книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах

рых частицы шлама ведут себя по-разному в восходящем потоке бурового раствора:

—О—30°С — равномерное распределение частиц шлама;

—30—60°С — повышение концентрации шлама в нижней части затрубного пространства, образование осадка в нижней части затрубного пространства, который сползает вниз против течения бурового рас­ твора;

—60—90°С осаждение шлама на нижней части затрубного пространства, исчезновение тенденции сползания шлама против течения бурового

раствора (дюнообразование).

Величины критических углов и соответствующих им критических диапа­ зонов могут изменяться и регулироваться подбором бурового раствора, его реологией, режимом промывки и бурения, применением соответствующих КНБК.

Маловязкий буровой раствор при турбулентном режиме течения обеспе­ чивает вынос шлама из скважины при значениях зенитного угла менее 30" и более 60", однако несущая способность такого бурового раствора в турбу­ лентном режиме недостаточна в интервале значений зенитного угла сква­ жины от 30" до 60"

Эффективный транспорт шлама в горизонтальном БС может быть обес­ печен и при ламинарном режиме течения бурового раствора. При этом обя­ зательным требованием является высокая эффективная вязкость бурового раствора при малых скоростях сдвига, наряду с максимальной возможной скоростью вращения бурильной колонны и периодическим ее расхажива­ нием. Указанные требования принимают критический характер в диапазо­ не зенитных углов ствола скважины от 30° до 60°

Проектирование гидравлической программы промывки необходимо на­ чинать с определения требуемого объема, расхода и типа промывочной жидкости, обеспечивающей очистку забоя от металла разбуриваемого уча­ стка колонн и шлама, их транспортирования в кольцевом пространстве.

12.1. Проектирование расхода бурового раствора [46]

В общем случае проектная величина расхода бурового раствора должна находиться в пределах [46]

где Qmin, Qmax — граничные в конкретных условиях величины Q. Минимальные значения Qmin проектируется из условия нормальной

(полной) очистки забоя скважины от выбуренной или осыпающейся поро­ ды по формуле:

где Vk — средняя скорость восходящего потока вкольцевом пространстве, м/с; dc — диаметр скважины, м; dH— минимальный наружный диаметр, м.

Средняя скорость Vk определяется по формуле:

где VB— скорость витания частиц шлама в кольцевом пространстве, м/с, определяемая по формуле:

v- ■

где R —постоянная Ретгингера (R=5.72м/с); d., — диаметр частиц шлама, м; ргп — плотность горной породы, кг/м3; dH— плотность бурового раствора в кольцевом пространстве, кг/м3.

Технологический необходимый расход бурового раствора определяется

где QTH— технологически необходимая для обеспечения процесса углубле­ ния скважины величина расхода бурового раствора, м3/с; р — максимально технологически необходимое давление на выкиде буровых насосов, МПа [81]; Р, — давление, которое необходимо поддерживать для доразрушения частиц породы на забое скважины, очистки забоя и преодоления сопротив­ лений при выходе жидкости со шламом из-под долота, МПа; PR — гидро­ импульсное давление срабатываемое на долоте (принимается 2—3 МПа); р„ р2 — соответственно, плотность промывочной жидкости внутри бурильных труб и затрубном пространстве, кг/м3; 1|, !j — длины секций бурильных труб с различными диаметрами и толщинами стенок труб, соответственно, м; Ь:, bj — коэффициенты гидросопротивления, зависящие от длины труб, м , а, — коэффициент гидроспротивления, не зависящий от глубины скважи­ ны, м'4:

где ас, ам, ав, а^, — коэффициенты, учитывающие гидросопротивления в стояке, манифольде, вертлюге и ведущей трубе, соответственно, м'4.

Коэффициенты гидросопротивления Ь, и bj рассчитываются по форму­ лам:

где dc — диаметр скважины, м; dH— наружный диаметр бурильных труб, м. Показатель несущей способности бурового раствора для бурения БС с горизонтальным участком рекомендуется определять по методике, изло­

женной в работе [36].

В результате анализа существующих методик оценки несущей способно­ сти бурового раствора и промысловых данных с помощью компьютерного моделирования в работе [47] получена следующая зависимость для оценки степени очистки ствола скважины:

где Кн — показатель несущей способности; Q — расход жидкости, м3/с; к —

Т а б л и ц а 12.1. Типы буровых растворов для бурения БС на месторождениях ОАО

«Сургутнефтегаз»

П р и м е ч а н и е : * по состоянию на 2001 г.

коэффициент консистентности степенной модели, Па • с; dH— наружный диаметр колонны, м; а > 30° — зенитный угол ствола скважины.

Выразив коэффициент к через пластическую вязкость и динамическое напряжение сдвига, уравнение (12.9) можем привести к виду, рекомендуе­ мому для применения на стадии проектирования:

Предложенные формулы являются эмпирическими, однако получаемые при их использовании результаты достоверно совпадают с реальными дан­ ными проводки горизонтальных скважин с помощью забойных двигателей в породах, представленных переслаиванием песчаников и глин, с использо­ ванием шарошечных долот скалывающего типа диаметром с!д = 215,9 при следующих параметрах: dCKB= 226,7 мм (с учетом кавернозности ствола), dH - 127 мм, рр = Ю50 кг/м3, т0 = 3 Па, г] = 0,02 Па • с.

Например, основываясь на данных о конструкции основного ствола скважин, строении коллектора и способе заканчивания БС, на группе ме­ сторождений ОАО «Сургутнефтегаз» при бурении вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных боковых стволов испытаны и применяют­ ся следующее системы буровых растворов (табл. 12.1) [30, 48, 49].

Система промывочной жидкости №1, представляющая собой водный раствор хлористого натрия различной плотности, применяется для глуше­ ния скважин при их ремонте, установке технологического цементного мос­ та и фрезерования эксплуатационной колонны — вырезания участка колон­ ны либо «окна» в ней.

Системы БР № 2, № 3 из-за низкой их эффективности — снижения ФЕС продуктивной части пласта, затяжек и прихватов КНБК и колоннхвостовиков — в настоящее время при бурении БС практически не приме­ няются.

12.2.Выбор типа бурового раствора для зарезки бокового ствола

Сцелью выбора бурового раствора, обеспечивающего качественное и безаварийное бурение бокового ствола и максимальное сохранение коллек­

торских свойств пласта, в ТО «СургутНИПИнефть» (под руководством О. А. Лушпеевой) проведены комплексные лабораторные и опытно-промы­ словые исследования различных типов буровых растворов.

Для исследований были выбраны растворы с низким содержанием твер­ дой фазы на основе акриловых компонентов КЕМ PAS и POLY КЕМ D, биополимерный раствор фирмы ИКФ (Интернейшл Касп Флюиде), соле­ вой биополимерный полипропиленгликолевый раствор СБПР (разработан

ООО «СургутНИПИнефть» совместно со специалистами ОАО «РоснефтьТермнефть» и НПО «Бурение»),

Растворы на основе акриловых полимеров получают путем естественной наработки в процессе разбуривания интервалов, сложенных легко диспер­ гируемыми монтмориллонитовыми глинами, и поэтапного ввода полиме­ ров. Благодаря ингибирующим селективным свойствам акрилатов, процесс перехода глины регулируется. В результате к вскрытию продуктивного пла­ ста получают раствор с удовлетворительными фильтрационными и трибо­ техническими свойствами. Эти растворы широко применяются для массо­ вого эксплуатационного бурения, однако имеют ряд недостатков, ограничи­ вающих их использование при бурении БГС. К основным из них следует от­ нести недостаточную удерживающую и выносящую способность, обуслов­ ленную особенностями реологических свойств, неустойчивость в высокоми­ нерализованных средах, закупоривание поровых каналов нерастворимыми соединениями, образующимися при взаимодействии с пластовыми водами.

Буровые растворы на основе природных биополимеров таких недостат­ ков лишены. Регулируемые псевдопластичные свойства данных реагентов позволяют получать системы растворов с полным выводом твердой фазы. Эффект ингибирования и утяжеления достигается за счет использования солей натрия и калия, агрессию которых биополимеры выдерживают вплоть до полного насыщения. Регуляторами фильтрации в таких системах могут служить карбоксиметилцеллюлоза и модифицированные крахмалы.

Бурение скважин в низкопроницаемых заглинизированных коллекторах предполагает использование ингибированного раствора с регулируемыми поверхностно-активными и смазочными свойствами. Среди буровых рас­ творов на водной основе таковыми являются полигликолевые растворы. К основным их преимуществам относятся:

—гидрофобизация поверхности долот и глинистых частиц, что предот­ вращает налипание разбуриваемой породы, диспергирование ее в рас­ творе и, как следствие, повышение проходки и устойчивости ствола скважины;

—уменьшение крутящего момента и трения;

—безопасность для окружающей природной среды.

В состав СБПР входит смесь полипропиленгликолей разной молекуляр­ ной массы в количестве от 0,3 до 1 %.

Состав и технологические свойства рассмотренных буровых растворов приведены в табл. 12.2.

Для изучения влияния буровых растворов на основе акриловых полиме­ ров и биополимеров на коллекторские свойства пород на установке по оценке повреждения пласта (FDES — 650Z) проведены экспериментальные исследования на керновом материале, отобранном из продуктивного пласта АС|0 Лянторского месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» [49].

Критериями оценки степени влияния раствора на коллекторские свой­ ства пласта были приняты коэффициент восстановления проницаемости (отношение проницаемости образцов керна после воздействия бурового раствора к первоначальной) и скорость фильтрации бурового раствора в коллектор. Коэффициент восстановления проницаемости полной колонки кернов, состоящей из трех образцов, после воздействия биополимерного раствора в 1,8 раза выше, чем после воздействия полимерглинистого рас­ твора. Скорость фильтрации промывочной жидкости на основе биополиме­ ра на порядок ниже скорости фильтрации полимерглинистого раствора, об­ работанного акриловыми реагентами, и имеет затухающий характер.

По результатам лабораторных исследований для опытно-промысловых работ были выбраны биополимерные растворы фирм ИКФ, СБР и СБПР. Целью опытно-промысловых работ являлось определение оптимальной ре­ цептуры бурового раствора для бурения боковых стволов на объекты с раз­ личными геолого-геофизическими свойствами (пористостью, проницаемо­ стью, глинистостью). В соответствии с программой работ биополимерный раствор фирм ИКФ и СБР применяли для бурения в низкопроницаемых (проницаемость менее 0,1 мкм2) и высокопроницаемых (более 0,2 мкм2) коллекторах. СБПР испытывали при бурении скважин в низкопроницае­ мых заглинизированных коллекторах.

С использованием раствора ИКФ пробурено более 25 скважин, СБР — 3 скважины, СБПР — 2 скважины.

Все три системы биополимерных растворов доказали высокую техноло­ гическую эффективность при их применении. В целом оценивая эффектив­ ность их применения, можно привести следующие факты.

В результате приведенных опытно-промысловых работ было получено кратное увеличение дебита БГС по сравнению с дебитом основного ствола. Кратность увеличения дебита нефти в БГС, пробуренных из скважин Лянторского месторождения (пласт АС9_10), составила 3,5 раза при средней длине горизонтального ствола 98 м. Дебит нефти в БГС, пробуренных на пласт БСю Восточно-Сургутского месторождения, по сравнению с основ­ ным стволом, увеличился в среднем в 7,9 раза (при длине горизонтального ствола 185 м), а для пласта ЮС2 — в 15,7 раза, соответственно (средняя длина горизонтальной части ствола — 303 м).

Гидродинамические исследования, проведенные в скв. № 3002, пробу­ ренной с промывкой СБПР, показали отрицательные значение скин-эф­ фекта (-1,8).

Полученные результаты свидетельствуют о высоком качестве вскрытия

продуктивных пластов.

Таким образом, проведенные лабораторные исследования и опытно­ промысловые работы свидетельствуют о целесообразности применения биополимерных буровых растворов при бурении боковых стволов.

Как показали сравнительные испытания различных типов буровых рас­ творов, биополимерные системы наиболее полно удовлетворяют условиям бурения боковых стволов малого диаметра с горизонтальным вскрытием продуктивных залежей нефти и газа.

Их основные достоинства:

—дают наилучшие результаты при бурении протяженных стволов мало­ го диаметра, вторых стволов и бурения скважин установками с гибкой трубой;

—хороший реологический профиль раствора позволяет обеспечивать высокое качество очистки наклонных и горизонтальных стволов от выбуренного шлама;

—безглинистый характер системы позволяет обеспечивать высокую ста­ бильность раствора, облегчается его приготовление и обслуживание;

—высокие ингибирующие свойства, низкая водоотдача и специально подобранные полимеры позволяют достичь высокого качества вскры­ тия продуктивных горизонтов, особенно в истощенных малопрони­ цаемых песчаниках (ожидаемый коэффициент восстановления прони­ цаемости — 86—96 %);

—высокие смазывающие способности (коэффициент трения биополимерных растров на 20—25 % ниже любого глинистого раствора, ис­ пользующего смазывающие добавки) позволяют облегчить проводку скважины и проведение ГИС;

—особый реологический профиль системы позволяет снизить потери давления в системе по сравнению с глинистыми растворами на 20— 30 %. h

12.3.Состав и свойства солевого биополимерного раствора

Солевой биополимерный раствор — ингибирующий псевдопластичный буровой раствор с малым содержанием твердой фазы, обладающий высоки­ ми удерживающими и выносящими способностями, требуемыми стабиль­ ными реологическими и тиксотропными свойствами, достаточными сма­ зочными характеристиками, защищающий призабойную зону пласта от глубокого проникновения фильтрата, сохраняя его коллекторские свойства. Экологически безопасен. Представляет собой водный раствор хлорида на­ трия, обработанный реагентом КМЦ (Tylose, Garbosa) и биополимером (КЕМ X) (табл. 12.3).

Компоненты раствора:

КМЦ (Tylose, Garbosa) — натриевая карбоксиметилцеллюлоза. предна­ значена для снижения водоотдачи и регулирования вязкости бурового

раствора. Реагент действует как стабилизатор технологических парамет­ ров раствора и защитный коллоид. Пленкообразующие свойства длинноце­ почных молекул реагента обеспечивают снижение фильтруемое™ твердых частиц в поры породы и стабилизацию стенок скважины (стабилизацию глин). Эффективен как понизитель фильтрации солевых буровых растворов при высоком содержании хлорида натрия вплоть до насыщения.

КЕМ X — высококачественный ксантановый биополимер на основе ксантановой смолы КСМХ, производимый зарубежной фирмой КЕЛЕТРОН. Обеспечивает требуемые реологические свойства СВР, улучшает удерживающие и выносящие способности. Позволяет получить высокие показатели эффективной вязкости при низкой скорости сдвига (ВНСС), снижая зону вторжения раствора и фильтрата в пласт. Плотностью биоразлагаем, растворим в кислотах.

Хлорид натрия (NaCl) — ингибитор гидратации глинистых частиц (как выбуренного шлама, так и в матрице породы-коллектора), а также обеспе­ чивает регулирование плотности раствора.

Состав исходного раствора плотностью 1080—1120кг/м3, % об.:

Примечание: при увеличении продолжительности бурения ствола сква-