книги / Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершенствованием составов буровых растворов, технологий и технических средств первичного и вторичного вскрытия продукт

Таблица 1 . 1 6

Сопоставление изменения химического состава фильтрата глинисто-карбонатного раствора и пластовых вод с глубиной

	№	Забойпри	Плотность,								Химическийсостав, моль/л
			1 · 103 кг/м3
								фильтрата							пластовойводы
	скважины,	отборе
	площадь	проб, м	фильтрата	пластовой		анионы					катионы		анионы				катионы
				воды	Cl–	SO4–2	HCO3–		Ca+2	Mg+2		Na+ + K+	Cl–	SO4–2	HCO3–	Ca+2	Mg+2	Na+ + K+
		991	1,006	1,140	137,4	2,6		1,4	18,9		3,9	98,5	3724,0	7,4	0,3	314,5	184,6	2750,1
	47,											89,2
		1208	1,005	1,160	85,2	3,9		9,8	3,9		2,9		4102,0	1,8	2,3	387,3	162,4	3085,0
	Тартинская											22,7
		1410	1,004	1,170	48,0	4,35		4,6	10,3		9,1		4309,7	4,7	1,6	566,5	161,4	2864,6
												346,0
		1600	1,016	1,175	323,0	3,8		30,4	3,3		4,3		4541,6	4,6	–	460,5	154,9	3320,0
												59,0
	14,	1860	1,004	1,170	37,5	6,3		13,0	1,5		0,5		4367,3	8,6	2,0	464,5	152,9	3152,0
		2017	1,006	1,184	39,0	6,3		7,0	9,0		3,3	34,8	4677,9	4,8	2,1	512,4	180,2	3304,5
	Тартинская
		2219	1,005	1,203	81,0	5,4		87,2	1,8		–	175,4	5112,6	0,3	0,1	939,9	208,1	2827,3
												6,9
		588	1,000	1,012	12,0	2,5		1,3	3,3		2,5		238,4	1,3	1,2	3,4	0,9	233,6
	110,											25,4
		988	1,002	1,145	25,0	4,1		3,8	2,3		3,0		1369,7	7,8	1,4	362,8	159,0	345,2
	Батырбайская											40,0
		1188	1,002	1,155	33,0	3,4		4,6	0,8		1,4		3917,5	1,2	2,8	362,2	189,8	2918,6
												65,9
		1388	1,002	1,170	65,0	1,5		6,0	1,8		2,3		5612,0	3,2	1,4	458,3	4,6	4694,1

41 41

Рис. 1.4. Изменение содержания катионов кальция и магния в фильтрате бурового раствора с регулируемой и нерегулируемой естественной полисолевой минерализацией: 1, 2, 3 – по скважинам Красноярского, Гондыревского и Куединского месторождений соответственно

с регулируемой минерализацией; 4 – по скважинам Тулвинского месторождения с нерегулируемой минерализацией

				Таблица 1 . 1 7
	Сравнение минерализации пластовых вод
	по Куединскому и Мазунинскому месторождениям
			Содержаниеионов, моль/л
Ионныйсостав			Горизонты
		Мячковский		Тульский
			Месторождения
		Куединское	Мазунинское	Куединское		Мазунинское
Анионы	Cl–	3383,8	4417,4	4525,7		4667,9
	SO4–2	12,6	5,9	3,45		4,85
	HCO3–	3,0	2,0	1,3		5,2
Катионы	Ca+2	282,7	695,85	446,85		1414,3
	Mg+2	152,5	191,05	202,1		157,85
	Na+ + K+	2529,5	2457,4	3225,0		2952,8
Общая	минерализация	6364,1	7869,6	8414,4		9202,9

минерализация пластовых вод. Однако отсутствие гидродинамических исследований и систематического изучения химического состава горных пород, особенно выделения пропластков гипса и ангидрита, не позволяет дать количественной оценки этим явлениям.

42

Поступление в буровой раствор солей пластовых вод и горных пород, наряду с ухудшением качества бурового раствора, приводит к снижению его удельного сопротивления. Так, попадание в буровой раствор 5 и 10 % пластовой воды плотностью 1180 кг/м3 вызывает снижение удельного сопротивления с 3,9 до 0,36 и с 3,9 до 0,18 Ом · м соответственно (табл. 1.18).

Таблица 1 . 1 8

Зависимость удельного сопротивления бурового раствора от его состава и химической обработки

	№	Составраствора		Показателисвойствраствора
				Ф,	Ж,	ρ,
	раствора
				1 · 10–6 м3	ммоль/л	Ом· м
	1	8%-йрастворизБО+		13	6	3,9
		+ 0,2 % Na2CO3 + 0,75 % УЩР
	2	Раствор№1 + 5 % ПВ		36	40	0,36
	3	Раствор№2 + 0,8 % Na2CO3		30	19	0,49
	4	Раствор№1	+ 10 % ПВ	44	65	0,18
	5	Раствор№4	+ 1,3 % Na2CO3	36	23	0,32
	6	Раствор№1	+ 15 % ПВ	44	100	0,1
	7	Раствор№6	+ 2 % Na2CO3	37	25	0,24

Примечания:

1.Расход кальцинированной соды для снижения жесткости фильтрата определен исходя из расчета по [14].

2.ПВ – пластовая вода плотностью 1180 кг/м3.

3.БО – обычный бентонит.

При бурении с промывкой пресными буровыми растворами за критерий, определяющий готовность скважин к проведению геофизических исследований, ранее принимали значение жесткости фильтрата, равное 6–10 ммоль/л, которое как будто бы соответствовало удельному сопротивлению бурового раствора 0,5 Ом · м. Снижения жесткости достигали обработкой Na2CO3. Однако, как показано в табл. 1.18, даже при обработках расчетным количеством Na2CO3 не представляется возможность снизить величину жесткости до регламентированной и получать стабильные буровые растворы с высоким удельным сопротивлением. Последнее вызвано тем, что обработка Na2CO3 лишь переводит кальций в нерастворимое состояние, не уменьшая общей минерализации. В результате на каждые 3 массовые единицы СаСl2 образуются 117 массовых единиц NaCl, т.е. об-

43

43

щая минерализация даже возрастает. Наряду с указанным, в результате обработки Na2CO3 происходит перевод глины кальция в глину натрия. Это, в свою очередь, вызывает снижение устойчивости стволов скважин.

На основании вышеизложенного можно заключить, что в Пермском крае необходимо применение двух типов промывочных жидкостей – пресных и минерализованных, причем засолонение последних достигается в основном за счет поступления пластовых вод с полисолевой минерализацией и в меньшей мере растворения горных пород. Постепенное снижение концентрации катионов кальция и магния в фильтрате бурового раствора с глубиной и незначительное их колебание (0–10 ммоль/л) указывают на возможность бурения скважин с промывкой пресными буровыми растворами, а изменение их содержания от 10 до 25 ммоль/л и более – на целесообразность применения минерализованных буровых растворов (с естественной полисолевой минерализацией).

1.1.3. Основные факторы, определяющие выбор буровых растворов для условий Пермского края. Критерии идентификации разрезов и районирования буровых растворов

Анализ условий бурения и вскрытия продуктивных пластов месторождений и площадей Пермского края показывает, что наличие в составе горных пород катионов кальция и магния в сочетании с высокой минерализацией пластовых вод (214,5–265,4 г/л) создает значительные трудности при получении и регулировании свойств буровых растворов.

Практика бурения показывает, что в этих условиях пресные глинистые растворы легко подвергаются воздействию выбуренных пород, таких как гипс и ангидрит, и пластовых вод, что вызывает их коагуляцию. Такие растворы плохо очищаются от выбуренной породы. Загрязненный раствор вызывает повышенный износ деталей забойных двигателей, насосов и манифольда. Ограничивается подача раствора на забой, так как создаются большие гидравлические сопротивления. Все это ведет к созданию избыточного давления на забой и продуктивные пласты, а следовательно, снижению показателей бурения и повышению вероятности аварий и осложнений. Для этих условий более перспективны естественные промывочные жидкости. Естественный раствор, получаемый в процессе бурения и находящийся продолжительное время вобращении, принимает коагуляционные добавки постепенно, по мере углубления скважины, поэтому он в меньшей мере подвержен коагуляции, чем

44

свежеприготовленный раствор. Наряду с указанным, естественный раствор оказывает значительно меньшее влияние на проходимые породы и продуктивные пласты. Более высокие показатели бурения и предупреждение загрязнения коллекторов можно получить, используя безглинистые буровые растворы, инертныекгорнымпородамипластовымводам.

Большой удельный вес осложнений, обусловленных обвалами и растворениемгорныхпород– стенокскважин, указывает нанесоответствиеранее применяемых буровых растворов горно-геологическим условиям бурения. Низкая эффективность применения ингибирующих растворов по предупреждению осыпей и обвалов, очевидно, связана с колебаниями содержания катионов в фильтрате. Последнее возможно предупредить, используя естественное ингибирование раствора солями пластовых вод и горных пород. Кроме стабильного поддержания жесткости фильтрата бурового раствора, его состав в этом случае будет близок к составу пластовых флюидов, насыщающих терригенные отложения, что снизит интенсивность обменных реакций и положительноотразитсянаихустойчивости.

Наличие в разрезе большинства месторождений 5–7 нефтегазоносных пластов, залегающих на различных глубинах с пластовыми давлениями, равными гидростатическому или превышающими его на 5 % и реже на 50–60 %, повышает требования к буровым растворам, в частности качественному вскрытию пластов, предотвращению газирования бурового раствора из газоносного пласта, увеличению интервала бурения структурированной жидкостью, необходимости бурения на утяжеленных растворах.

Высокая проницаемость и трещиноватость коллекторов ряда месторождений указывает на необходимость применения рецептур таких растворов, твердая фаза которых в процессе бурения перекрывала бы эти каналы и легко удалялась из пласта в процессе освоения при помощи несложных технологических приемов, например, солянокислотной обработкой или применением длявскрытиясистембуровыхрастворов, несодержащихтвердойфазы.

В цементе большинства продуктивных горизонтов имеются глинистые минералы, способные к набуханию и изменению коллекторских свойств под воздействием фильтрата бурового раствора. В связи с этим, наряду с предупреждением поступления твердых частиц, буровые растворы должны иметь низкие значения показателя фильтрации, а фильтрат их должен быть инертнымкцементуколлекторов.

На основе анализа геологических и технико-технологических условий бурения и вскрытия продуктивных пластов, изучения взаимовлияния

45

45

их и буровых растворов разработаны основные критерии идентификации разрезов. Критерии, их значимость и число в зависимости от условий бурения могут увеличиваться или уменьшаться. Так, при бурении скважин на месторождениях с повышенной забойной температурой необходимо введение соответствующего критерия.

Всего в пределах Пермского края условно выделено 6 районов (табл. 1.19). Для успешной проводки скважин применительно к каждому району определены рациональные типы буровых растворов и их технологические показатели свойств (табл. 1.20).

		Таблица 1 . 1 9
	Районирование буровых растворов в Пермском крае
№	Условиябуренияивскрытияпродуктивныхпластов	Типбуровогораствора
района
1	Разрезсложенплотными, устойчивымикарбонат-	Пресныеислабоминера-
	нымиисульфатнымипородамиспропласткамиглин	лизованныебезглини-
	иаргиллитов(неболее10–15 м). Жесткостьфильт-	стыеипресныеглини-
	ратавпроцессебурениянепревышает12 мг-экв/л.	стыебуровыерастворы
	Коллекторпредставленпесчаниками
2	Вразрезеимеютсяпластысреднеймощностиглин,	Буровойрастворсесте-
	аргиллитовиразрушенныхизвестняков(40–200 м).	ственнойполисолевой
	Жесткостьфильтратабуровогорастворавпроцессе	минерализацией
	буренияповышаетсядо50 мг-экв/либолеезасчет
	притокавысокоминерализованныхпластовыхводи
	выбуренныхгорныхпород
3	Разрезсложенмощнымипластамиглин, аргиллитов,	Буровойраствор, инги-
	склонныхкинтенсивнымосыпямиобвалам	бированныйкалийсодер-
	(250–800 м). Возможноповышениежесткости	жащимиотходами
	фильтратадо50 мг-экв/либолеезасчетпоступления
	пластовыхводвысокойминерализации
4	Разрезсложенкрепкимииплотнымипородамис	Минерализованныебуро-
	небольшими(5–20 м) пропласткамиглиниаргилли-	выерастворы
	тов. Возможнопоступлениевскважину пластовых
	вод. Продуктивныепластысодержатглинистый
	цемент
5	Разрезвключаетмощныетолщиминеральныхсолей	Безглинистыебуровые
	галита, бишофита, карналлита, сильвинитаидр.	растворыдлясоленосных
		отложений
6	Вскрытиенизкопроницаемыхзаглинизированных	Растворынанефтяной
	коллекторов	основеилиминерализо-
		ванныебезглинистые
		буровыерастворы

46

Таблица 1 . 2 0 Требуемые физико-химические показатели свойств буровых растворов для бурения скважин в Пермском крае

Район

1

2

3

4

5

6

Показатели свойств растворов

Наводнойоснове

Науглеводороднойоснове

Свойства

Пресные

Слабо-

Минерализованные

Соленасыщенные

минер.

раствора

Хлор-

Наоснове

Т-80

Углеводородная

MgCl2,

Глинистые

Безглинистые

Глинистые

Безглинистые

жидкость+ ПАА

натрие-

ХМФБР

ПАА,

вые

3-валент.

металлов

Плотность,

<900

900–

1050–

1150–

1250–

>1800

1000–

1020–

1050–

1150–

1200–

1030–

1100–

1210–

1300–

1300–

1060–

900–

1050–

1150–

1250–

кг/м3

1050

1150

1250

1800

1020

1050

1150

1250

1800

1100

1250

1220

1330

1330

1080

1050

1150

1250

1800

Условная

17–

17–

18–22

18–25

30–40

35–50

15–16

15–16

19–24

20–27

30–50

15–16

15–16

25–30

30–40

–

–

190–

180–

150–

150–

вязкость, с

20

20

250

200

200

200

Показатель

12–

10–

Фильт-

фильтрации,

10–12

10

6–8

6

8–10

8–10

8–10

8

6

8–10

6–8

6–15

6

3–6

руется

0–4

0–3,5

0–3,0

0–1,5

15

12

1 · 10–6 м3

продукт

Стати-

через1

0,8–

1,2–

2,0–

2,0–

3,0–

3,5–

1,0–

1,5–

2,8–

1,0–

2,0–

2,5–

2,5–

2,0–

ческое

мин

1,2

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

0

0

1,7

2,5

3,5

0

0

2,0

0–5,0

0

0

6,0

6,0

4,0

3,0

напря-

жение

через

1,2–

2,4–

3,0–

3,0–

6,0–

2,0–

2,0–

5,0–

4,5–

5,0–

5,0–

4,0–

сдвига,

7,0–8,0

0

0

0

0

2,0–3,5

0–10,0

0

0

Па

10 мин

2,4

3,0

5,0

5,0

7,0

3,4

3,0

6,0

12,0

12,0

8,0

6,0

Жесткость

75–

75–

75–

фильтрации,

≤6

≤6

≤6

≤6

≤6

≤6

≤6

≤45

25–300

>300

–

–

–

–

–

–

–

–

225

225

225

моль/л

Содержание

–

–

8–20

20–35

–

–

0

0

8–20

20–35

0

0

0

0

0

0

0

10–12

12–25

25–

твердойфазы, %

120

47

47

Примечание: в буровых растворах, ингибированных калийсодержащими отходами, и на углеводородной основе регламентируют СKCl и электростабильность, которые должны быть не менее 3–4 % и 200 В соответственно.

Каждый последующий район является более сложным по условиям бурения и, соответственно, представляет более высокие требования к составу и свойствам буровых растворов. Стоимость материалов и химических реагентов, затрат времени на приготовление бурового раствора также повышается с увеличением номера района. Исключением из этого являются безглинистые буровые растворы. При определении требований к составу и свойствам буровых растворов учитывалось не только обеспечение безаварийной проводки скважин, но и достижение высоких техникоэкономических показателей бурения.

Предпосылками к повышению буримости являются улучшенные смазочно-охлаждающие и противоизносные свойства бурового раствора, а также снижение гидростатического давления на забой – бурение на равновесии пластового и гидростатического давлений или превышении первого над вторым – «несбалансированное» бурение. Решение вопросов, связанных с оценкой экономичности промывочного раствора, определяется не только горно-геологическими и техническими условиями бурения, способом бурения, но и характером и уровнем промышленного развития района, состоянием сети дорог и его географическим положением. Наибольшая экономия достигается при бурении с промывкой буровыми растворами, повышающими скорость и качество строительства скважин, а для их приготовления используется местное сырье в сочетании с эффективными реагентами. Однако этого нельзя сказать о ранее применяемых буровых растворах в Пермском крае, основные компоненты которых завозились из Татарии, Армении и Украины. Потребность в материалах и химических реагентах возрастает в связи с увеличением объемов бурения и усложнением условий строительства скважин. В связи с этим перспективной является разработка составов буровых растворов, в которых в качестве их компонентов использовалось бы сырье, имеющееся в районе ведения буровых работ или непосредственно в стволе скважины, например, карбонатных пород, минеральных солей в Соликамской депрессии, а также минерализованных пластовых вод, тем более что свойства этих растворов могут быть улучшены путем небольших добавок химических реагентов или проведением специальных технологических приемов – диспергирования или эмульгирования.

Исходя из приведенных данных анализа практики применения буровых растворов [10], в условиях Пермского края наиболее перспективными будут буровые растворы из выбуренных пород и пластовых вод,

48

ингибирующие глинистые и безглинистые буровые растворы с минимальными величинами плотности и реологических показателей. Для бурения по соленосным отложениям перспективны безглинистые системы, предупреждающие растворение солей и обладающие высокой очистной способностью. Учитывая тот факт, что переход на бурение с промывкой буровыми растворами на большинстве площадей массового бурения осуществляют за 100–150 м до проектной глубины перед вскрытием продуктивных пластов, то рациональным является применение одного раствора, в большинстве случаев не содержащего твердой фазы. Эффективность бурового раствора при массовом бурении значительно повысится при использовании его на всех этапах строительства скважины: при вскрытии продуктивного пласта, креплении и вызове притока. Применяемые в настоящее время буровые растворы не универсальны и при выполнении вышеуказанных операций подлежат частично или полностью замене. Так, перед цементным раствором прокачивают буферную жидкость, а после перфорации для вызова притока производят замену бурового раствора на техническую воду или нефть. Если приток не получен, осуществляют снижение давления на продуктивные пласты путем аэрации закачкой азота. Недостатки данной технологии заключаются в длительности ее процесса и наработке больших объемов растворов. Кроме того, метод вызова притока нефти аэрацией неприемлем из-за сравнительно высокого содержания серы в нефтях. Наиболее доступным и технологичным способом вызова притока является использование пен, хотя вызов притока пенами также связан с образованием дополнительных объемов смесей с последующим их выбором. Более перспективными и лишенными указанных недостатков являются разработанные под руководством авторов [11] способы перевода безглинистых буровых растворов в пену добавкой небольших количеств химических реагентов

ипереводом затем пен в буровые растворы с последующим применением их при бурении скважин.

Сучетом вышеизложенного, а также на основании критериев идентификации условий бурения и вскрытия продуктивных пластов определены требования к составам и свойствам буровых растворов, применяемых для массового бурения, вскрытия продуктивных пластов, вызова притока

ибурения в соленосных отложениях (табл. 1.21). С целью выбора рациональных типов буровых растворов, максимально соответствующих условиям бурения в нефтяных районах Урало-Поволжья, проведен обзор ис-

49

49

следований по составам и технологии приготовления буровых растворов для массового бурения, вскрытия продуктивных пластов, вызова притока и бурению по солям.

				Таблица 1 . 2 1
	Требования к составу и свойствам буровых растворов
	Назначение	Требования
		ксоставу		косновнымпоказателямсвойств
	раствора
		буровогораствора
	Массовое	Минимальное содержание	Минимальныезначенияплотности,
	бурение	активной твердой фазы	статическогонапряжениясдвига, ди-
		(0–7 %), в фильтрате присут-	намическогонапряжениясдвига, вы-
		ствуют флокулянты и коагу-	сокаяочистнаяспособностьивысо-
		лянты	кийтехнологическидопустимыйпо-
			казательфильтрации
	Вскрытие	Минимальноесодержание	Минимальныезначенияплотности,
	продуктивных	активнойтвердойфазы(5–7 %)	статическогонапряжениясдвига,
	пластов	икислоторастворимогоутя-	структурнойвязкости, показателя
		желителя, фильтратинертен	фильтрации, высокаяочистнаяспо-
		кглинистомуцементуколлек-	собность
		торовисодержитфлокулянты
	Обеспечение	Минимальное содержание	Минимальнодопустимыезначения
	устойчивости	активной твердой фазы	плотности, обеспечивающиеустойчи-
	стенокиство-	(5–7 %), в фильтрате присут-	востьстенокскважинипредельно
	ловскважин	ствуют реагенты комплекс-	низкиезначениястатическогонапря-
		ного ингибирования глин	жениясдвига, структурнойвязкости,
			динамическогонапряжениясдвига,
			показателяфильтрации
	Вызовпритока	Безтвердойфазы, фильтрат	Высокиезначениястепениаэрациии
		инертенкглинистомуцементу	временижизнипены
		коллекторов, содержиткоагу-
		лянты
	Бурение	Безтвердойфазы, инертен	Минимальнодопустимыезначения
	всоленосных	ксолямиглинам, содержит	плотности, прикоторыхпредупреж-
	отложениях	флокулянты	даетсярастворениесолей, предельно
			низкиезначениястатическогонапря-
			жениясдвига, структурнойвязкости,
			динамическогонапряжениясдвига,
			показателяфильтрации, высокаяочи-
			стнаяспособность

Примечание: все растворы должны обладать повышенными смазывающими свойствами, не вызывать коррозии оборудования, быть стойкими к сероводороду, быть взрыво- и пожаробезопасными.

50