Совершенствование применения буровых растворов для

Совершенствование применения буровых растворов
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
ДЛЯ БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ НА ОБЪЕКТАХ ЗАО «ССК»
ВОЛОЧИЙ Богдан Васильевич
Директор филиала ЗАО «Сибирская Сервисная Компания» филиал «Буровые растворы»
О
дна из основных функций бурового раствора — это
обеспечение стабильности ствола скважины, которая нарушается при зенитных углах 60–90°. Химический состав и свойства раствора должны обеспечивать
стабильность скважины с первых метров углубления и до
момента установки и цементирования обсадной колонны.
В этом смысле очень важна возможность оперативного,
но при этом малозатратного регулирования свойств бурового раствора.
С учетом аномалий и проблем геологических разрезов в
регионах присутствия ЗАО «ССК», специалисты филиала
«Буровые растворы» разработали технологии систем буровых растворов, а также методы их применения для ликвидации различных осложнений в процессе бурения.
В настоящее время наш филиал осуществляет инженерно-технологическое сопровождение буровых
растворов в пяти основных добывающих регионах
страны — ХМАО, ЯНАО, Томском, Волго–Уральском и
Восточно–Сибирского регионов. Примерно 68% от общего количества скважин, пробуренных в этом году
при участии наших специалистов, составили наклонно-направленные скважины с отходом забоя от вертикали до 1000 м, водозаборные колодцы, разведочные
скважины и боковые стволы.
Порядка 17% — это скважины разнотипной конструкции (с удлиненными кондукторами, техническими колоннами) со смещением забоя от вертикали до
1800 м. Около 10% — условно-горизонтальные скважины, т.е. «пологие» скважины с горизонтальным участком протяженностью 2500–3000 и более метров,
расположенным под зенитным углом 70–80°. Оставшиеся 5% — это скважины с горизонтальным участком длиною не менее 100 м.
ПРОБЛЕМА ПЕРЕСЛАИВАНИЯ ПОРОД И
САЛЬНИКООБРАЗОВАНИЯ
Если говорить о проблемах, решаемых при помощи подбора соответствующих рецептур буровых
растворов, то основная из них, исходя из нашего
опыта, — это низкая прочность продуктивных горизонтов из-за переслаивания плотных аргиллитов и
песчаников слабой крепости. Данная проблема проявляет себя при расположении ствола под углом более 50°. При таких условиях важно, чтобы буровой
раствор мог эффективно нейтрализовать вектор напряжений «монолит горной породы — «пустота»
ствола скважины». При этом, как показывает практика эксплуатации скважин, пробуренных на Угутской
группе месторождений, буровой раствор должен
обладать высокими ингибирующими свойствами,
тщательно подобранным кольматантом (подбор производится на основании данных о пористости и проницаемости пластов) и фильтратом с минимальными
смачивающими свойствами.
На месторождениях Западной Сибири сложность
зачастую представляют собой мощные отложения молодых дисперсных глин, при прохождении которых (а
это практически весь ствол скважины от устья до продуктивных пластов) крайне сложно обеспечить необходимый уровень качества промывки ствола. В результате на бурильных трубах и долоте начинают скапливаться вязко-глинистые массы шлама (сальники).
Это в свою очередь может привести к остановке бурения и многодневному восстановлению пробуренного участка, а в отдельных случаях — и к более серьезным последствиям.
Наиболее действенный метод борьбы с сальникообразованием при бурении до продуктивных пластов — это многоуровневое комплексное усиление ингибирующих свойств раствора.
СОПРОВОЖДЕНИЕ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ
СТВОЛОВ
Повышенного внимания с точки зрения подбора рецептуры бурового раствора заслуживают сегодня и боковые стволы, пробуренные из скважин Таркосалинской
группы месторождений в Западной Сибири. Эти скважины характеризуются сложностью геологического разреза: наличием интервала, перекрываемого отдельной обсадной колонной («кондуктором») по причине осложнения высокодисперсными глинистыми отложениями кузнецовской и березовской свит, провоцирующих возникновение сальникообразования как на долоте, так и КНБК
в целом, приводит к снижению скорости проходки.
Сложность профиля этих скважин также обуславливается малыми глубинами вырезки «окна» бокового
ствола и точки вскрытия продуктивного горизонта. Как
84
№11–12/2011
инженерная практика
следствие, возникает необходимость интенсивного изменения пространственной траектории «материнского» ствола с набором зенитного угла до 90° в реактивных терригенных отложениях.
Определенную сложность представляют горизонтальные окончания стволов протяженностью 200–
300 м и наличие газовых и газоконденсатных пластов,
залегающих на различных глубинах, с разными градиентами давлений. Низкие пластовые давления продуктивных горизонтов в этих скважинах, составляющие только 60% от гидростатического, обуславливают необходимость использования раствора с минимальной плотностью, повышенными реологическими характеристиками (обеспечение выносящей способности) и показателями водоотдачи, а также требуют усиленного контроля содержания твердой фазы
и максимально эффективной работы оборудования
системы очистки.
ПРИМЕНЕНИЕ КАЛИЙСОДЕРЖАЩИХ
РАСТВОРОВ
Применение промывочных жидкостей на основе калийсодержащих солей позволяет решить проблему типичного осложнения, вызываемого осмотическим массопереносом фильтрата бурового раствора из ствола
скважины в пласт.
Кроме основных отличительных особенностей систем растворов на основе калийсодержащих солей
(широкого диапазона плотности и высокотемпературной стабильности), стоит отметить также возможность
достижения максимального уравнения ионного состава фильтрата с ионным составом пластовых флюидов,
при наличии в фильтрате некоторого избытка ионов
(Ка+,Са2+,Мg2+), обеспечивающих ингибирование глиносодержащих пород.
Применение систем буровых растворов, подобранных под индивидуальные горно-геологические
условия бурения, позволили филиалу «Буровые растворы» безаварийно и качественно предоставить
сервисные услуги по инженерно-технологическому
сопровождению буровых растворов в 2011 году для
более чем 500 скважин на 42 месторождениях в оптимально короткие плановые сроки бурения. Применение растворов для первичного вскрытия продуктивных горизонтов позволили нашим заказчикам
уменьшить сроки ввода скважин в эксплуатацию с
получением примерно прогнозируемых дебитов углеводородного сырья. S
На данный момент средняя протяженность скважин на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК составляет: до 3600 м по
наклонно-направленным и до 3800 м — по горизонтальным
скважинам. Длина горизонтального участка — до 500 м. Отход забоя от вертикали — до 2200 м. Разбуриваемые породы: супесь, пески, глины, опоки, песчаники, алевриты, аргиллиты, алевролиты, известняки, угли. Основные виды
осложнений — это сужение ствола скважины, осыпи, обвалы, прихваты, заклинки, слом бурильного инструмента, желобооброзование.
Состав бурового раствора тщательно подбирается с учетом
условий каждой конкретной скважины. Плотность раствора
должна находиться в пределах интервала допустимых плотностей, предусмотренного в проекте строительства скважины. От плотности бурового раствора в основном зависит
появление условий для возникновения прихватов. Иногда
при разбуривании глинистых пород может потребоваться
введение в буровой раствор ингибиторов набухания глин.
Для предотвращения прихватов мы вводим смазочные добавки, понизители водоотдачи, кольматанты и другие химреагенты. Для оптимизации очистки ствола скважины необходимо контролировать динамическое напряжение сдвига и пластическую вязкость бурового раствора.
Первичное вскрытие пластов в горизонтальных скважинах осуществляется с помощью ингибированного биополимерного карбонатного раствора FloPro производства
MI-SWACO, либо аналогичных растворов других компаний. Первичное вскрытие пластов в наклонно-направленных скважинах производим на ингибированных полимерглинистых растворах.
Пушкарев Сергей Владимирович,
Начальник управления по бурению скважин
ОАО «Томскнефть» ВНК
№11–12//2011
85
Реклама
подписка
Инженерная практика
www.glavteh.ru
Подписка на 2012 год
❏
❏
годовая подписка
полугодовая подписка
12 000 р.
7 500 р.
Для оформления подписки на журнал,
пожалуйста, заполните анкету
и пришлите удобным для Вас способом
(почта, факс или e-mail)
❏ печатная версия
❏ электронная версия
____ количество экземпляров
____ количество экземпляров
Для подписчиков из стран СНГ доставка каждого номера 200 р.
Подписка оформляется через редакцию — на сайте www.glavteh.ru,
а также по каталогу «Пресса России», 43192.
Почтовый адрес: 109428, г. Москва, Рязанский проспект, д. 30/15, офис 807.
Менеджер отдела подписки: Дарья Мирончикова.
Тел./факс: +7 (495) 371-05-74. E-mail: info@glavteh.ru.
Сайт: www.glavteh.ru, ИнженернаяПрактика.РФ