5.6 Опыт бурения продуктивного пласта с использованием винтовых забойных двигателей.

Одним из важнейших условий качественного разобщения пластов являются минимальная осложненность ствола скважины кавернами. В интервале каверн, согласно материалов геофизических исследований, плотность цементного раствора снижается с 1850 до 1300 кг/м. Такой цементный камень не может служить надежной крепью затрубного канала.

Поэтому наличие каверн между нефтяными и водоносными пластами снижается качество их разобщения, является причиной притока воды при первичном освоении, а также причиной увеличения обводненности продукции скважин при их дальнейшей эксплуатации. Интенсивному кавернообразованию подвержены неустойчивые глинистые породы (аргиллиты, глинистые сланцы) верейского, тульского, бобриковского, сарайлинского, кыновского и пашийского горизонтов.

Опытом бурения скважин ООО «Татнефть – Бурение», а также проведенными исследованиями НПООО «Горизонт» установлено, что основной причиной интенсивного кавернообразования в интервалах неустойчивых пород при бурении с промывкой глинисто – меловыми растворами р = 1060 – 1350 кг/м, Ф8 см/30мин, Т= 25 – 30 сек является эрозионное разрушение стенки скважины турбулентным потоком промывочной жидкости. При ламинарном режиме течения этого не происходит.

До недавнего времени вскрытие продуктивных горизонтов осуществлялось роторным способом с турбулентным течением промывочной жидкости. При вскрытии продуктивных горизонтов на скважинах под город (с большим смещением) используется роторная КНБК, а в качестве промывочной жидкости – буровой раствор с условной вязкостью до 40 секунд. Во время бурения наблюдаются осложнения, связанные с жёлобообразованием, кавернообразованием из – за больших зенитных углов. Наблюдаются затяжки бурового инструмента при СПО, прихватообразования. Применение данной технологии негативно сказывалось на процессе строительства скважин, в частности на коллекторских свойствах пласта в связи с тем, что при вскрытии продуктивного пласта роторной компоновкой происходит в течении долгого промежутка времени, это приводит к загрязнению продуктивного пласта и образованию каверн по причине осыпания глинистых пластов .

Также негативным аспектом данной технологии является жёлобообразование, что может привести к прихватам бурильного инструмента. Ликвидация данного типа аварий приводит к увеличению времени вскрытия продуктивного пласта и его большему загрязнению, и дополнительным спуско – подъемным операциям, что не желательно делать при вскрытии продуктивных горизонтов для сохранения коллекторских свойств пласта.

С целью исключения кавернообразования и негативных факторов с ним связанных предлагается вскрытие продуктивных горизонтов производить при ламинарном режиме течения промывочной жидкости на буровом растворе с повышенными реологическими свойствами. На сегодняшний день Альметьевским УБР закончен строительством ряд скважин под город (с большим смещением забоя), вскрытие продуктивного горизонта (девон) на которых производилось при ламинарном режиме течения промывочной жидкости. Работы в данном направлении ведутся и в настоящее время.

Для сравнительного анализа эффективности перехода на ламинарный режим был произведен анализ строительства 43 скважин (девон, город) законченных в 2005г, на которых вскрытие продуктивного горизонта велось при турбулентном режиме течения промывочной жидкости и 5 скважин (№№ 20965, 21340, 20777, 32400, 20628) законченных строительством в 2006г, на которых вскрытие продуктивного горизонта производилось при ламинарном течении промывочной жидкости.

Анализ показал, что при цементировании эксплуатационных колон на скважинах законченных при турбулентном режиме, в 11 случаях наблюдались осложнения связанные с уменьшением или потерей циркуляции и невыходом цементного раствора на устье скважины. В 4-х случаях имели место заколонные перетоки при первичном освоении скважин с общими затратами средств на РИР порядка 9,7млн.руб.

Повышение кавернообразование особенно сильно влияет на проводку скважин и качество цементирования эксплуатационных колонн в продуктивных отложениях при строительстве скважин с большими смещениями забоя (под город). Так на 11 скважинах под город, взятых для анализа, в процессе вскрытия продуктивного горизонта, имели место 9 аварии по геологическим причинам с затратами средств на их ликвидацию порядка 1,7млн.руб. Качество цемента в интервале продуктивного горизонта (согласно методике оценки качества строительства скважин) на 10-ти скважинах характеризуется как неудовлетворительное, на 1-ой скважине – удовлетворительно. По результатам ГИС на вышеуказанных скважинах в интервале продуктивных горизонтов отмечаются множественные каверны от 256 до 550мм.

Скважины, вскрытие продуктивного горизонта на которых произведено при ламинарном режиме течения промывочной жидкости построены без аварий по геологическим причинам, цементирование эксплуатационных колонн происходило без осложнений, по результатам ГИС отмечено отсутствие каверн в продуктивных интервалах, при первичном освоении скважин отсутствовали заколонные притоки. Качество цемента в продуктивных отложениях характеризуется как хороший.

Предлагаем использовать в КНБК винтовой забойный двигатель, а в качестве промывочной жидкости – буровой раствор с повышенными реологическими свойствами (условная вязкость свыше 40секунд). Это приведет к более качественному вскрытию продуктивных горизонтов (так как режим истечения раствора за бурильной колонной является ламинарным), исключается жёлобо- и кавернообразования, сокращается время на вскрытие продуктивного горизонта, сокращается время подъёма бурильного инструмента (бурильный инструмент закреплен значительно слабее нежели при бурении роторной компановкой). Снижается износ бурильного инструмента в связи с отсутствием нагрузки создаваемой вращением инструмента при бурении ротором.

Сравнительный анализ эффективности применения ВЗД при вскрытии продуктивных горизонтов.

На основании произведенного анализа выяснилось, что за счет применения ВЗД механическая скорость бурения увеличилась в 1,8раз. В связи с этим сокращается время на строительство скважины и соответственно финансовые затраты.

Таблица 5.1 -Сравнительный анализ способов бурения

Бурение ротором			Бурение ВЗД
№№ скв.	Время бурения	Дата	№№ скв.	Время бурения	Дата
32300	76	Февраль 2005г	21351	39	ноябрь 2006г
21240	79	Апрель 2005г	32441	34	Август 2006г
21182	57	Июнь 2005г	21237	27	Май 2006г
32268	62	Февраль 2007г	21340	36	Март 2006г
20963	58	Ноябрь	32144	36	Июнь 2006г
			2355д	49	Февраль 2007г

Таблица 5.2 -Компонентный состав промывочных жидкостей Рецептура №2 (с повышенными реологическими свойствами)

Материал, реагент	Назначение	Массовое содержание в м^3 раствора, кг	Характеристика качества
Комовая глина	Структуро - образователь	130	ГОСТ 25795-83
Кальцинированная сода	Реагент для связывания ионов Са	5	ГОСТ 5100-85
Карбоксиметилированный крахмал (КМК-БУР)	Структуро - образователь Понизитель фильтрации	20	ТУ 2262-016- 32957739-01
Мел или УРД	утяжелитель	До 440	ТУ 5743.001-2974 5876-95;
Вода	Дисперсионная среда	остальное

Таблица 5.3 -Технологические пределы изменения показателей свойств бурового раствора.

Наименование показателя	Пределы изменения технологических показателей бурового раствора
	Глинистый
	Рецептура 2
Плотность, кг/м^3, в пределах	1080-1350
Условная вязкость в пределах	40-100
Пластическая вязкость, мПАс, в пределах	16-30
Динамическое напряжение сдвига (ДНС), дПА, в пределах	100-182
Статическое напряжение сдвига (СНС), дПА, в пределах	40/100 – 60/210
Удельное электрическое сопротивление, Омм, в пределах	1,5-3
Содержание песка, %, в пределах	0-1