Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен

бурового раствора позволяют поддерживать турбулентный режим на забое и обеспечивают лучшую его очистку. Это способствует повышению контактного давления и возрастанию глубины внедрения зуба долота при одной и той же нагрузке на долото, увеличивая в результате механическую скорость бурения. Таким образом, состав и свойства безглинистого бурового раствора на основе пластовых вод способствуют повышению стойкости долот и увеличению механической скорости бурения, что в результате приводит к повышению проходки на долото, механической скорости и в целом коммерческой скорости.

Увеличение содержания твердой фазы, особенно глинистых частиц, в растворе, его высокая вязкость, накопление выбуренной породы значительно снижают технические показатели работы забойных двигателей, особенно винтовых. Основной причиной выхода из строя последних является износ резиновой обкладки статора.

С целью количественной оценки влияния глинистых и безглинистых буровых растворов на работоспособность двигателей было проведено сравнение показателей работы винтовых забойных двигателей Д1-195, используемыхприбурениискважиннаКокуйскомместорожденииКунгурскогоУРБ.

Для анализа было взято 6 скважин, пробуренных на глинистом растворе с показателями свойств: ρ = 1130–1160 кг/м3, УВ500 = 20–30 с,

Ф= (7–11) · 106 м3, рН = 7,5–8,0, δ = 1 · 103 м, – и 8 скважин на безглини-

стом с показателями свойств: ρ = 1160–1100 кг/м3, УВ500 = 17–19 с,

Ф= (5–8) · 106 м3, рН = 7,5, δ = пленка.

Сравниваемые скважины были пробурены в идентичных геолого-тех- нических условиях с однотипных буровых установок при одинаковых показателях режимов бурения. Выявлено, что бурение с промывкой безглинистым буровым раствором положительно отражается на показателях работы винтовых забойных двигателей Д1-195 (табл. 1.69).

Таблица 1 . 6 9

Влияние типов буровых растворов на показатели работы винтовых забойных двигателей

181

Так, применение безглинистого бурового раствора позволило увеличить межремонтный период винтовых забойных двигателей и проходку на двигатель на 38 и 109 % соответственно по сравнению с глинистым раствором. Установлено, что межремонтный период винтовых забойных двигателей и проходка на двигатель при бурении с промывкой безглинистым раствором на 25 % и 15 % соответственно выше, чем при бурении с промывкой технической водой. Это объясняется тем, что в безглинистом растворе содержатся полимеры, повышающие его смазывающие свойства и очистную способность. Высокая работоспособность винтовых забойных двигателей на безглинистом буровом растворе положительно отражается на показателях работы долот. Испытаниями установлено, что применение безглинистого бурового раствора позволяет уменьшить затраты по статье «Материалы и химические реагенты» в 1,5–8,6 раза за счет сокращения числа реагентов и их удельного расхода для приготовления и обработки раствора. Уменьшение числа реагентов и их удельного расхода вызвано оригинальностью данного состава безглинистого раствора, заключающегося в том, что в качестве его основного компонента используется пластовая вода, а расход реагентов – регуляторов фильтрации весьма низок и не превышает 0,2–0,5 масс. %. Кроме того, безглинистый буровой раствор обладает высокой стойкостью к пластовым флюидам, что исключает необходимость проведения повторных обработок. Низкие реологические свойства способствуют эффективной очистке безглинистого раствора, что предупреждает снижение концентрации в нем реагентов – регуляторов фильтрации.

Бурение скважин с промывкой безглинистыми буровыми растворами приводит к уменьшению затрат времени на работы, связанные с приготовлением и химической обработкой раствора в 1,1–4,1 раза (см. табл. 1.67, 1.68). Это обусловлено уменьшением общей трудоемкости и устойчивостью показателейэтихраствороввовремениисглубиной.

Наряду с указанным, применение этого раствора позволяет сохранить транспортные расходы на перевозку химических реагентов в 1,3–16 раз.

Для оценки влияния безглинистого бурового раствора на устойчивость стенок стволов скважин выполнено сравнение объемов каверн в интервале бурения с промывкой глинистым и безглинистым буровыми растворами. Анализ кавернограмм был выполнен по 16 скважинам Рассветной и 6 скважинам Баклановской площадей, пробуренных с промывкой глинистыми буровыми растворами. Все скважины были пробурены в аналогичных условиях по однотипнойконструкцииприодинаковыхпоказателяхрежимовбурения.

182

Установлено, что применение безглинистого бурового раствора позволяет уменьшить объем каверн в сравнении с глинистым в 2,3 и 3,2 раза на Рассветной и Баклановской площадях соответственно (табл. 1.70).

Таблица 1 . 7 0

Сравнение объема каверн по скважинам, пробуренным с промывкой глинистыми и безглинистыми буровыми растворами

Уменьшение объема каверн в скважинах, пробуренных с промывкой безглинистыми буровыми растворами, обусловлено высокими ингибирующими свойствами и сродством фильтрата бурового раствора и пластовых флюидов, хорошим качеством раствора, снижением времени контакта неустойчивых пород с буровым раствором, уменьшением колебаний гидродинамического давления в скважине в процессе бурения ввиду низких реологических показателей и отсутствия тиксотропных свойств.

Выявлено, что применение безглинистого бурового раствора позволяет повысить качество цементирования скважин. Так, по данным АКЦ, интервал с хорошим контактом сопредельных поверхностей (стенок скважины, цементного камня и обсадных труб) по 30 скважинам Рассветной площади, пробуренных с промывкой безглинистыми буровыми растворами, увеличился в 2,2 раза, а с неудовлетворительным снизился почти в 5 раз

всравнении с данными по 25 скважинам, пробуренным с промывкой глинистыми растворами в аналогичных геолого-технических условиях и с применением идентичных параметров режимов бурения.

Улучшение качества крепления скважин, пробуренных с промывкой безглинистыми буровыми растворами, вызвано лучшим состоянием стволов скважин, большим отклонением в величинах плотностей и реологических показателей свойств цементного и безглинистого растворов.

Применение безглинистых буровых растворов позволило упростить компоновку низа обсадной колонны, ввиду того что отпала необходимость

вустановке скребков для удаления глинистой корки. В определенной мере упрощается технология цементирования, так как нет необходимости перед цементным раствором закачивать буферную жидкость.

183

За 1984–1985 годы с промывкой безглинистыми буровыми растворами на основе пластовых вод пробурено 262 скважины с общей проход-

кой 409,5 тыс. м (табл. 1.71).

Таблица 1 . 7 1

Объем и эффективность применения безглинистых буровых растворов

Экономический эффект от применения безглинистого бурового раствора на основе пластовых вод только в бурении составил 1,1 млн руб.

По результатам испытаний и промышленного применения разработан отраслевой стандарт – Инструкция по приготовлению и применению безглинистого бурового раствора на основе пластовых вод.

1.7.6. Влияние безглинистых буровых растворов на качество вскрытия продуктивных пластов

Для оценки влияния буровых растворов на качество вскрытия продуктивных пластов на Кокуйском месторождении был проведен эксперимент. Вскрытие тульского, бобриковского, малиновского горизонтов на скважинах № 2170, 2134 и 717 было проведено с промывкой различными типами буровых растворов: глинистым, безглинистым и инвертно-эмульси- онным соответственно. Все скважины были пробурены в одном кусте одной

184

буровой бригадой. В скважине № 2170 работы по вскрытию продуктивного пласта проводили с применением традиционной технологии: пласт вскрывался с промывкой глинистым раствором ρ = 1250 кг/м3, обработанным УЩР и карбонатом натрия. Ствол скважины до забоя был обсажен обсадной колонной диаметром 146 мм и зацементирован.

В скважине №2134 эксплуатационная колоннадиаметром168 мм была спущена до кровли тульского горизонта, а пласт был вскрыт с промывкой полимерсолевымрастворомρ= 1030 кг/м3, обработаннымКССБиКМЦ.

Скважина № 717 была построена по конструкции, аналогичной скважине№ 2134. Вскрытиепластабылопроведенос промывкой инвертно-эмуль- сионным раствором ρ = 1030 кг/м3 с использованием укринола-1 и СМАД-1. В качестве дисперсной среды использовали хлорид натрия. Показатель фильтрации на всех скважинах поддерживали равным (6–8) · 10–6 м3.

По геофизическим данным, продуктивная толща во всех скважинах имела одинаковую характеристику. Прогнозная оценка максимально возможных дебитов, выполненная на основе геофизической информации, показала, что все три скважины могут дать дебит в пределах 18–25 т/сут. Фактически дебиты по скважинам № 2170, 2134, 717 составили 0,9, 10 и 21 т/сут соответственно. Следует отметить, что по скважине № 2134 дебит был занижен ввиду неполной очистки ПЗП.

Приведенные данные свидетельствуют о сильном влиянии на производительность скважин буровых растворов, применяемых при вскрытии пластов, создаваемой репрессии и конструкции забоев. Дополнительным подтверждением этому является следующий фактор. После задавки скважины № 717 глинистым раствором и 9 месяцев консервации ее дебит снизился до 2 т/сут.

Анализ технологии и стоимости проводки скважин № 2134 и 717 показывает, что наиболее простой, доступной, экономически выгодной технологией строительства скважин является применение безглинистых полимерсолевых буровых растворов.

Широкое промышленное применение (более чем на 200 скважинах) безглинистые буровые растворы на основе пластовых вод, обработанные ПАА и солями, содержащими трехвалентные катионы, нашли при вскрытии продуктивных пластов на Рассветном месторождении. Проведено сравнение качества вскрытия продуктивных пластов на 32 скважинах, пробуренных с промывкой безглинистым раствором, и 26 скважинах, пробуренных с промывкой глинистым раствором, по методике, при-

185

веденной в гл. 3 данной монографии. Указанное число скважин взято исходя из наличия данных по исследованию.

Установлено, что очистка ПЗП скважин, пробуренных с промывкой безглинистым раствором, происходит быстрее, чем на скважинах, пробуренных с промывкой глинистым раствором. В результате время восстановления дебита до максимального значения на скважинах, пробуренных с промывкой глинистым раствором, составляет 155 суток, а безглинистым – 50 суток.

Поскольку скважины, пробуренные на безглинистом растворе, на 105 суток раньше достигают максимального дебита, то вполне естественно, что они дают дополнительно нефть в течение времени, необходимого для достижения максимального дебита на скважинах, пробуренных на глинистом растворе.

В целом применение безглинистого бурового раствора на основе пластовых вод для вскрытия продуктивных пластов только на 32 скважинах Рассветного месторождения позволило получить дополнительно 28 057,9 т нефти за счет повышения удельных дебитов (табл. 1.72). Экономический эффект от дополнительной добычи нефти составил 366 604 руб.

Таблица 1 . 7 2

Сравнение удельных дебитов нефти по условной скважине, пробуренной с промывкой безглинистым и глинистым буровыми растворами

По результатам испытаний и промышленного внедрения были разработаны следующие руководящие документы: Методика оценки влияния безглинистых буровых растворов на продуктивность скважин и Методика определения экономической эффективности безглинистых буровых растворов на основе пластовых вод.

186

1.7.7. Результаты промышленного испытания инвертно-эмульсионного бурового раствора

Промышленные испытания инвертно-эмульсионного бурового раствора следующего состава (в масс. %): дизельное топливо – 22, водный рас-

твор NaCl (ρ = 1120–1140 кг/м3) – 73,24, укринол-1 – 0,42, СМАД-1 – 3,89,

бентонит – 0,45 – были проведены при бурении скважин № 24, 13, 14 на Тиховской площади. Конструкции всех скважин были идентичны. При бурении скважин № 24 до глубины 778 м промывка велась технической водой, при указанной глубине был осуществлен переход на ИЭР, приготовление которого производилось в следующей последовательности. Первоначально готовилась углеводородная смесь, затем в нее вводили водную вазу в соотношении 30:70 (дизельное топливо:вода). Соотношение ингредиентов при приготовлении углеводородной смеси выдержали следующим (в масс. %): дизельное топливо – 82,2; укринол-1 – 1,6; СМАД-1 – 14,5; бентонит – 1,7.

Диспергирование водной фазы в углеводородной производили прокачиванием эмульсии по схеме «емкость – насос 9Т цементировочного агрегата – переводник с насадкой диаметром 16 мм – перфорированная труба – емкость».

После приготовления и утяжеления ИЭР имел следующие показатели: ρ = 1100 кг/м3, УВ = 207–243 с, Ф = 3 · 10–6 м3. С промывкой данным рас-

твором был пробурен интервал от 778 до 850 м, было проведено опробование скважины пластоиспытателем КИИ ГрозУФНИИ. В процессе бурения скважины параметры раствора оставались стабильными. Так, плотность изменялась от 1080 до 1100 кг/м3, условная вязкость – от 150 до 410 с, фильтрация – в пределах (1,5–3) · 10–6 м3. Расслоение эмульсии не наблюдалось. Ввиду того что скважина оказалась за контуром нефтеносности, при забое 800 м был осуществлен переход на промывку насыщенным водным раствором поваренной соли, а ИЭР был утилизирован.

По истечении 330 суток хранения при температуре от –30 до +30 °С ИЭР был использован при бурении скважины 13. После перемешивания параметры раствора были следующими: ρ = 1100 кг/м3, УВ500 = 120–190 с, Ф = 3 · 10–6 м3, θ1/10 = 1,8/5,2 Па, т.е. практически не изменились.

Переход на ИЭР на скважине № 13 был произведен при забое 675 м и с его применением был пробурен интервал 126,7 м. За период бурения с промывкой ИЭР было изготовлено 30 м3 свежей эмульсии. На этой скважине ввод водной фазы осуществляли через штуцерную камеру, использо-

187

вание которой позволило получать качественную эмульсию через 10–15 мин диспергирования.

При забое 764 м был отмечен случай инверсии эмульсии, который, очевидно, был вызван нарушением соотношения фаз, а также недостатком эмульгатора и структурообразователя. Восстановление первоначальных параметров эмульсии было осуществлено дополнительной обработкой раствора

0,09 м3 укринолом-1 и 0,3 м3 СМАД-1. После обработки ИЭР имел показа-

тели: ρ = 1080 кг/м3, УВ500 = 210–482 с, Ф = 0,5 · 10–6 м3, θ1/10 = 2,8/4,7 Па.

Скважина № 13, как и скважина № 24, оказалась за контуром нефтеносности, в связи с чем с глубины 777,8 м был осуществлен переход на бурение с промывкой насыщенным раствором поваренной соли, ИЭР повторно был утилизирован и в дальнейшем использовался при бурении скважины № 14. Переход на ИЭР на скважине № 14 был произведен с глубины 764 м. После месяца хранения ИЭР его параметры не изменились. Перед началом бурения раствор был обработан СМАД-1 и укринолом-1 в количестве 1,9 и 0,2 м3 соответственно. СМАД-1 вводили в желобную систему цементировочным агрегатом на первой скорости, а укринол-1 – самотеком из бочки, установленной на желобах, из расчета, обработки раствора в течение двух циклов. Во время бурения было заготовлено 18 м3 свежей эмульсии для пополнения объема раствора. Для повышения степени дисперсности воды в ИЭР практиковали его перемешивание центробежным насосом по схеме «мерник – центробежный насос – глиномешалка – желобная система – мерник».

В процесс проводки скважин после обработок и перемешивания раствора было отмечено повышение его условной вязкости, что подтвердило правильность сделанного ранее вывода о причинах инверсии ИЭР на скважине № 13 (нарушение соотношения фаз и потеря активности эмульгатора и структурообразователя). Снижение условной вязкости осуществляли вводом дизельного топлива.

Продолжительность отдельных долблений достигла 6–8 ч, в результате интенсивного диспергирования ИЭР наблюдалось повышение температуры до 40 °С и снижение условной вязкости с 260 до 150 с, но ухудшения свойств не отмечено. Скважина №14 была пробурена с промывкой ИЭР до проектной глубины. При испытании на продуктивность артинского яруса пластоиспытателем КИИ ГрозУФНИИ был получен приток нефти. Попадание нефти в ИЭР до 0,5 % при выполнении этой операции не оказало отрицательного влияния на его качество. На скважине был проведен комплекс геофизических работ,

188

включающий запись каверномера, ГК и НГК, БК и МБК, которым успешно былвыделенпродуктивныйпластихарактернасыщения.

Для оценки эффективности применения ИЭР в качестве очистного агентанижеприведеносравнение показателейбурения скважин№14, 13 и18. Скважина № 18 была пробурена с промывкой водным раствором поваренной солиρ = 1140–1160 кг/м3. Принятыедлясравненияскважиныбылипробурены сбуровых установок БУ-75 БрД с промывкой двумя насосами БРН-1 в иден- тичныхгеолого-техническихусловияхдолотамиК190ТКЗ.

Из сравнения показателей работы долот следует, что на скважинах № 13 и 14, пробуренных с промывкой ИЭР, получено увеличение проходки на долото на 62 % (табл. 1.73), которое обусловлено хорошей смазочной способностью ИЭР.

Таблица 1 . 7 3

Сравнение показателей работы долот при бурении с промывкой инвертно-эмульсионным и хлорнатриевым раствором

На скважине № 14 проводились испытания объемного двигателя. После 92 ч работы последнего техническое состояние его деталей было удовлетворительным, тогда как при работе с промывкой раствором на водной основе межремонтный период этих двигателей при работе в аналогичных условиях не превышал 40 ч. При выполнении спускоподъемных операций не было ни посадок, ни затяжек, ни проработок ствола скважины.

Ввиду того что терригенная часть артинского яруса была вскрыта на водном растворе поваренной соли, а с применением ИЭР оценить влияние эмульсии на неустойчивые отложения не представляется возможным. Однако следует отметить, что на скважине № 14 объем каверн в терригенных отложениях артинского яруса меньше, чем на скважине № 13. Это можно объяснить тем, что скважина № 14 была пробурена на ИЭР до проектной глубины и рост каверн был приостановлен вследствие инертности фильтрата раствора по отношению к глинам.

Анализ расхода материалов и химических реагентов на скважинах, пробуренных с промывкой ИЭР, показал, что при многократном использо-

189

вании повышается его экономичность. Так, стоимость материалов и химических реагентов на приготовление ИЭР на скважине № 24 составила 3206 руб., при повторном его использовании на скважине № 13 стоимость материалов сократилась почти втрое и составила 1193 руб., а при бурении скважины № 14 – более чем в 4 раза и составила 755 руб. Оценить влияние ИЭР на качество вскрытия продуктивных пластов не представляется возможным, так как единственная скважина № 14, вскрывшая продуктивный пласт и давшая фонтан нефти дебитом 17 м3/сут (через штуцер диаметром 5 мм), не имеет аналогов для сравнения.

Опыт проводки скважин № 13, 14 и 24 показал, что буровой раствор, получаемый по указанной рецептуре, обладает высокой стабильностью, оптимальными структурно-механическими свойствами и практически нулевой фильтрацией. Разработанная технология приготовления ИЭР проста и легко осваивается буровыми бригадами.

1.7.8.Результаты промышленного испытания

иприменения цементных растворов с повышенной водоудерживающей способностью

Промышленные испытания и применение цементных растворов с повышенной водоудерживающей способностью (ЦР с ПВС) были проведены на 41 скважине. Цементные растворы, обработанные ПАА и карбонатом натрия, использовались на 35 скважинах, а обработанные ПАА и КССБ, – на 6 скважинах. Цементные растворы с повышенной водоудерживающей способностью применялись для цементирования скважин, пробуренных с помощью техническойводы, безглинистыхиглинистыхбуровыхрастворов.

Установлено, что применение ЦР с ПВС позволяет повсеместно получить рост давления продавки выше расчетного значения. Проектная высота подъема цементного раствора была выполнена на всех скважинах, за исключением 4, на которых были допущены ошибки в определении расчетного расхода цемента. В процессе испытаний показатели ЦР с ПВС изменялись в следующих пределах: ρ = 1710–1730 кг/м3, растекаемость – 180–210 мм, Ф = (16–37) · 10–6 м3, двухсуточная прочность – 9–23 Па.

Испытанием выявлено, что применение ПАА для обработки цементных растворов позволило бурить до проектной глубины с промывкой безглинистыми растворами и водой эксплуатационные и нагнетательные скважины на месторождениях с различными коллекторами (включая высокопроницае-

190