CC BY
70
ГЕОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ НАУКИ
БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ БУРЕНИЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ И ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН Аманов M.A. Email: [email protected]
Аманов Мерген Аннамурадович — специалист, Инновационный научно-учебный центр, Международный университет нефти и газа, г. Ашхабад, Туркменистан
Аннотация: повышение технико-экономической эффективности бурения нефтяных и газовых скважин связано с использованием наиболее выгодных видов буровых растворов. Одним из основных требований, предъявляемых к буровым растворам, является повышение скорости бурения путем экономичного использования (расходования) химических реагентов и материалов, используемых для приготовления и обработки буровых растворов. Так же буровые растворы не должны отрицательно воздействовать на продуктивность пласта. В статье рассмотрены основные методы и способы бурения наклонно-направленных скважин, их профили, применяемое при отклонении от вертикали специальное оборудование и добавки, улучшающие необходимые качества бурового раствора. Содержание статьи представляет научный и практический интерес для широкого круга читателей, заинтересованных во внедрении наклонно-направленного бурения в своей практической и теоретической деятельности.
Ключевые слова: наклонно-направленные скважины, горизонтальные скважины, нефть, эксплуатация, шельф, залежь, бурение, запасы, буровой раствор.
DRILLING FLUIDS FOR DRILLING DIRECTIONAL AND VERTICAL
WELLS Amanov M.A.
Amanov Mergen Annamuradovich — Specialist, INNOVATIVE RESEARCH AND TRAINING CENTER, INTERNATIONAL OIL AND GAS UNIVERSITY, ASHGABAT, TURKMENISTAN
Abstract: improving the technical and economic efficiency of drilling of oil and gas wells is associated with usage of the most profitable types of drilling fluids. One of the main requirements for drilling fluids is increasing the drilling speed by economical use (expenditure) of chemicals and materials used for the preparation and processing of drilling fluids. Also, drilling fluids should not adversely affect the formation productivity. In article the main methods and ways of drilling obliquely of the directed wells, their profiles, the special equipment used at a deviation from a vertical and the additives improving necessary qualities of drilling mud fluid are considered. This article is of great scientific and practical interest for a wide range of readers interested in implementing of extended reach drilling in their practical and theoretical activities.
Keywords: obliquely and directed wells, horizontal wells, oil, operation, offshore, reservoir, drilling, reserves, drilling mud.
В процессе бурения применяемый буровой раствор отвечает конкретным технологическим требованиям к ряду основных его свойств, выражаемых количественно и требующих измерения, контроля и поддержания на заданном уровне. В зависимости от условий бурения нефтяных и газовых скважин, их глубины и сложности состава применяемых очистных агентов контроль их параметров можно подразделить на три уровня.
К первому уровню относится контроль параметров бурового раствора, обязательный для всех скважин (плотность, условная вязкость, статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации, толщина фильтрационной корки, стабильность, суточный отстой, содержание песка).
Второй уровень, соответствующий осложненным условиям бурения, дополняется определением пластической вязкости, предельного динамического напряжение сдвига, водоотдачи при повышенных температурах, содержания газа и нефти, состава твердой фазы, степени минерализации (содержание ионов Cа, Mg, Na, K, Cl и др.).
Третий, наиболее полный и детальный уровень контроля параметров буровых растворов, выполняемых специальными приборами для определения смазочных свойств раствора, термообработка растворов и другие параметры [1].
Многообразие условий бурения, с одной стороны, а также различия и требования, которые предъявляются на различных стадиях бурения скважины, с другой, обусловили появление нескольких типов промывочных жидкостей.
Все эти жидкости разделяются на три основные группы:
а) промывочные жидкости на водной основе;
б) промывочные жидкости на нефтяной основе;
в) газообразные рабочие агенты.
Опыт бурения показал, что при промывке водой резко сокращается расход глины, химических реагентов и объем работ. Улучшается общее состояние ствола скважины в карбонатных породах, значительно уменьшается число прихватов и затяжек бурильного инструмента. Однако вода не является универсальной промывочной жидкостью и имеет следующие недостатки, которые ограничивают область ее применения:
• она не способна образовать на стенках скважины тонкую и прочную корку, которая препятствовала бы осыпанию стенок и фильтрации промывочной жидкости в пласты;
• при прекращении циркуляции она не способна удерживать выбуренную породу во взвешенном состоянии;
• реагирование с частицами разбуриваемых пород, растворение и насыщение солями, которые вызывают коррозионное воздействие на оборудование и бурильный инструмент;
• проникновение по порам в пласт и резкое снижение эффективности проницаемости для нефти при вскрытии нефтенасыщенных пластов.
Глинистый раствор представляет собой коллоидно-дисперсную систему, которая образуется при весьма тщательном перемешивании глины с водой. В процессе такого перемешивания, а также в результате проникновения воды между отдельными частицами глины происходит диспергирование глины на мельчайшие частицы.
Растворы на глинистой основе имеют следующие преимущества:
• глинизация стенок скважины при разрушении горной породы;
• удерживание обломков выбуренной породы во взвешенном состоянии;
• возможно меньшее проникновение промывочной жидкости через стенки скважины в породу;
• не вызывает коррозию бурового оборудования и инструмента.
Отрицательной стороной глинистого раствора является следующее:
• при вскрытии нефтегазонасыщенных пластов проникновение в поры твердых частиц, которые могут снизить эффективность нефтегазоотдачи пластов [2, 5].
Для вскрытия продуктивных горизонтов с сохранением естественной проницаемости, а также для бурения в особо неустойчивых глинистых соленосных отложениях необходимо применение растворов на нефтяной основе. Растворы на нефтяной основе применяются для повышения отдачи нефтеносных пластов при вскрытии и гидравлическом разрыве, а также в неустойчивых глинисто-соленосных отложениях. В таких растворах дисперсионная среда представлена дизельным топливом, а дисперсная фаза тонкоразмолотым окисленным битумом. Устранение кольматации продуктивных горизонтов позволяет многократно повысить дебит нефти и газа [3].
Для повышения устойчивости стенок скважины и предупреждения осложнений была разработана и внедрена в производство рецептура ингибированной системы -алюмокальциевой раствор "АЛКАР-3М". Система стабилизирована лигносульфонатами. В качестве ингибитора, содержащего одновременно анионы (хромато-алюминаты, ферраты) и катионы (кальций, калий, магний) - приняты щелочные и кислотные гидролизаты портландцементов. В качестве гидрофобизирующего вещества поверхностное активное вещество (даллее ПАВ) ХТ-48.
Система "АЛКАР-3М" в силу своих ингибирующих свойств подавляет лиофильность глин, а также:
• позволяет безаварийно проходить коллоидальные глины (прихватоопасные пачки черных глин апшеронского яруса);
• приводит к значительной экономии химических реагентов за счет уменьшения числа обработок, так как раствор длительное время в процессе бурения сохраняет оптимальные вязкостные и структурно-механические свойства.
"АЛКАР-3М" обладает закрепляющими свойствами фильтрационной корки, за счет чего достигается повышение устойчивости приствольной зоны скважины. Одним из свойств "АЛКАР-3М" является набор прочности структуры во времени. Поэтому после длительных остановок (на период геофизических исследований и других) восстановление циркуляции раствора проводится поинтервально после спуска бурильного инструмента в обсаженную часть ствола скважины (башмак обсадных колонн). Это обуславливает седиментационную устойчивость раствора длительное время и снижает вероятность прихвата бурильной колонны за счет удержания частиц барита и выбуренной породы.
Продуктивные отложения месторождений Юго-Западного Туркменистана характеризуются сложным и неоднородным составом пород. Каждая из составных частей, взаимодействуя с фильтратом бурового раствора, предопределяет ухудшение коллекторских свойств и уменьшение притока углеводородных флюидов. Это ухудшение обусловлено преимущественно двумя процессами - набуханием глин и образованием эмульсий. Ослабление этих процессов осуществляется за счет применения буровых растворов, фильтраты которых обладают совокупностью ингибирующих и поверхностно-активных свойств. В зависимости от конкретных особенностей, в частности, степени заглинизованности коллекторов, растворы, содержащие минеральные ингибиторы и ПАВ ХТ-48, по сравнению с другими типами глинистых буровых растворов обладают лучшими свойствами (с минимальной фильтрацией воды в пласт), как при бурении скважины, так и при вскрытии продуктивных отложений.
Выбор бурового раствора для направленной скважины должен принимать во внимание несколько важных моментов: вчастности необходимость снижения риска прихвата колонны. Для этой цели с одной стороны нужно, чтобы удельный вес раствора был минимальным, но соответствовал рабочему давлению, а с другой стороны важна правильность составления формулы раствора [4]. Использование специальных добавок, а также оптимизация геологических, химических и физических характеристик раствора, позволяют минимизировать трение между стволом и буровой колонной, а также риск дифференциального давления, вызванного процессами фильтрации по причине образования тонкой, эластичной и непроницаемой фильтрационной корки, которая предотвращает проталкивание труб и, следовательно, их прилипание к стенкам ствола. Эти проблемы могут быть значительно минимизированы за счет использования обращенной эмульсии или бурового раствора на углеводородной основе.
На скважинах №37, №156, №200 месторождения Северного Готурдепе в качестве промывочной жидкости было рекомендовано использовать утяжеленные, химически обработанные буровые растворы на водной основе. Интервалы промежуточных колонн пробурены на алюмокальцевом буровом растворе типа "АЛКАР-3М". Все продуктивные пласты скважин №№37 и 200 былы вскрыты также на данном буровом растворе.
Скважина №156 в отличие от № 147 пробурена вертикально до проектной глубины 4300 метров с плотностью бурового раствора 1,40г/см3. С целью регенерации барита и удаления твердой фазы были использованы гидроциклоны, ситогидроциклоны и двойные центрифуги. Центрифуги постоянно использовалось для удержания твердой фазы в растворе. Продуктивные пласты скважин №156 рекомендовано вскрывать на углеводородном буровом растворе.
Для приготовления глинистого раствора и регулирования содержания твердой фазы, а также для затворения реагентов использовалась морская вода [6].
Список литературы / References
1. Ангелопуло О.К., Подгорное В.М., Авахов В.Э. Буровые растворы для осложненных условий М.: Недра, 2001.
2. Демихое В.И. Средства измерения параметров бурения скважин М.: Недра, 1990.
3. Тагирое К.М., Нефантов В.И. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии М.: Недра, 2003.
4. Гауф В.А. Программа по буровым растворам для бурения вторых стволов и вскрытие продуктивного пласта Федоровского УПНПиКРС// ОАО «Сургутнефтегаз» Волгоград, 1998.
5. Лушпеева О.А. Разработка и исследование рецептур буровых растворов для бурения боковых стволов // О.А. Лушпеева, Г.Б. Проводников, Н.Т. Кесева, Л.В. Корикова // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сборник научных трудов. Екатеринбург. Выпуск 3, 2001.
6. Деряев А.Р., Гулатаров Х., Мантрова С.В. Рекомендации по буровым растворам для одновременнораздельной эксплуатацией нескольких продуктивных горизонтов на месторождении Северный Готурдепе // Сборник института Нефти и газа, выпуск 8. Ашгабат. ГИСТ, 2014.
