Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен

1.7.4. Результаты промышленного применения безглинистых буровых растворов для промывки скважин в соленосных отложениях

Результаты промышленного испытания Т-80 в качестве бурового раствора в соленосных отложениях

Промышленные испытания Т-80 качестве бурового раствора проведены на скважине № 963 Восточно-Уньвинской площади в интервале 133–995 м. Ствол скважины в данном интервале сложен известняками, доломитами, солями, песчаниками, алевролитами и мергелями. Геолого-технические условия проводки опытной скважины № 963 аналогичны скважинам № 965, 966, 967 и968, принятым за базовые для сравнения с пробуренными с промывкой соленасыщеннымглинистымраствором.

Бурение опытных и базовых скважин осуществлялось с буровой установки 1БА-15Н роторным способом В-97С. Промывку вели одним насосом 11-ГР. Режимы бурения были одинаковыми: нагрузка на долото – 10–35 кН, скоростьвращенияротора– 0,13–0,2 с–1, расходпромывочнойжидкости– 4 л/с.

Бурение в интервале 133–725 м с промывкой Т-80 осуществлялось без осложнений. Показатели Т-80 были следующими: ρ = 1060–1080 кг/м3, УВ500 = 40–60 с. В процессе бурения было отмечено небольшое повышение плотности Т-80 (на 40–50 %) в результате накопления в растворе шлама из-за отсутствия на буровой средств очистки. С пополнением объема загрязненного бурового раствора свежим флотореагентом Т-80 при забое 801 м произошло попадание воды в Т-80 из-за разгерметизации устья скважины. В процессе бурения в интервале 801–994 м плотность повысилась до 1120 кг/м3, а при этом значении плотности скважина закончена бурением. При бурении с промывкой соленасыщенным глинистым раствором в этих условиях самоутяжеление растворов происходит более интенсивно, и плотность повышается до 1280–1300 кг/м3.

Выполнено сравнение показателей работы долот и состояния стволов скважин, пробуренных с применением Т-80 и соленасыщенного глинистого раствора. Установлено, что в интервале применения Т-80, не загрязненного шламом, достигается повышение проходки на долото на 80 %. В целом по скважине применение нового типа бурового раствора позволило сократить число долблений с 58 до 36, повысить проходку на долото и стойкость долот на 59 % (табл. 1.63). Примечание Т-80 в качестве бурового раствора для промывки скважин в соленосных отложениях позволило в значительной

171

мере повысить устойчивость стенок ствола скважины. Объем каверн в интервале залегания солей на скважине № 963 уменьшился в сравнении со скважиной № 965 в 5,8 раза, т.е. с 5,18 до 0,89 м3 (табл. 1.64). Полного предупреждения растворения солей не достигнуть только по причине попадания в Т-80 воды до 4 %, что при лучшей герметизации устья можно было исключить.

Таблица 1 . 6 3

Сравнение показателей работы долот на скважинах, пробуренных с промывкой Т-80 и соленасыщенным глинистым раствором

Таблица 1 . 6 4

Сравнение кавернозности стволов скважин, пробуренных с промывкой Т-80 и соленасыщенным глинистым раствором

Испытаниями установлено, что при промывке Т-80 представляется возможным практически полностью предупредить образование каверн и в терригенных отложениях. При бурении скважин с промывкой Т-80 не отмечено случаев возгорания флотореагента. Постановкой специального промыслового эксперимента установлено, что после двух–трех циклов циркуляции через ствол скважины и небольшого обогащения шламом он становится негорючим.

Применение Т-80 в качестве бурового раствора способствовало повышению работоспособности бурового оборудования (бурового насоса, вертлюга и других узлов). Однако ввиду отсутствия должного учета

172

межремонтного периода не представляется возможным дать количественную оценку влияния Т-80 на долговечность инструмента. В процессе испытания не выявлено отрицательного воздействия Т-80 на состояние здоровья рабочих.

Применение Т-80 в качестве бурового раствора позволяет значительно облегчить условия работы буровых бригад, так как он меньше загрязняет спецодежду.

Результаты промышленного испытания безглинистого бурового раствора для промывки скважин в соленосных отложениях

Испытания безглинистого бурового раствора на основе технической каменной соли, ПАА и сульфата алюминия были проведены при бурении скважины № 9179 Бобровской площади в интервале 372–840 м. Разрез был представлен известняками, доломитами, каменной солью, песчаниками, аргиллитами, алевролитами и мергелями. Геолого-технические условия проводки данной скважины аналогичны условиям скважины № 9171, пробуренной с промывкой соленасыщенным глинистым раствором, и скважины № 9156, пробуренной с промывкой технической водой.

Бурение скважин осуществлялось с буровых установок 1БА-15Н роторным способом, долотами В-97С, скважины № 9179 – долотами В-98С. Промывку осуществляли насосом 11-ГР. Режимы бурения были одинаковыми: нагрузка на долото – 20–30 кН, скорость вращения ротора – 0,13–0,2 с–1.

Приготовление безглинистого бурового раствора осуществляли в следующей последовательности: готовили насыщенный раствор технической каменной соли и в него вводили 1%-й водный раствор ПАА, из расчета 0,2 масс. % на сухое вещество к объему раствора. ПАА готовили на пресной воде. Затем раствор обрабатывали 5%-м водным раствором сульфата алюминия из расчета 0,02 масс. % на сухое вещество к объему раствора. Показатели свойств раствора были следующими: ρ = 1210 кг/м3, УВ500 = 16–18 с, Ф = (6–10) · 10–6 м3, остальные показатели не замеряли.

Применение безглинистого бурового раствора в сравнении с соленасыщенным глинистым раствором позволило повысить проходку на долото на 32 %, механическую скорость бурения – на 53 %. В результате число долблений по скважине в целом уменьшилось с 41 до 20 (табл. 1.65).

173

Таблица 1 . 6 5

Сравнение показателей по скважинам, пробуренным с промывкой безглинистым буровым раствором для соленосных отложений, технической водой и глинистым раствором

Из сравнения показателей по скважинам № 9179 и 9171, пробуренным соответственно безглинистым буровым раствором и технической водой, следует, что проходка и механическая скорость при бурении с промывкой безглинистым буровым раствором выше, чем с технической водой, на 8 и 46 % соответственно. Это обусловлено высокой очистной способностью безглинистогобуровогораствораиегоповышеннымисмазывающимисвойствами.

По результатам экспериментальных исследований, предварительных иприемочных испытаний буровых растворов для промывки скважин в соленосных отложениях был разработан стандарт объединения – Инструкция по применению флотореагента Т-80 в качестве бурового раствора для промывки скважин в соленосных отложениях и инструкция по приготовлению, а также применению бурового раствора для промывки скважин в солевых отложениях. Этирастворырекомендованыкпромышленномуприменению.

1.7.5. Эффективность применения безглинистых буровых растворов на основе пластовых вод

Испытания безглинистого бурового раствора были проведены на 20 скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (ПО «Пермнефть») и 27 скважинах «Удмуртнефть».

Испытания безглинистых буровых растворов на основе пластовых вод проводились при бурении скважин № 159, 158, 155, 157, 201, 210, 109,

174

161, 170 и 206 Рассветной площади. За базу для сравнения были приняты скважины № 172, 114, 122, 106, 171, 163, 174 и 160, пробуренные с про-

мывкой глинистыми буровыми растворами. Все скважины на Рассветной площади были пробурены в одинаковых геолого-технических условиях по однотипной конструкции с буровых установок БУ-75 БрЭ. В качестве забойных двигателей на опытных и базовых скважинах применяли турбобуры ЗТСШ-195. Бурение вели долотами 215,9 СЗ-ГВ, за исключением скважин № 109, 170, 163, 174 и 160, где использовали долота 215,9 СЗГНУ. На всех скважинах показатели режимов бурения были одинаковыми: нагрузка на долото – 160–180 кН, расход промывочной жидкости – 35 л/с, давление нагнетания – 10–12 МПа. Промывку скважины осуществляли одним насосом У8-6М. На каждой скважине, которая готовилась к бурению с промывкой безглинистым раствором, устанавливали в начале желобной системы мерник – отстойник объемом 6 м3.

Приготовление безглинистого бурового раствора осуществляли в следующей последовательности: при бурении из-под кондуктора в техническую воду добавляли 0,001–0,005 масс. % ПАА в качестве флокулянта, за 50–60 м (за одно долбление) до интервала бурения на растворе очищали отстойники и мерники от шлама. В техническую или пластовую воду, на которой вели бурение скважины, вводили расчетное количество минерализованной пластовой воды или водных растворов солей для получения требуемой плотности, затем 0,001 масс. % ПАА полного осаждения тонкодисперсной составляющей шлама выбуренных пород и в течение долбления его концентрацию доводили до 0,1–0,2 масс. %. Раствор ПАА 1%-й концентрации готовили на пресной воде из 8%-го гелеобразного или порошкообразного продукта в мерниках цементировочного агрегата или в глиномешалке. Ввод его в буровой раствор производили в процессе циркуляции через технологический патрубок стояка манифольдной линии или

вжелоба. С целью предупреждения аварий и осложнений, связанных с быстрым осаждением шлама, после начала ввода ПАА принимали меры по своевременному удалению шлама и предупреждению длительных остановок промывки ствола скважины при нахождении в нем бурильного инструмента. Затем раствор обрабатывали 0,01–0,03 масс. % FеCl3 или KAl(AO4)2

ввиде 10%-х водных растворов.

Впроцессе бурения после каждого долбления производили чистку отстойников от шлама. При большом содержании в суспензии выбуренных пород чистку отстойников производили при наращивании инструмента.

175

Ввиду несвоевременной доставки ПАА и его недостаточного количества на ряде скважин производили совместную обработку раствора ПАА и КССБ в количестве 0,1 и 1,0 масс. % соответственно. В результате вышеуказанных обработок получали безглинистые буровые растворы со следующими пока-

зателями свойств: ρ = 1020–1040 кг/м3, УВ500 = 15–16 с, Ф = (9–12) · 10–6 м3, рН = 7, θ1/10 = 0/0 Па, Ж = 45–80 ммоль/л.

При бурении с промывкой безглинистым раствором не отмечалось отклонений показателей его свойств от требуемых геолого-техническими нарядами. Высокие флокулирующие свойства безглинистого бурового раствора на основе пластовых вод позволили предотвратить переход тонкодисперсных частиц выбуренных пород в буровой раствор, вследствие чего плотность раствора до конца бурения не повышалась и оставалась в пределах 1020–1040 кг/м3. В сравнении с безглинистыми буровыми растворами глинистые растворы в процессе бурения самоутяжелялись до ρ = 1160–1180 кг/м3.

Испытание безглинистого бурового раствора на основе пластовых вод на Асюльском месторождении были проведены при бурении скважин № 210, 364, 354, 330, 328, 357, 375, 368. Для сравнения были приняты скважи-

ны № 258, 355, 352, 445 и 342, пробуренные на этой же площади с промывкой глинистыми растворами. Все скважины были пробурены в аналогичных гео- лого-технических условиях по однотипной конструкции с буровых установок БУ-75 БрЭ долотами 215,9 СЗ-ГВ при идентичных показателях режимов бурения. В качестве забойных двигателей применяли турбобуры типа 2ТСШ-195, промывку осуществляли двумя насосами БрН-1.

Приготовление и обработку раствора осуществляли при помощи ЦА320М и глиномешалок МГ2-4 по технологии, применяемой на Рассветной площади. Показатели свойств безглинистого бурового раствора в процессе бурения оставались стабильными. На Русаковской площади испытания безглинистого бурового раствора были проведены при бурении скважин № 222 и 243. За базу для сравнения были приняты скважины № 232, 229, 226, 220, 244, 240 и 227, пробуренные на этой же площади с промывкой глинистыми буровыми растворами. Все скважины были пробурены в аналогичных геоло- го-технических условиях по однотипной конструкции с буровых установок БУ-75 БрЭ при одинаковых режимах бурения: нагрузка на долото – 16–18 кН, расход раствора – 98–108 м3/ч при давлении нагнетания 12–14 МПа.

В качестве забойных двигателей использовали турбобуры типа ЗТСШ-195, промывку осуществляли одним насосом У8-6М и одним насо-

176

сом БрН-1. Скважины № 222, 232, 229, 226 и 220 были пробурены долотами

190,5 ТКЗ-ЦВ, а скважины № 243, 244, 240 и 227 – долотами 215,9 СЗ-ГВ.

Приготовление и обработку безглинистого раствора осуществляли при помощи ЦА-320М и глиномешалок МГ2-4 по технологии, применяемой на Рассветной площади. Расход ПАА и КАl(SO4)2 для снижения показателя фильтрации безглинистого раствора составлял 0,2 и 0,1–0,3 масс. % соответственно. Раствор ПАА готовили из сухого порошкообразного реагента японского производства в виде 0,5–1%-го раствора. В результате обработки растворы имели следующие показатели: ρ = 1020–1030 кг/м3, УВ500 = 15–16 с,

Ф = (12–13) · 10–6 м3, рН = 7, θ1/10 = 0/0 Па, Ж = 40–50 ммоль/л. Показатели раствора оставались стабильными в процессе бурения.

В «Удмуртнефти» безглинистые буровые растворы на основе пластовых вод испытывались при бурении 33 скважин Гремихинской, Прикамской и Мишкинской площадей. Для сравнения были взяты 30 скважин, пробуренных на вышеуказанных площадях в аналогичных геолого-техни- ческих условиях с промывкой глинистым раствором. Сравниваемые скважины были пробурены долотами 215,9 МСЗ-ГНУ или 215,9 ТЗ-ГНУ в сочетании с винтовыми забойными двигателями Д1-195 или ротором с буровых установок и БУ-75 БрЭ. Сравнение показателей было выполнено по скважинам, пробуренным одинаковыми типоразмерами долот и забойных двигателей. Промывка скважин осуществлялась одним насосом У8-6. Режимы бурения были идентичны: нагрузка на долото – 140–180 кН, расход промывочной жидкости – 26 л/с, давление – 10–12 МПа. Особенностью технологии приготовления и обработки раствора было растворение ПАА в емкости долива или ввод его через смесительную воронку в приемные мерники с последующим перемешиванием буровым насосом. Снижение показателя фильтрации достигается обработкой 0,1–0,2 масс. % ПАА и 0,01–0,02 масс. % сульфата алюминия.

Установлено, что использование в качестве промывочной жидкости безглинистого бурового раствора позволяет повысить качество строительства и технико-экономические показатели бурения скважин, снизить затраты времени и средств на приготовление и обработку раствора. Так, на скважинах, пробуренных на Рассветной, Асюльской и Гремихинской площадях с промывкой безглинистыми буровыми растворами, достигнуто повышение коммерческой скорости бурения на 10,5, 33 и 65 % соответственно (табл. 1.66).

177

Таблица 1 . 6 6

Сравнение коммерческой скорости бурения на скважинах, пробуренных с промывкой безглинистыми и глинистыми буровыми растворами

Повышение скоростей бурения было достигнуто за счет увеличения показателей работы долот, уменьшения затрат времени на работы, связанные с приготовлением и обработкой раствора (табл. 1.67, 1.68). Так, на скважинах, пробуренных в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» с промывкой безглинистым буровым раствором, проходка на долото и механическая скорость бурения возросли на 87–121 и 33–91 % для долот СЗ-ГВ и на 65–137 и 45–82 % для долот ТЗ-ГНУ соответственно, а на скважинах, пробуренных в «Удмуртнефть», проходка на долото и механическая скорость увеличились на 77–86 и 109–115 % для долот МСЗ-ГНУ.

Рост показателей работы долот достигнут за счет повышения их стойкости и механической скорости бурения. Время работы долота на забое увеличилось, на наш взгляд, за счет уменьшения абразивного износа вследствие снижения концентрации твердой фазы в буровом растворе и за счет его повышенных смазывающих свойств. Известно, что добавки ПАА к раствору в количестве 0,05–1,0 % повышают прочность пленки. Низкая вязкость этого раствора, соизмеримая с вязкостью воды, обеспечивает быстрое проникновение раствора в пространство между контактирующими поверхностями в опоре, уменьшая коэффициент их трения. Предельно низкое содержание твердой фазы и полное отсутствие глины позволили предупредить формирование глинистой корки на забое. Высокая начальная скорость фильтрации и низкие реологические свойства безглинистых буровых растворов способствуют быстрому проникновению жидкости в зону предразрушения, снижению дифференциального давления на забой и улучшению буримости пород. Низкие реологические показатели безглинистого

178