Анализ проводки скважин и разработка бурового раствора для бурения горизонтальных скважин в терригенных отложениях

Строительство горизонтальных нефтяных и газовых скважин в неустойчивых терригенных отложениях часто сопровождается осыпями, обвалами, сужением ствола скважины из-за набухания глинистых пород, вследствие чего возникают затяжки и посадки при спуске и подъеме колонны бурильных труб, а также прихваты и слом бурового оборудования.

Основными причинами обрушений и обвалов являются геологические условия формирования скелета горной породы и технологические условия, а также проникновение фильтрата бурового раствора в стенки скважины на значительную глубину. Существенное влияние на интенсивность обрушения стенок скважины оказывают плотность бурового раствора, низкая механическая скорость бурения, частые остановки и длительные простои.

Для профилактики данных осложнений используют различные способы и методы: применение ингибирующих полимерных буровых растворов или растворов на углеводородной основе, увеличение плотности раствора и снижение водоотдачи, установка силикатных или битумных ванн, метод электрохимического закрепления пород или перекрытие неустойчивого интервала обсадной колонной.

На основе выполненного анализа литературных источников был выбран способ применения полимерных буровых жидкостей. Поскольку данные растворы наиболее полно отвечают требованиям промывки скважины, обладают низким показателем фильтрации, высокими реологическими, смазывающими и ингибирующими свойствами, не оказывают негативного воздействия на продуктивный пласт и окружающую среду. Параметры растворов могут регулироваться в широком диапазоне в зависимости от горно-геологических условий.

Методы и материалы

На основе проведенного анализа текущего состояния проблемы неустойчивости ствола скважины при бурении горизонтальных нефтяных и газовых скважин в терригенных породах было принято, что эффективным и целесообразным решением является разработка оптимального рецепта полимерного бурового раствора с контролирующими реологические свойства добавками, используемого для очистки ствола скважины.

Методика исследования заключалась в следующем. Поскольку буровой раствор представляет собой сложную многокомпонентную дисперсную систему, которая обладает различными реологическими, тиксотропными, фильтрационными и другими свойствами, то для их определения используются стандартные приборы и оборудование.

В ходе исследования был разработан состав полимерсолевого бурового раствора плотностью 1140 кг/м3 (таблица 1). Для сравнительной базы использовался буровой раствор на основе бентонитовых глин российских месторождений BENTOLUX GORIZONT UN. Основные технологические свойства растворов представлены в таблице 2.

Наличие хлористого натрия (NaCl) в растворе позволяет обеспечить требуемую плотность жидкости, повышает ингибирующую способность, улучшает термостабильность и устойчивость к бактериальной агрессии. В качестве структурообразователя использовалась ксантановая смола. Для регулирования реологии и фильтрации добавлялась полианионная целлюлоза (ПАЦ). В качестве регулятора щелочности и повышения водородного показателя pH вводился гидроксид калия (KOH). Хлорид калия (KCl) использовался как дополнительный источник ионов калия и дополнительный ингибитор глин. Размер и концентрация BARACARB выбиралась в зависимости от размера поровых каналов горной породы, что позволило создать кольматационную корку и уменьшить поглощение и фильтрацию раствора.

На основе полученных результатов были построены графики реологических моделей для полимерсолевого раствора и для глинистого раствора (рис. 1).

Значения ДНС и СНС полученного раствора достаточны и не превышают рекомендуемых значений в 2 и 5 Па соответственно, а значение водоотдачи не превышает рекомендуемые 5 см3/30 мин.

Влияние температуры на реологию раствора

Поскольку в реальных условиях температура на забое скважины может достигать 100 °С, то реологические параметры растворов могут изменятся. С этой целью полимерный и глинистый растворы нагревались до 80 °С и с интервалом в 20 °C производились замеры ДНС и пластической вязкости, результаты представлены на рисунках 2 и 3 соответственно.

По полученным данным видно, что ДНС и пластическая вязкость полимерного раствора при 80 °С ниже значений при 40 °С в среднем на 30 %, в то время как у глинистого раствора ДНС ниже на 70 %, а пластическая вязкость практически не изменяется.

Фильтрационные свойства бурового раствора

Для определения фильтрационных свойств буровых растворов использовался фильтр-пресс OFITE с керамическими дисками. Результаты представлены на графике 3. Проникновение фильтрата в фильтрационный диск с размером пор 150 мкм представлено на рисунке 4.

Из полученных результатов следует, что объем мгновенной фильтрации разработанного полимерного раствора составляет 25 мл, глинистого раствора – 75 мл, а водоотдача за 30 мин полимерного раствора составила 1,4 мл и глинистого – 12,2 мл. Глубина проникновения полимерного раствора в фильтрационный диск составила 0,3 мм.

Выводы

В результате проведенных исследований был разработан состав полимерного бурового раствора, который обладает низким значением водоотдачи и мгновенной фильтрации, что положительно скажется на устойчивости стенок скважины и снизит негативное воздействие на продуктивный пласт, а при необходимости можно произвести кислотную обработку призабойной зоны пласта (П3П) для удаления карбоната кальция и полимеров.

Реологические параметры раствора не превышают рекомендуемых значений и в то же время достаточны для качественной очистки скважины от шлама даже при высоких забойных температурах до 80 °С. Поскольку горизонтальные скважины имеют сложные пространственные траектории ствола, то в состав раствора рекомендуется включать смазочные добавки для уменьшения коэффициента трения о стенки скважины.