1349

Таблица 1 . 4 8

Влияние безглинистых буровых растворов на восстановление проницаемости образцов керна

Более высокий β достигнут после воздействия на образцы безглинистым буровым раствором, содержащим дополнительно ХКЭ в количестве 2–12 масс. %, и в случае приготовления растворов на пластовой и технической водах β составляет 65,5–75,0 и 53,3–72,8 % соответствен-

но (табл. 1.49, 1.50).

Таблица 1 . 4 9

Влияние безглинистых буровых растворов на восстановление проницаемости образцов керна

151

Таблица 1 . 5 0

Влияние добавок хлоркалий-электролита на восстановление проницаемости образцов

После снятия дисков с зоны кольматации отмечается полное восстановление проницаемости в случае воздействия буровым раствором, приготовленным на пластовой воде. В случае воздействия буровым раствором, приготовленном на технической воде, независимо от содержания в нем ХКЭ, даже при трехкратном снятии дисков толщиной 1,1 мм или 1,2 мм не достигают полного восстановления проницаемости.

Последнее обусловлено особенностью влияния катионов калия и малым содержанием в растворе солей, содержащих двухвалентные катионы. Наличие отрицательно гидратирующихся катионов вызывает снижение вяз-

152

кости фильтрата, а низкая концентрация солей, содержащих двухвалентные катионы, приводит к образованию продуктов комплексообразования в значительно меньшем количестве, чем в безглинистом растворе, приготовленном на пластовой воде. В результате повышается проникающая способность фильтрата и продуктов комплексообразования в образец. Подтверждением этому является проникновение продуктов комплексообразования на всю длину сцементированных искусственных образцов.

Наряду с указанным, определенную роль при этом, по-видимому, играет повышение смачивающей способности фильтрата бурового раствора под влиянием хлорида калия. В случае воздействия фильтратами буровых растворов, приготовленных на технической и пластовой водах и содержащих ХКЭ, отмечено довольно высокое восстановление проницаемости (79,7 и 85,4 % соответственно). Кольматация образцов в обоих случаях весьма слабая. Последнее еще раз указывает на роль калия как иона, повышающего проникающую способность и не позволяющего иметь зоны плотной кольматации.

С увеличением проницаемости образцов отмечается снижение коэффициента ее восстановления. Так, при проницаемости 0,1 мкм2 β составляет 40 %, а при 0,3 мкм2 – не превышает 15 %. При использовании образцов проницаемостью 0,6–0,65 мкм2 β уменьшается до 10 % и ниже. Вышеуказанная зависимость обусловлена увеличением размера пор с повышением проницаемости и в результате этого сравнительно свободным перемещением в них продуктовкомплексообразования.

Аналогичный вид имеет зависимость изменения β с увеличением проницаемости образцов после воздействия на них глинистым раствором. Однако существенное снижение β в последнем случае происходит при более высоком значении проницаемости, равном 1 мкм2. Несмотря на большие отклонения в значениях β после воздействия безглинистым раствором на образцы различной проницаемости, отмечается небольшая разница в объемах поступающего в них фильтрата. Так, если при проницаемости образца 0,037 мкм2 за 0,33 ч в него попадает 9 см3 фильтрата, то при проницаемости 0,463 мкм2 за этот же промежуток времени в образец отфильтруется 25,5 см3 фильтрата. Расчетным путем на примере скважины, пробуренной долотами 215,9 мм, при мощности продуктивного пласта 6 м показано, что до образования зоны кольматации, предупреждающей фильтрацию в пласт, отфильтровывается при проницаемости пластов 0,1 и 0,6 мкм2 0,1–0,2 м3 фильтрата соответственно. Глубина зоны проникновения при рассматри-

153

ваемых проницаемостях будет определяться величиной пористости и при значении пористости 15 %, характерной для большинства месторождений Пермского Прикамья, для рассмотренного примера составит 0,135 и 0,27 м соответственно. Учитывая, что при проницаемости 0,6 мкм2 пористость пластов будет не менее 30 %, то и глубина проникновения фильтрата в обоих случаях будет одинаковой, равной 0,135 м. Указанная глубина проникновения не будет оказывать значительного отрицательного влияния на фильтрацию нефти в законченной скважине, так как она пробивается современными перфораторами. Уменьшения глубины проникновения фильтрата при проницаемости более 0,1 мкм2, по-видимому, можно достичь, применяя безглинистые растворы с кольматантами или используя специальные методы кольматации. Перспективным также является бурение на равновесии давлений пластового и гидростатического в стволе скважины или превышении первого над вторым, с применением специальных методов крепления скважин.

Следовательно, безглинистые буровые растворы на основе пластовых вод наиболее рационально использовать при вскрытии коллекторов с проницаемостью 0,03–0,09 мкм2. В случае вскрытия коллекторов более высокой проницаемости для предупреждения проникновения фильтрата на большую глубину должны использоваться безглинистые буровые растворы с наполнителями или эти растворы в сочетании со специальными методами кольматации.

1.7.РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫШЛЕННОГО ИСПЫТАНИЯ

ИПРИМЕНЕНИЯ НОВЫХ ТИПОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Эффективность применения буровых растворов: ЭГКР, пониженной плотности, пресных и с ЕПСМ, безглинистых полимерсолевых и на основе пластовых вод – инвертно-эмульсионных и для соленосных отложений оценена по влиянию их на показатели бурения, состояние стволов скважин, качество крепления, затраты времени и средств на материалы, химические реагенты и работы, связанные с приготовлением и регулированием показателей свойств растворов в процессе бурения. Наряду с указанным, выполнена промысловая оценка влияния безглинистого бурового раствора на основе пластовых вод на качество вскрытия продуктивных пластов.

154

1.7.1. Эффективность применения эмульсионно-глинисто-карбонатного бурового раствора

Для оценки экономической эффективности применения ЭГКР рассмотрены результаты бурения скважин № 136 и 169 на ЭГКР в сравнении с № 137 и 175 на ГКР по Павловскому месторождению, № 105 на ЭГКР

всравнении с № 103 на ГКР по Кыласовскому, скважин № 331, 333 и 327 на ЭГКР в сравнении со скважиной № 75 ГКР по Кокуйскому и 15 скважин на ЭГКР в сравнении с проектом на бурение этих скважин на ГКР по Мазунинскому месторождению. Скважины № 136 и 137 были пробурены долотами диаметром 190 мм, № 169 и 175 – долотами 214 мм. Бурение скважин № 136, 137 и 175 осуществлялось с буровой установки БУ-75 БрЭ с промывкой одним насосом У8-3, а № 169 – с установки БУ-75 БрЭ с промывкой двумя насосами 12 Гр. Скважины № 105 и 103 пробурены долотами диаметром 190 мм также в одинаковых геолого-технических условиях. Бурение скважины № 105 осуществлялось с буровой установки БУ-75 БрЭ с промывкой двумя насосами 12 Гр, а № 103 – с установки «Уралмаш-5Д» с промывкой одним насосом У8-4. Проводка скважин № 331, 333, 327 на ЭГКР и № 75 на ГКР осуществлялась долотами диаметром 190 мм: первых трех – с буровой установки БУ-75 БрЭ, а четвертой – с Бу-75 БрД. Промывка скважин осуществлялась двумя насосами БРН-1. Режимы бурения в сравниваемых группах скважин были одинаковыми.

Для оценки эффективности применения ЭГКР, получаемого путем стабилизации карбонатной суспензии раствором, приготовленным из МНБ, проанализирована работа долот по скважинам № 567 и 568 Кокуйского месторождения. Скважина № 568 пробурена с промывкой ЭГКР с концентрацией нефти 8–9 об. %, ввод ее осуществляли через всасывающий коллектор. На скважине № 567 получение ЭГКР было осуществлено путем ввода в карбонатную суспензию раствора из МНБ. Обе скважины были пробурены

водном кусте с буровой установки БУ-75 БрЭ с промывкой двумя насосами БРН-1 долотами диаметром 190 мм, режимы бурения были идентичными.

Испытаниями установлено, что бурение скважин с промывкой ЭГКР позволяет сократить продолжительность строительства скважин в 1,1–1,3 раза, улучшить состояние стволов скважин и качество цементирования, снизить расход цемента на цементирование, материалов и химических реагентов на приготовление и обработку раствора, сократить продолжительность освоения иповыситькоэффициентпродуктивности.

155

Сокращение продолжительности бурения скважин достигается за счет улучшения механических показателей работы долот, снижения затрат времени на приготовление, обработки раствора и каротажные работы, ускорения спуско-подъемных операций, уменьшения проработок в интервале неустойчивых пород.

Так, применение ЭГКР позволило повысить проходку на долото и механическую скорость по Павловскому месторождению на 31–37 и 26–41 %, Кыласовскому – на 17 и 7 %, Кокуйскому – на 57 и 20 % соответственно (табл. 1.51).

Таблица 1 . 5 1

Сравнение показателей работы долот по скважинам, пробуренным с промывкой ЭГКР и ГКР

Внедрение технологии бурения с промывкой ЭГКР на 15 скважинах Мазунинского месторождения позволило повысить проходку на долото и механическую скорость на 8 и 27 % соответственно (табл. 1.52). Повышение показателей работы долот при бурении с промывкой ЭГКР достигнуто за счет его лучшей смазывающей способности, более низких реологических показателей, гидрофобизации частиц шлама и исключения зависания инструмента и уменьшения проработок. Анализ работы долот на скважинах № 567 и 568 показывает, что на первой, пробуренной с применением МНБ, получено увеличение проходки на долото на 15 % при практически одинаковой механической скорости (см. табл. 1.52). Рост показателей работы долот достигнут за счет более эффективного использования нефтяного компонента.

156

Таблица 1 . 5 2

Сравнение показателей работы долот по скважинам, пробуренным с промывкой ЭГКР, получаемой из МНБ, и по обычной технологии

Таким образом, применение ЭГКР повсеместно позволило улучшить механические показатели работы долот, причем более высокие показатели получены при использовании для его приготовления модифицированных нефтью глин. При проводке скважин с промывкой ЭГКР не было проработок стволов, связанных с осыпями и обвалами глин и аргиллитов или скоплением шлама на забое. Бурение скважин с промывкой забоя ЭГКР привело к уменьшению кавернообразования в верейском, тульском, бобриковском и малиновском горизонтах. Так, общий объем каверн по скважинам № 136, 169, 105 и 327 снизился в сравнении с № 137, 175, 103

и75 в 2,54; 2,46; 1,8 и 2,53 раз соответственно. Предупреждение кавернообразования в горизонтах, сложенных глинами, аргиллитами и алевролитами, обеспечивается за счет высокого качества ЭГКР в сравнении с ГКР

именьшейдлительностиконтактагорныхпород спромывочнойжидкостью.

Бурение с промывкой ЭГКР благоприятно отразилось на качестве крепления скважин. Так, хорошее качество крепления по 39 скважинам Кокуйского месторождения составляет 66,8 %, удовлетворительное – 20 % и неудовлетворительное – 13,2 %, тогда как по Константиновскому и Осинскому месторождениям, где промывка осуществлялась глинистым раствором и технической водой, хорошее качество составило 16,5 и 10,3 %, удовлетворительное – 40,2 и 43,9 % и неудовлетворительное 43,3 и 45,8 % соответственно (табл. 1.53).

Применение ЭГКР при бурении скважин № 136, 169 и 105 ЭГКР позволило сократить расход материалов и химических реагентов. Так, расход глинопорошка на скважинах № 136, 169 и 105 на ЭГКР меньше в сравнении с № 137, 175 и 103 на ГКР на 24, 22 и 13 %, карбоната натрия – на 37,9 и 62 % соответственно. Бурение скважин с промывкой ЭГКР на Мазунинском месторождении позволило достичь более значительной экономии материалов и химических реагентов. Затраты времени на приготовление и об-

157

работку раствора по скважинам, пробуренным на ЭГКР, в сравнении с ГКР, снижены в 2,3–2,5 и 2,87 раз по Павловской и Мазунинской площадям соответственно. Сравнительно небольшое снижение затрат времени по скважине № 105 Кыласовской площади связано с большим расходом раствора ввиду его поглощения.

Таблица 1 . 5 3

Сравнение качества крепления по скважинам, пробуренным с промывкой ЭГКР и ГКР

Таблица 1 . 5 4

Сравнение стоимости материалов, химических реагентов и затрат времени на приготовление и обработку ЭГКР и ГКР по Мазунинскому месторождению

Сокращение затрат времени на приготовление и обработку раствора обусловлено высокой устойчивостью ЭГКР в сравнении с ГКР к пластовым водам и горным породам, более низкими фильтрационными свойствами ЭГКР, что позволило уменьшить расход раствора на бурение скважин на Павловском, Кыласовском и Мазунинском месторождениях на 15–48, 12–43 и 15–48 % соответственно.

Снижение расхода материалов, химических реагентов и их стоимости обусловлено сокращением расхода реагентов для достижения равных параметров ЭГКР в сравнении с ГКР, устойчивостью раствора против аг-

158

рессии пластовых вод и выбуренных горных пород, пониженной фильтрацией в пласты, поддержанием параметров ЭГКР в процессе бурения в зависимости от химического состава горных пород и пластовых вод, карбонатности раствора, проходки на долото и свойств раствора. Бурение скважин с промывкой ЭГКР позволило сократить продолжительность их освоения (табл. 1.55).

Таблица 1 . 5 5

Сравнение продолжительности освоения скважин, пробуренных с промывкой ЭГКР и ГКР

Так, на скважине № 136, пробуренной спромывкой ЭГКР, приток нефти получен после замены раствора на нефть, а на скважине № 137, пробуренной спромывкой ГКР, потребовалась работа компрессора в течение 13 ч. На скважинах, пробуренных с промывкой ЭГКР, отмечено увеличение коэффициента продуктивности более чем в 1,5 раза в сравнении со скважинами № 23 и 11, пробуреннымиспромывкойглинистымрастворомваналогичныхусловиях.

Результаты промышленного внедрения показали, что технология приготовления, обработки и регулирования свойств ЭГКР проста, легко осваивается буровыми бригадами. Улучшенные смазывающие свойства ЭГКР способствуют повышению показателей работы долот и предупреждают затяжки и прихваты инструмента.

Выбуренные карбонатные и сульфатные породы, являющиеся дисперсной фазой ЭГКР, не набухают, поэтому вязкость и статические напряжения сдвига этого раствора увеличиваются медленнее, чем его плотность, что снижает газирование раствора, предупреждает нефтегазовыбросы и способствует лучшей его очистке от выбуренной породы. Экономический эффект от внедрения ЭГКР составил 2,9 руб. на один метр обрабатываемого интервала и 498 тыс. руб. на годовой объем внедрения.

По результатам испытаний и промышленного внедрения разработана Методикавводаинормированияконцентрациинефтивбуровомрастворе.

159

1.7.2. Эффективность применения буровых растворов пониженной плотности

Предварительные приемочные испытания и промышленное применение бурового раствора пониженной плотности проводились при бурении эксплуатационных и разведочных скважин на месторождениях

ООО«ЛУКОЙЛ-Пермь».

Вкачестве пресных буровых растворов использовали нефтеэмульсионный глинистый раствор и ЭГКР, а в качестве минерализованных –

буровой раствор с ЕПСМ. В Кунгурском УРБ испытания пресных буровых растворов пониженной плотности β = 1080–1120 кг/м3 были осуществлены

при бурении скважин № 1135, 1132, 1170, 1171 Кукуйской площади. За базу для сравнения былиприняты скважины №1180, 1110, 1156 и1159, пробуренные с промывкой буровыми растворами плотностью 1160–1180 кг/м3. Сравниваемые скважины были пробурены в одинаковых геолого-техни- ческих условиях: № 1135, 1132, 1180 и 1110 – долотами 215,9 СЗ-ГВ, а № 1170, 1171, 1156 и 1159 – долотами 190,5 ТКЗ. Режимы бурения были одинаковыми. Нагрузка на долото диаметром 190,5 и 215,9 мм составляла

140и 140–160 кН соответственно.

Вкачестве забойных двигателей использовали турбобуры ЭТСШ-172 и ЭТСШ-195. Промывку осуществляли одним насосом У8-6М с расходом 23–27 л/с при бурении долотами диаметром 190,5 и 215,9 мм соответст-

венно. Бурение скважин осуществляли с буровых установок БУ-75 БрЭ. Буровые растворы готовили по типовой схеме. Первоначально с помощью глиномешалки МГ2-4 готовили 8%-ю суспензию из ОБ. Для улучшения диспергации глины и снижения жесткости фильтрата до 6 ммоль/л раствор обрабатывали карбонатом натрия. Снижение показателя фильтрации достигали обработкой раствора 0,75–1,5 % УЩР. На скважинах № 1170 и 1110 были произведены разовые обработки КМЦ-500 с расходом по 0,1 т. Аналогичные обработки проводились и на базовых скважинах.

В процессе бурения показатели раствора изменялись в следующих пределах: ρ = 1080–1120 кг/м3, УВ = 19–20 с, Ф = (8–12) · 10–6 м3,

δ = (0,5–1,5) · 10–3 м, θ1/10 = 0,6–1,5/1,5–3,8 Па, рН = 8,5, Ж = 2,5–7,5 ммоль/л.

Смазывающие и противоизносные свойства буровых растворов повышали путем ввода нефти (ввода МНБ и реже через всасывающий коллектор бурового насоса).

Испытания пресных буровых растворов пониженной плотности были проведены на скважинах № 731, 381 и 233 Баклановской площади. За базу

160