели работы долот одного типоразмера – 215,9 СЗ-ГВ. Всего проанализирована работа 1053 долот. Анализ изменения проходки на долото от величины плотности бурового раствора показал, что, независимо от типа бурового раствора и глубины скважины, с повышением плотности бурового раствора происходит снижение проходки на долото. Более резко проходка на долото снижается с повышением плотности от 1060 до 1120 кг/м3. Это характерно для скважин, пробуренных на Баклановской и Гожанской площадях.

С помощью постановки промышленного эксперимента на скважинах, пробуренных на Шуртанской площади, изучено влияние плотности ГКР на показатели работы долот. Для оценки степени влияния каждого

163

показателя бурового раствора на показатели работы долот применен метод регрессионного анализа [87]. После обработки данных получены следующие уравнения множественной регрессии:

где VМ – механическая скорость; Н – проходка на долото; ρ – плотность; УВ – условная вязкость; Ф – показатель фильтрации бурового раствора.

Статистический анализ уравнений показал, что они адекватно описывают изменение VМ и Н в зависимости от ρ, УВ и Ф.

Коэффициенты множественной корреляции для уравнений (1.10) и (1.11) равны 0,93 и 0,91, а коэффициенты детерминации – 0,86 и 0,82 соответственно.

Анализ частных коэффициентов эластичности показывает, что наибольшее влияние на механическую скорость проходки на долото оказывает плотность бурового раствора. Увеличение плотности на 1 % приводит к снижению механической скорости и проходки на долото соответственно на 8,6 и 8,5 %.

По скважинам Кукуйской площади проведен анализ изменения величины проходки на долото от плотности бурового раствора по отдельным горизонтам. Исходя из величины пластового давления в рассматриваемом горизонте, установлен характер изменения проходки на долото в зависимости от перепада давления между пластовым и гидростатическим давлением. Показано, что в каждом горизонте происходит снижение показателей работы долот с увеличением перепада давлений между гидростатическим и пластовым, причем наиболее резко снижение проходки на долото происходит при величине перепада давления до 2 МПа или изменения плотности бурового раствора от 1060 до 1140 кг/м3. Проходка на долото при этом снижается примерно в 2 раза (с 70–85 до 35–40 м). При дальнейшем повышении плотности проходка на долото снижается уже не так резко, приближаясь к минимальному значению (15–20 м).

По скважинам Гожанской площади, наряду с изучением влияния плотности бурового раствора, проведена оценка влияния показателя фильтрации на проходку на долото. Установлено, что, независимо от глубины скважины, с повышением показателя фильтрации с (10–20) · 10–6

164

до (40–60) · 10–6 м3 проходка на долото возрастает в среднем на 15–20 %. Однако этот путь повышения показателей бурения не всегда приемлем, так как повышенная фильтрация бурового раствора неизбежно сопровождается формированием толстой и рыхлой глинистой корки, что может привести к возникновению затяжек и прихватов инструмента. Последнего можно избежать, применяя буровые растворы без твердой фазы, т.е. безглинистые буровые растворы.

Испытаниями и практикой применения установлено, что применение буровых растворов пониженной плотности позволит уменьшить затраты по статье «Материалы и химические реагента» в расчете на одну сква-

жину в 1,4–3,8 раза (табл. 1.57).

Таблица 1 . 5 7

Сравнениестоимостиматериалов, химическихреагентовизатрат временинаприготовлениеихимическуюобработкубуровыхрастворов

Примечание: по Кокуйской площади в числителе приведены затраты по скважинам, пробуренным долотами 215,9 СЗ-ГВ, в знаменателе – 190,5 ТКЗ.

Снижение расхода материалов и химических реагентов в случае применения буровых растворов пониженной плотности вызвано уменьшением их плотности и, соответственно, расхода глинопорошка и стабилизатора.

Бурение скважин с промывкой буровыми растворами пониженной плотности приводит к уменьшению затрат времени на работы, связанные с приготовлением и химической обработкой буровых растворов в 1,3–1,6 раза. Последнее обусловлено уменьшением общей трудоемкости и устойчивостью показателей этих растворов во времени и с глубиной.

Начиная с 1981 года, буровые растворы пониженной плотности нашли широкое применение в буровых предприятиях объединения «Пермнефть» (табл. 1.58).

165

Таблица 1 . 5 8

Объем и эффективность применения буровых растворов пониженной плотности за 1981–1982 годы

Общая проходка с промывкой буровыми растворами пониженной плотности за 1981–1982 годы составила 1 096 818 м. Экономический эффект от применениябуровыхрастворовпониженнойплотностиравняется1877,97 тыс. руб.

1.7.3.Эффективность применения безглинистого полимерсолевого бурового раствора

Испытания безглинистого полимерсолевого бурового раствора были проведены на 8 скважинах. Испытание безглинистого полимерсолевого бурового раствора плотностью 1080–1100 кгм3 было осуществлено при бурении скважин № 217 и 203 Баклановской площади. За базу для сравнения были приняты скважины № 205, 223 и 224, пробуренные с промывкой глинистыми растворами плотностью 1080–1100 кг/м3.

Все скважины были пробурены в одинаковых геолого-технических условиях с буровой установки БУ-75 БрЭ долотами 215,9 мм при идентичных параметрах режимов бурения одной буровой бригадой. В качестве забойных двигателей применялись турбобуры типа ЗТСШ-195, промывка осуществлялась одним насосом У8-6М с расходом 27 л/сут. Переход на безглинистый полимерсолевой раствор осуществляли согласно геолого-техническим нарядам с глубины 1523 и 1450 м. Буровой раствор

166

готовили следующим образом. Первоначально в глиномешалке или через смесительную воронку с помощью цементировочного агрегата готовили 10–15 % водный раствор ХКЭ, после чего его обрабатывали 25%-м водным раствором КССБ из расчета 1,5 % на сухое вещество и 3%-м водным раствором КМЦ-500 из расчета 0,15 % на сухое вещество к объему раствора. В ре-

зультате получали безглинистый полимерсолевой буровой раствор с показате-

лями свойств: ρ = 1080–1120 кг/м3, УВ = 15 с, Ф = (10–12) · 10–6 м3, δ = следы, θ1/10 = 0/0, рН= 7, Ж= 160–775 ммоль/л(табл. 1.59).

Таблица 1 . 5 9

Показатели свойств раствора по скважинам, пробуренным с промывкой безглинистым полимерсолевым буровым раствором

Примечание: во всех растворах рН = 6,5–7,5; δ = следы.

На Гожанской площади с промывкой безглинистым полимерсолевым раствором плотностью 1070–1160 кг/м3 были пробурены 4 скважины: № 912, 911, 610 и 611. Для сравнения были взяты скважины № 923, 2032, 2037, 2034, 612, 622 и 627, пробуренные на Гожанской площади с промывкой глинистыми растворами такой же плотности.

Все скважины были пробурены одной бригадой в одинаковых геологотехнических условиях с буровой установки БУ-75 БрЭ долотами 215,9 СЗ-ГВ при одинаковых параметрах режимов бурения. В качестве забойных двигателей применялись турбобуры типа ЗТСШ-195. Промывка осуществлялась дву- мянасосамиБРН-1.

Расход КССБ и КМЦ-500 на обработку безглинистого полимерсолевого бурового раствора по скважинам Гожанской площади составил 0,5–1,5 и 2,0–0,6 % соответственно в расчете на сухое вещество от объема раствора.

167

В процессе испытания безглинистого полимерсолевого бурового раствора не наблюдалось отклонения его показателей от требуемых геоло- го-техническими нарядами. Следует отметить его высокую стабильность во времени. Так, при бурении скважин на Куединской площади безглинистый полимерсолевой буровой раствор использовали многократно, и хранение его в котловане в течение одного–двух месяцев практически не оказало отрицательного влияния на показатели свойств.

Приемочными испытаниями и промышленным применением установлено, что применение безглинистого полимерсолевого бурового раствора позволяет повысить технико-экономические показатели бурения и снизить затраты времени и средств на приготовление и обработку раствора. Так, на скважинах, пробуренных на Куединской, Гожанской и Баклановской площадях с промывкой безглинистыми полимерсолевыми буровыми растворами, проходка на долото повысилась на 15, 25 и 24 %, а механическая скорость – на 21, 34 и 17 % соответственно (табл. 1.60).

Увеличение показателей работы долот достигнуто за счет роста механической скорости и повышения стойкости долот. Повышение стойкости долота, т.е. увеличение времени его пребывания на забое, может происходить как за счет повышения стойкости вооружения, так и за счет повышения долговечности опор.

Таблица 1 . 6 0

Сравнение показателей работы долот по скважинам, пробуренным с промывкой глинистым и безглинистым полимерсолевыми буровыми растворами

168

Промысловый опыт показывает, что износ вооружения долота является причиной его выхода из строя при бурении лишь в очень крепких породах и в случае применения долот, не оснащенных зубками. Во всех остальных случаях определяющим фактором является стойкость опор. Высокие удельные давления и температура в опоре приводят к разрушению адсорбционных смазочных слоев и переходу к граничной смазке, а в ряде случаев

ик непосредственному трению контактирующих поверхностей. При этом большое значение в повышении стойкости опоры долота имеет состав бурового раствора.

Лучшая смазывающая способность безглинистого полимерсолевого бурового раствора по сравнению с глинистым может быть объяснена лучшей проникающей способностью данного раствора в пространство между трущимися поверхностями в опоре за счет меньшей вязкости раствора, обусловленной особенностями строения и свойств катиона калия. Кроме того, безглинистый полимерсолевой буровой раствор способствует лучшей очистке забоя, поскольку имеет низкие показатели структурно-механических свойств, что дает отсутствие твердой глинистой фазы, а значит и корки, устраняет необходимость преодолевать силы сцепления в корке для удаления обломков разрушенной породы с забоя. Абразивный износ при этом будет ниже. Более совершенная очистка забоя при использовании безглинистого полимерсолевого бурового раствора способствует повышению контактного давления и возрастанию глубины внедрения зуба долота при одной

итой же нагрузке на долото, увеличивая тем самым механическую скорость. Кроме того, низкие структурно-механические показатели бурового раствора

ивысокая ингибирующая способность позволяют ему лучше очищаться от выбуреннойпородыитемсамымпредупредитьегосамоутяжеление.

Безглинистый полимерсолевой буровой раствор, обладая меньшей вязкостью и лучшей гидравлической характеристикой по сравнению с глинистым раствором, а также повышенной проникающей способностью в зону предразрушения, способствует более быстрому выравниванию давления над

ипод выкалываемым обломком породы.

Из вышеизложенного следует, что состав и свойства безглинистого полимерсолевого бурового раствора обеспечивают как повышение стойкости опор, так и увеличение механической скорости бурения, что в результате приводит к повышению проходки на долото. Испытаниями и промышленным внедрением установлено, что применение безглинистых полимерсолевых растворов позволяет уменьшить затраты по статье «Материалы

169

и химические реагенты» в 1,4–1,8 раза (табл. 1.61), что обусловлено его высокой стабильностью во времени и сродством фильтрата с пластовыми флюидами.

Таблица 1 . 6 1

Сравнение стоимости материалов и химических реагентов для приготовления и химической обработки буровых растворов

Примечание: по Гожанской площади в числителе приведены затраты на материалы и химические реагенты по скважинам глубиной до 1500 м, в знамена-

теле – 1200 м.

За1982–1983 годыспромывкойбезглинистымполимерсолевымбуровым растворомбылопробурено99 скважинспроходкой151,8 тыс. м(табл. 1.62).

Таблица 1 . 6 2

Объем и эффективность применения безглинистых полимерсолевых буровых растворов за 1982–1983 годы

Экономический эффект от применения безглинистого полимерсолевого бурового раствора составил 324 824 руб.

По результатам НИР и приемочных испытаний разработана Инструкция по рецептурам, технологии приготовления и методам химической обработки безглинистых полимерсолевых буровых растворов.

170