Материал: Проект строительства наклонно направленной эксплуатационной скважины глубиной 2972 м на Фаинском нефтяном месторождении

При этом следует иметь в виду, что тип бурового раствора определяет не только осложнения, но и эффективность бурения. Чем быстрее бурится скважина, тем меньше, как правило, наблюдается осложнений. Поэтому при решении этого вопроса следует анализировать и учитывать отечественный и зарубежный опыт бурения скважин в аналогичных разрезах. При прочих равных условиях всегда следует отдавать предпочтение буровым растворам с минимальным содержанием твердой фазы, вводить противоизносные и смазочные добавки, ингибиторы коррозии.

Отдельно решается вопрос выбора бурового раствора для вскрытия продуктивных горизонтов. Буровой раствор следует выбирать так, чтобы предупредить ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов вследствие возникновения капиллярного эффекта при вытеснении из приствольной зоны продуктивного пласта фильтрата бурового раствора; набухания глинистого материала, содержащегося в коллекторах, в результате взаимодействия пластовых флюидов с фильтратом бурового раствора; блокирования трещин пласта фильтратом бурового раствора и т.д. Поэтому при выборе бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов учитывают следующие рекомендации:

) Следует применять растворы на углеводородной основе - РУО (безводные или инвертно-эмульсионные) при:

низкой проницаемости коллектора (менее 0,05-0,1 мкм²);

насыщении коллектора высоковязкой нефтью;

трещинном и порово-трещинном типе коллектора с проницаемостью более 1 мкм². В данном случае необходимо применять только безводные РУО.

наличия в коллекторе набухающих глин. Водная фаза РУО должна быть минерализована.

) В остальных случаях допускается применение буровых растворов на водной основе. Если в коллекторе содержатся набухающие глины, применяют ингибированные буровые растворы, как и для бурения глинистых пород.

Бурение под направление начинается на свежеприготовленном глинистом растворе. Возможно бурение под направление на растворе, оставшемся от бурения предыдущей скважины.

При бурении под кондуктор разбуривают слои вечной мерзлоты, рыхлых песчаников и неустойчивых глинистых отложений. В связи с этим требуется решать следующие основные проблемы:

 укрепление стенок скважины;

 уменьшение растепляющего действия бурового раствора;

 увеличение выносной способности бурового раствора.

Данные проблемы решаются с использованием высокоэффективных полимеров - структурообразователей, поддержания низкой температуры, образования прочной фильтрационной корки, созданием высокой скорости потока раствора. Для бурения под кондуктор проектом предусматривается буровой раствор, приготовленный из бентонитового глинопорошка, обработанный химическими реагентами. Допускается использовать раствор, оставшийся от бурения направления.

При бурении под эксплуатационную колонну основные проблемы, которые требуется решить, следующие: предупреждение поглощения раствора и водопроявлений при прохождении отложений сеномана, предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты. Бурение из-под кондуктора начинается с промывкой забоя глинистым раствором, обработанным химическими реагентами (структурообразователи, разжижители и т.п.). Во избежание изменений параметров бурового раствора вследствие наработки во время разбуривания глинистых отложений обработка раствора химреагентами должна проводиться периодически. Главная проблема - это сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.

2.6.1 Обоснование параметров бурового раствора

При проектировании параметров буровых растворов всегда нужно стремиться к тому, чтобы достигались высокие скорости бурения, высококачественное вскрытие продуктивных пластов, предупреждались всевозможные осложнения.

Плотность раствора влияет на гидростатическое давление, на забой и стенки скважины. При наличии в разрезе водо-, газо-, нефтепроявляющих пластов обычно давление бурового раствора поддерживают несколько большим пластового с тем, чтобы предотвратить или резко уменьшить интенсивность поступления флюидов в скважину. Иногда плотность увеличивают для предупреждения обвалообразований. Плотность раствора уменьшают при поглощении, для снижения гидравлических потерь в циркуляционной системе и дифференциального давления на забое, повышения буримости горных пород и т.д.

Плотность бурового раствора рассчитывается для каждого интервала совместимых условий бурения по горизонту с максимальным градиентом пластового давления по формуле [3].

 (2.21)

где К_пр - коэффициент превышения гидростатического давления бурового раствора над пластовым;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

z - глубина залегания кровли горизонта с максимальным градиентом пластового давления, м.

Рекомендуется принимать:

К_пр=1,1-1,15 при z<1200 м;

К_пр=1,05-1,1 при z=1200-2500 м;

К_пр=1,04-1,07 при z>2500м.

Пользуясь формулой (2.21), рассчитаем плотность бурового раствора по интервалам бурения, результаты запишем в табл. 2.10

Таблица 2.10

Параметры бурового раствора по интервалам бурения

2.6.2 Обработка бурового раствора

При бурении для снижения ПФ и увеличения вязкости глинистый раствор обрабатывается реагентами УНИФЛОК и каустической содой.

При бурении под кондуктор для обработки бурового раствора применяют КМЦ, УНИФЛОК, ФК- 2000, графит, каустическую соду.

При разбуривании цементных стаканов в направлении и кондукторе раствор обработать кальцинированной содой (для нейтрализации воздействия цемента на буровой раствор).

При бурении под эксплуатационную колонну раствор будет обрабатываться для снижения вязкости во всех интервалах бурения, за исключением продуктивных, при необходимости с добавлением НТФ. Поскольку свойства раствора улучшаются при рН = 8-9, в буровой раствор при бурении под кондуктор, промежуточную и эксплуатационную колонну добавляется каустическая сода для поддержания указанных значений рН.

В связи с ужесточением в последние годы экологических требований к производству буровых работ возникла необходимость применения малоопасного для окружающей среды бурового раствора. Применение такого раствора стало возможным благодаря использованию малотоксичных химреагентов и материалов, включая экологически безопасные смазочные добавки и противоприхватные средства. В настоящем проекте предусматривается использовать в качестве смазочной добавки ФК-2000 и графит. ФК-2000 получен из растительных масел и рыбожировых отходов. Эта добавка не токсична.

Буровой раствор, обработанный КМЦ, НТФ и ФК-2000 разрешен к применению как экологически малоопасный раствор.

Глинистый раствор для первичного вскрытия продуктивного пласта представляет собой суспензию высокоактивной бентонитовой глины, с добавлением мела, обработанную кальцинированной содой, смазочными добавками и ПАВ, обладающим способностью понижать поверхностное натяжение фильтрата и гидрофобизировать поверхность поровых каналов пласта-коллектора. В качестве понизителя фильтрации используется КМЦ и УНИФЛОК. В качестве понизителя вязкости раствора, который одновременно придает раствору ингибирующие свойства и улучшает реологические свойства, могут служить известные реагенты, в частности НТФ.

2.6.3 Расчет потребного количества химических реагентов для приготовления и обработки бурового раствора

Количество бурового раствора V, необходимого для бурения скважины, определяется из выражения:

V = V_n + V₆ + a × V_c, (2.22)

где V_n-объем приемных емкостей буровых насосов и желобов, можно принять V_n=50м³;

V_б - объем бурового раствора, расходуемого в процессе бурения интервала с частичными поглощениями, при очистке от шлама и т.д.

а - коэффициент запаса, а=1,5 для нормальных условий бурения и а=2 для осложненных условий бурения;

V_c - объем скважины в конце интервала бурения с промывкой данным раствором.

V_c и V₆ рассчитываются по формулам (2.12) и (2.13):

, (2.23)

, (2.24)

где n_i - норма расхода бурового раствора на 1 м проходки;

l_i, - длина i интервала;

D_сквi - диаметр скважины на рассчитываемом участке.

Нормы расхода бурового раствора следующие:

n=0,17 м³/м при бурении под направление;

n=0,086 м³ /м при бурении под кондуктор;

n=0,031 м³/м при бурении под промежуточную и эксплуатационную колонны.

Пользуясь формулами (2.22)-(2.24), рассчитаем объем бурового раствора, результаты запишем в табл. 2.11.

Таблица 2.11

Потребные объемы бурового раствора по интервалам бурения

Примечание. Значения диаметров скважины приведены с учетом коэффициента кавернозности к: для направления к = 1,5; для кондуктора к = 1,4; для промежуточной и эксплуатационной колонн к = 1,15.

Масса глины без учета влажности, необходимая для приготовления требуемого количества глинистого раствора (в кг) определяется по формуле:

 (2.25)

Масса воды, необходимая для приготовления требуемого количества глинистого раствора (в кг) определяется по формуле:

, (2.26)

Масса барита, необходимая для повышения плотности глинистого раствора (в кг) определяется по формуле:

, (2.27)

Где - плотность глины=2250 кг/м³;

- масса глины, кг;

- масса воды, кг;

- объем бурового раствора из табл. 2.5, м³;

- плотность бурового раствора из табл. 2.4, кг/м³;

-повышенная плотность бурового раствора, кг/м³;

- плотность барита, кг/м³;

 - плотность воды, кг/м³.

Приведем пример расчета по формулам (2.25), (2.26) для бурения в интервале 50-747 м:

кг

 кг

Масса барита для повышения плотности бурового раствора в интервале 747-2972 м определяется по формуле (2.27):

 кг

Остальные расчеты производятся аналогичным способом, результаты расчетов сведем в табл. 2.6.

Определяем потребное количество реагентов для бурения скважины, пользуясь нормами расхода, полученными в ЭГЭБ № 23 ООО «РН-Бурение» в процессе многолетней работы на данной площади. Результаты представлены в табл. 2.12.

Таблица 2.12

Потребность бурового раствора и компонентов для его приготовления и обработки