В статье автор пытается определить оптимальные свойства и состав буровой промывочной жидкости для бурения направления, кондуктора, а также эксплуатационной колонны.
Ключевые слова: бурение, осложнение, промывочная жидкость.
Многочисленные осложнения, возникающие при бурении горизонтальных скважин, в основном связаны с применяемым буровым раствором. Некачественная очистка ствола скважины, слишком высокий крутящий момент инструмента, сопротивление расхаживанию бурильной колонны, зашламление ствола скважины породой, прихваты бурильной колонны, нарушение устойчивости стенок скважины, потеря циркуляции, плохое качество цементирования, осложнения при спуске каротажного инструмента на стальном канате и другие проблемы могут быть следствием несоответствия буровой промывочной жидкости условиям бурения.
Для обеспечения нормальной проводки скважин необходимо применять только качественный раствор буровой промывочной жидкости. Основным средством для предотвращения осложнений в процессе проводки скважин является применение промывочных агентов соответствующего качества, способных создавать необходимое противодавление на продуктивный пласт, предупреждая выбросы и открытое фонтанирование. Свойства и состав промывочного агента должны способствовать предупреждению обвалов (осыпи), набухание, пластичное течение (ползучесть), химическое растворение, размыв пород стенок скважины, обеспечивать создание минимальной зоны проникновения фильтрата в продуктивные пласты и сохранять фильтрационные емкостные свойства пласта, способствовать качественной промывке ствола скважины и выносу породы. В этой связи буровая промывочная жидкость должна иметь состав и свойства, которые обеспечивали бы возможность борьбы с большинством из возможных осложнений и не оказывали негативного влияния на коллекторские свойства пластов и пропластков.
При выборе типов буровых промывочных жидкостей необходимо придерживаться следующим требованиям:
− для приготовления буровых жидкостей использовать экологически безопасные компоненты;
− максимально снизить отрицательное воздействие жидкости на продуктивный пласт;
− обеспечить возможность получения максимальной геолого-технологической информации от скважины;
− обеспечить качественную промывку ствола скважины и работу забойных двигателей;
− уменьшить эрозию ствола скважины;
− максимально сократить общий объем отработанного бурового промывочного раствора.
Параметры буровой промывочной жидкости определяются в первую очередь необходимостью создания гидростатического давления в стволе скважины, которое позволит сохранить устойчивость стенок скважины, а также препятствующего проявлению пластового и порового давления. При бурении проектных скважин используется глинистый раствор, параметры которого поддерживаются, исходя из опыта бурения скважин непосредственно в пределах многих месторождений с учетом ожидаемых осложнений. Одной из особенностей месторождений является то, что в верхней части разреза месторождения находится мощная толща многолетнемерзлых породах (ММП).
Для борьбы с возможными поглощениями и проявлениями предусматривается запас глинистого раствора не менее двух объемов скважины на кустовой площадке. Параметры промывочной жидкости в заданных пределах поддерживаются обработкой химреагентами: КМЦ-600, ГКЖ-10(11), кальцинированная сода. С целью профилактики прихватов в процессе бурения скважин рекомендуется применять смазывающие добавки (СКЖ, ЛТМ, графит), которые улучшают фрикционные свойства глинистой корки. При подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны раствор обрабатывается смазывающей добавкой 0,25 % или графитом — 0,8 %.
Для бурения под направление из экологических соображений следует использовать пресный глинистый раствор, не содержащий экологически опасных химических реагентов. Раствор готовится заново или на основе отработанного пресного глинистого раствора с соседних скважин. При приготовлении нового бурового раствора в его состав вводится глино-порошок марки ПБГ для получения нужной плотности.
Бурение под кондуктор проводится в интервалах песков, супесей, переходящих в чередование слабосцементированных песков и глин. Обсадная колонна при спуске иногда не доходит до забоя вследствие осложнений кавернообразование, осыпи и обвалы стенок скважины. В интервале происходит перегрузка бурового раствора твердой фазой, разбавление раствора пластовыми водами. В связи с этим, основная проблема при бурении под кондуктор — укрепление стенок скважины. Следовательно, необходимо придерживаться максимальной скорости проходки, применять буровой раствор расчетной плотности и повышенной вязкости. При этом раствор должен обладать хорошими коркообразованием, небольшой водоотдачей, надежными ингибирующими и смазывающими свойствами. Предъявленным требованиям вполне отвечает полимерглинистый раствор, обработанный реагентом-флоккулятором (ГИПАН), который готовится с использованием раствора от бурения под направление.
Усредненная рецептура полимерглинистого раствора приведена в таблице 1.
Таблица 1
Усредненная рецептура полимерглинистого раствора
|
Реагент |
Назначение |
Норма расхода, кг/м 3 раствора |
|
Бентонит |
Структурообразование, регулирование плотности |
60 |
|
Гипан (гидролизованный полиакрилонитрил) |
Регулирование вязкости и структурно-механических свойств, флоккулирующее действие |
0.75 |
|
NaОН |
Повышение эффективности полимеров, повышение рН |
0.3 |
|
КМЦ-700 |
Повышение вязкости, снижение водоотдачи |
1.0 |
|
ФК-2000 |
Смазывающая добавка |
2.0 |
|
Бентонит ПБГ |
Утяжеление |
до нужной плотности |
Основные свойства полимерглинистого раствора, обработанного флоккулирующим реагентом, должны быть следующими: плотность 1,10 г/см3; условная вязкость 45÷55 сек, водоотдача 8 см3/30 мин.
При бурении интервала набора кривизны рекомендуется увеличить концентрацию полимеров и смазочной добавки в буровом растворе для снижения сил трения и облегчения проводки ствола скважины. В процессе бурения происходит естественная наработка раствора. При бурении данного интервала особое внимание следует уделить значениям плотности раствора, водоотдачи, вязкости и состоянию ствола скважины. Если позволяет устойчивость стенок скважины, плотность бурового раствора следует поддерживать на минимальном уровне для повышения скорости проходки по стволу скважины.
Рецептура раствора приведена в таблице 2.
Таблица 2
Рецептура раствора при бурении под эксплуатационную колонну
|
Реагент |
Назначение |
Норма расхода, кг/м 3 раствора |
|
Бентонит |
Структурообразование |
оставш. из р-ра под промежуточной колонны |
|
КМЦ-700 (КМЦ-300) |
Регулирование вязкости, снижение водоотдачи |
1.0 (1.0) |
|
SYPAN* (полиакрилат Na средней молекулярной массы) |
Флоккулирование глинистой фракции выбуренной породы, предотвращение диспергирования глинистых пород |
0.5 ÷ 0.7 |
|
DK DRILL* (добавка полиакриламидного типа) |
Снижение водоотдачи, регулирование вязкости |
0.2 |
|
НТФ (нитрилтриметилфосфо-новая кислота) |
Регулирование структурно-механических свойств |
0.2 |
|
NaОН |
Повышение эффективности полимеров, повышение рН |
0.3 |
|
ФК-2000 |
Смазывающая добавка |
2.0 |
Основные свойства полимерглинистого раствора с низким содержанием твердой фазы должны быть следующими: плотность 1,08÷1,10 г/см3; условная вязкость 20÷25 сек, водоотдача 7÷8 см3/30 мин.
Таким образом рассмотрены и определенны оптимальные свойства и состав бурового раствора для бурения направления, кондуктора, а также эксплуатационной колонны боковых и горизонтальных стволов скважин.
Литература:
- Разработка рецептуры буровых растворов для бурения круто наклонно-направленных и горизонтальных скважин [Электронный ресурс] // Специализированный журнал «Бурение и нефть». — Режим доступа: https://burneft.ru/archive/issues/2011–04/10.
- Технология бурения нефтяных и газовых скважин: учебник для студентов вузов. — В5 т. Т. 2 / под общ. ред. В. П. Овчинникова. –Тюмень: 2017. –577с.
- Статьи о буровых растворах [Электронный ресурс] // ООО «БурСвязьСтрой», Виктор Снисарь. — Режим доступа: http://gnb-ustanovki.ru/produkcia/burovie-smesi/stati-o-burovyx-rastvorax.html
- «Проект пробной эксплуатации Северо-Русского месторождения». Том 1: –283 стр.;
