Эффективность применения безглинистых буровых растворов на основе пластовых вод

Испытания безглинистого бурового раствора приведены на 20 скважинах в ООО «Лукойл-Пермь», «Пермнефть» и 27 скважинах «Удмуртнефть».

Испытания безглинистых буровых растворов на основе пластовых вод проведены при бурении скважин 159, 158, 155, 157, 201, 210, 109, 161, 170 и 206 Рассветной площади. За базу для сравнения приняты скважины 172, 114, 122, 106, 171, 163, 174 и 160, пробуренные с промывкой глинистыми буровыми растворами. Все скважины на Рассветной площади 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/сек, 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 мае. % 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 мае. % ПАА для полного осаждения тонкодисперсной составляющей шлама выбуренных пород— в ходе долбления его концентрацию доводили до 0,1-0,2 мае. %. Раствор ПАА 1,0%-ной 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 в желоба. 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 мае. % БеСЬили КАЦАО^в виде 10%-ных водных растворов.

В процессе бурения после каждого долбления производили чистку отстойников от шлама. При большом содержании в суспензии выбуренных пород чистку отстойников производили при наращивании инструмента. Ввиду несвоевременной доставки ПАА и недостаточного его количества на ряде скважин производили совместную обработку раствором ПАА и КССБ в количестве 0,1 и 1,0 мае. % соответственно. В результате вышеуказанных обработок получали безглинистые буровые растворы со следующими показателями свойств: р= 1020-1040 кг/м³; УВ_5Оо = 15-16 с; Ф = (9-12) х 10'⁶ м³; pH = 7; Ощо = 0/0 Па; Ж = 45-80,0 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 оставалось в пределах 1020-1040 кг/м³. В сравнении с бсзглинистыми буровыми растворами глинистые растворы в процессе бурения самоутя-желялись до р = 1160-1180 кг/м³.

Испытание безглинистого бурового раствора на основе пластовых вод на Асюльском месторождении проведены при бурении скважинах 210, 364, 354, 330, 328, 357, 375, и 368.

Для сравнения приняты скважины 258, 355, 352, 445 и 342, пробуренные на этой же площади с промывкой глинистыми растворами. Все скважины пробурены в аналогичных геологотехнических условиях по однотипной конструкции с буровых установок БУ-75БрЭ 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 ЦА-320М и глиномешалок МГ-2-4 по технологии, применявшейся на Рассветной площади. Показатели свойств безглинистого бурового раствора в процессе бурения оставались стабильными. На Рус-саковской площади испытания безглинистого бурового раствора проведены при бурении скважин 222 и 243. За базу для сравнения приняты скважины 232, 229, 226, 220, 244, 240 и 227, пробуренные на этой же площади с промывкой глинистыми буровыми растворами. Все скважины пробурены в аналогичных геолого-технических условиях по однотипной конструкции с буровых установок БУ-75БрЭ при одинаковых режимах бурения: нагрузка на долото— 16-18 кН, расход раствора— 98-108 м³/ч, давление нагнетания — 12-14 МПа.

В качестве забойных двигателей использовали турбобуры типа ЗТСШ-195, промывку осуществляли одним насосом У8-6М и одним насосом БрН-1. Скважины 222, 232, 229, 226 и 220 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 МГ-2 по технологии, применявшейся на Рассветной площади. Расход ПАА и КАЦБОДг для снижения показателя фильтрации безглинистого раствора составлял 0,2 и 0,1-0,3 мае. % соответственно. Раствор ПАА готовили из сухого порошкообразного реагента японского производства в виде 0,5-1,0%-го раствора. В результате обработки растворы имели следующие показатели: р = 1020-1030 кг/м³; УВ_5Оо = 15-16 с; Ф = (12-13) х 10'⁶ м³; pH = 7; Oi/ю = 0/0 Па; Ж = 40-50,0 ммоль/л. Показатели раствора оставались стабильными в процессе бурения.

В ОАО «Удмуртнефть» безглинистые буровые растворы на основе пластовых вод испытывались при бурении 33 скважин Гремихинской, Прикамской и Мишкинской площадей. Для сравнения взяты 30 скважин, пробуренных на вышеуказанных площадях в аналогичных геолого-технических условиях с промывкой глинистым раствором. Сравниваемые скважины 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-75БрЭ. Сравнение показателей 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/сек, 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 мае. % ПАА и 0,01-0,02 мае. % 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, по скважинам, пробуренным на Рассветной и Асюльской и Гремихинской площадях с промывкой безглинистыми буровыми растворами достигнуто повышение коммерческой скорости бурения на 10,5, 33 и 65 % соответственно (таблица 1.65).

Таблица 1.65

Сравнение коммерческой скорости бурения по скважинам, пробуренным с промывкой безглинистыми и глинистыми буровыми растворами

Повышение скоростей бурения достигнуто за счет увеличения показателей работы долот, уменьшения затрат времени на работы, связанные с приготовлением и обработкой раствора (таблицы 1.66, 1.67). Так, по скважинам, пробуренным 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 по скважинам, пробуренным в ОАО «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 стойкости долот 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 позволило 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 безгли-нистого 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, высокая его 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 проведено сравнение показателей работы винтовых забойных двигателей Д1-195, используемых при бурении скважин на Кокуйском месторождении Кунгурского УРБ.

Для анализа взято 6 скважин, пробуренных на глинистом растворе с показателями свойств: р = 1130-1160 кг/м³; УВ_5Оо= 20-30 с; Ф = (7-11) х 10⁶ м³; pH = 7,5-8; 5 = 1 х 10³м и 8 скважин на безглинистом с показателями свойств: р = 1160-1100 кг/м³; УВ_5оо= 17-19 с; Ф = (5-8) х 10⁶ м³; pH = 7,5; 8 = пленка.

Таблица 1.66

Сравнение показателей работы долот, затрат времени на заготовку раствора, стоимости и веса интервалов и химических реагентов для приготовления и обработки безглинистых и глинистых буровых растворов ПО «Пермнефть»

Т а б л и ц а 1.67

Сравнение показателей работы долот, времени на заготовку раствора, стоимости материалов и химических реагентов для приготовления и обработки безглинистых и глинистых буровых растворов ПО «Удмуртнефть»

Сравниваемые скважины пробурены в идентичных геолого-технических 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 (таблица 1.68).

Таблица 1.68

Влияние типов буровых растворов на показатели работы винтовых забойных двигателей

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, заключающейся в том, что в качестве его основного компонента используется пластовая вода, а расход реагентов-регуляторов фильтрации весьма низок и, как правило, не превышает 0,2 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 (таблицы 1.66, 1.67).Это обусловлено уменьшением общей трудоемкости и устойчивостью показателей этих растворов во времени и с глубиной.

Наряду с указанным, применение этого раствора позволяет сократить 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 кавериограмм выполнен по 16 скважинам Рассветной и 6 скважинам Баклановской площадей, пробуренным с промывкой глинистыми буровыми растворами. Все скважины пробурены в аналогичных условиях по однотипной конструкции при одинаковых показателях режимов бурения.

Установлено, что применение безглинистого бурового позволяет уменьшить объем каверн в сравнении с глинистым в 2,3 и 3,2 раза на Рассветной и Баклановской площадях соответственно (таблица 1.69).

Таблица 1.69

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, пробуренным с промывкой безглинистыми буровыми растворами, увеличился в 2,2 раза, а с неудовлетворительным снизился почти в 5 раз в сравнении 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 в установке скребков для удаления глинистой корки. В определенной мере упрощается технология цементирования, так как нет необходимости перед цементным раствором закачать буферную жидкость.

За 1984-1985 годы с промывкой безглинистыми буровыми растворами на основе пластовых вод пробурено 262 скважины с общей проходкой 409,5 тыс. м (таблица 1.70).

Таблица 1.70

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».