УДК 622.244.442.063 © П.В.Киселев, В.А.Махоро, 1998
П.В.Киселев, В.А.Махоро (УдмуртНИПИнефть)
P.V.Kisilev, V.A.Mahoro (UdmurtNIPIneft)
Разработка и применение специальных буровых растворов для бурения горизонтальных скважин
Development and application of specialized drilling muds for drilling of horizontal wells
О
A softwear package for determination of optimum well circulating parameters and drilling mud properties has been developed. Calculations have been conducted to show, that drilling of slim hole horizontal wells requires application of muds with increased yield dynamic stress and relativily low plastic viscosity. Drilling muds with enhanced structural-mechanical properties are proposed.
пыт строительства горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС) в ОАО «Удмуртнефть» показывает, что вопросу выбора оптимальной гидравлической программы промывки и свойств буровых растворов необходимо уделять первостепенное внимание. Технология промывки скважин в значительной мере определяет технико-экономические показатели и качество строительства скважин.
При бурении горизонтальных скважин требования к основным функциям процесса промывки становятся жестче, чем при бурении обычных скважин. Степень влияния состава и свойств бурового раствора на продуктивность ГС значительно возрастает в результате увеличения времени вскрытия пласта из-за значительно большей площади поверхности, через которую в пласт поступают фильтрат и твердая фаза бурового раствора. Существенно ухудшаются в ГС условия выноса шлама, что требует изменения параметров бурового раствора с целью повышения его транспортной эффективности. Ужесточаются также требования к смазывающим и ингибирующим свойствам бурового раствора. Изменение по сравнению с вертикальными скважинами напряженного состояния в приствольной зоне требует пересмотра традиционных подходов к выбору плотности бурового раствора.
При бурении первых ГС на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» (скв. 3253, 3259, 3261 Кезского месторождения и скв. 450 Мишкинского месторождения)
применялся глинистый буровой раствор, утяжеленный карбонатным утяжелителем. Высокое содержание в нем твердой фазы снижало технико-экономические показатели бурения, приводило к большим затратам материалов и времени на приготовление и обработку бурового раствора. Бурение резко искривленного и горизонтального участков ствола сопровождалось нарушением устойчивости стенок скважины, прилипанием бурового инструмента. Из-за больших сил трения нагрузка на долото не передавалась, что явилось причиной прекращения дальнейшего углубления горизонтального ствола в скв. 3253 Кезского месторождения.
На основе опыта бурения первых ГС было принято решение отказаться от использования глинистого бурового раствора. Для бурения ГС была разработана рецептура безглинистого полимералюми-натного карбонатного бурового раствора
(ПАКБР).
За счет низкого содержания твердой фазы и хороших смазывающих свойств ПАКБР были значительно повышены технико-экономические показатели бурения, увеличились проходка на долото и скорость бурения. Так, при применении ПАКБР средняя механическая скорость бурения на Мишкинском месторождении почти в 2 раза выше, а проходка на долото на 20 % больше, чем при бурении с промывкой глинистым раствором.
При бурении горизонтального участка ствола долотами диаметром 215,9 мм с применением ПАКБР практически не возникало проблем с очисткой ствола скважины от шлама. Однако при перехо-
де на облегченную конструкцию ГС и бурение БГС, для которых стали использовать долота диаметром 120,6 - 146 мм, увеличилось число аварий и осложнений, связанных с плохой очисткой ствола скважины. Свойства бурового раствора и средняя скорость течения в затрубном пространстве при изменении конструкции скважины практически не изменились. Ухудшение условий выноса шлама связано с уменьшением геометрических размеров кольцевого пространства и увеличением влияния пристеночных эффектов. Проведенные расчеты показывают, что при уменьшении диаметра скважины с 216 до 120 мм при применяемых буровом растворе и режимах промывки площадь сечения ядра потока, в котором скорость движения бурового раствора выше средней по потоку, снижается с 85 до 58%. Соответственно ухудшаются условия транспортирования шлама.
Для обеспечения безаварийной проводки ГС малых диаметров необходимо изменить свойства бурового раствора и режимы его циркуляции. Эта задача должна решаться комплексно. Свойства бурового раствора и режим промывки должны обеспечивать решение основных проблем: сохранение устойчивости стенок скважины, вынос шлама, предупреждение прихватов, снижение сил трения при бурении и спуске обсадных колонн, возможность проведения каротажа, обеспечение проектного темпа углубления скважины, максимальное сохранение коллек-торских свойств призабойной зоны пласта (ПЗП). Требуется найти оптимальное соотношение свойств бурового рас-
22 3/1998
твора и гидравлических характеристик процесса, т.е. представить задачу как процесс оптимизации.
Для обеспечения системного подхода к ее решению необходимо представить задачу в виде математического описания. Применительно к процессу промывки скважин целесообразно принять в качестве целевой функции условие обеспечения минимальных потерь давления в за-трубном пространстве. Принятие данного критерия позволяет снизить гидродинамическую составляющую давления на призабойную зону продуктивного пласта и тем самым обеспечить большую сохранность коллекторских свойств, повысить к.п.д. технологического процесса за счет увеличения доли перепада давления на долоте и турбобуре.
Оптимальные режимы промывки и свойства бурового раствора определяются с учетом ограничений, предъявляемых следующими требованиями:
^ транспортирование шлама по стволу скважины;
^ отсутствие проявления флюидов и обеспечение устойчивости стенок скважины;
^ отсутствие поглощения бурового раствора;
^ обеспечение допустимой подачи насосов по условиям работы забойного двигателя.
На основе изложенного подхода разработана программа ЭВМ, позволяющая определить оптимальные режимные параметры промывки и свойства бурового раствора. Программа позволяет решать задачу оптимизации свойств бурового раствора и подачи буровых насосов при моделировании различных условий строительства и конструкций ГС. Проведенные расчеты показали, что для бурения горизонтальных стволов малого диаметра необходимы буровые растворы с повышенным предельным динамическим напряжением сдвига при относительно низкой пластической вязкости.
Основным параметром, обеспечивающим безопасность и безаварийность буровых работ, является плотность бурового раствора. С увеличением плотности повышается гидростатическое давление в стволе скважины и, следовательно, снижается вероятность выброса пластового флюида, повышается устойчивость стенок скважины, улучшаются условия выноса шлама. Вместе с тем, с ростом плотности ухудшаются технико-экономические показатели бурения, повышается степень кольматации ПЗП.
1 V
/ \
\
20 40 60 80 1 00 1 20 140 1 60 1 8 Размер частиц твердой фазы, мкм
-размер частиц твердой фазы
нормированная плотность вероятности
0,06 .
0,05 J
0,04 ¡1
0,03 is
0,02 i|
0,01 £|
i =
Сопоставление нормированной плотности вероятности размеров поровых каналов продуктивного пласта и размера частиц твердой фазы бурового раствора, содержащего карбонатный утяжелитель
Выбор оптимальной плотности бурового раствора является комплексной задачей. Для определения допустимого интервала изменения плотности бурового раствора, выход за пределы которого осложнит бурение, могут быть применены методы математического моделирования на основе теории механики деформируемого твердого тела. Проведенные расчеты показывают, что интервал допустимого изменения плотности бурового раствора сужается с увеличением угла наклона скважины.
Важнейшим требованием к буровому раствору, применяемому при бурении ГС, является максимальное сохранение проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта. Загрязнение ее происходит за счет проникновения в нее фильтрата и твердой фазы бурового раствора. Для снижения кольматации ПЗП твердой фазой бурового раствора в рецептурах были использованы карбонатные дисперсные утяжеляющие и коркообразую-щие добавки. Как показали проведенные исследования на лазерном дифракционном микроанализаторе, размер частиц твердой фазы в применяемых полимера-люминатных карбонатных буровых растворах изменяется от 14 до 150 мкм. Для сравнения, размер частиц твердой фазы глинистого раствора не более 3 мкм. Преобладающие размеры каналов фильтрации, характерные для разновозрастных известняковых коллекторов по-рового типа на месторождениях Удмуртии, составляют 1 - 14 мкм [2]. Распределение по размерам частиц твердой фазы ПАКБР, исследованное на лазерном дифракционном микроанализаторе Ана-лизетте 22, и характерное распределение нормированной плотности вероятности эквивалентных поровых каналов, полученное по результатам исследований образцов керна, отобранных из продуктивного пласта Мишкинского месторождения, приведены на рисунке. Установлено, что гранулометрический состав твердой
фазы ПАКБР соответствует структуре порового пространства продуктивного пласта и в отличие от глинистого раствора исключает глубокую кольматацию
ПЗП.
Особую важность при бурении ГС приобретают ингибирующие свойства буровых растворов по отношению к породам, слагающим стенки скважины, и буровому шламу. Следует отметить три основных момента, требующих при бурении ГС уделить особое внимание ингибирую-щим свойствам бурового раствора: обеспечение устойчивости ствола скважины при бурении в интервалах пород, склонных к гидратации; предотвращение снижения проницаемости ПЗП за счет набухания глинистых частиц в продуктивном пласте; предотвращение диспергирования и гидратации бурового шлама, так как отдельные частицы бурового шлама выносятся при промывке горизонтального ствола лучше, чем вязкая гидратиро-ванная масса шлама.
Наилучшей ингибирующей способностью обладают буровые растворы на углеводородной основе. В
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.