АНАЛИЗ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ УЧАСТКОВ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Чтобы снизить стоимость буровых работ и повысить эффективность извлечения, необходимо исследовать и оптимизировать параметры, которые контролируют очистку ствола скважины, особенно в горизонтальных и наклонно-направленных скважинах. В этих скважинах концентрация шлама выше, чем в прямых скважинах, поэтому тогда будет получена пригодная для использования скважина. В настоящее время тема очистки ствола скважины стала более сложной темой и важной проблемой для эффективного бурения.

Неэффективная очистка ствола скважины (рис. 1) и образование слоев приводят к таким проблемам, как преждевременный износ долота, высокий крутящий момент и сопротивление, прихват труб и низкие скорости бурения, которые увеличивают время и затраты на бурение, т.к. сил, необходимая для поворота бурильной колонны выше в горизонтальной скважине, чем в наклонной или вертикальной скважине.

Рисунок 1. Неэффективная очистка ствола скважины (образование шламовых отложений)

Для горизонтальных скважин качественная очистка ствола скважины в основном зависит от гидравлики бурения, которая включает: реологию бурового раствора, т. е. свойства бурового раствора, такие как вес/плотность бурового раствора, вязкость, прочность геля и т. д. Образование шламовых отложений наблюдается вблизи входной секции кольцевого пространства, а транспортировка шлама в кольцевом пространстве происходит в виде многофазного режима потока. Расход бурового раствора, угол наклона и скорость проникновения оказывают большое влияние на концентрацию шлама. Правильное прогнозирование этих параметров важно для предотвращения образования шламовых отложений.

Для заканчивания скважин с горизонтальным окончанием применяются специализированные растворы, адаптированные под геологические условия. Они обладают низкой водопроницаемостью, хорошо растворяются в нефти, кислоте, воде и нейтрализуют любые загрязнения. Зачастую в БПЖ добавляются специальные утяжеляющие системы или подобранные наполнители, которые выполняют определенные задачи в процессе заканчивания скважин. Углеводородные растворы широко используются в практике заканчивания скважин, так как обеспечивают максимальную естественную собирательность пласта [1,с.142].

Выбор бурового раствора для первичного вскрытия ГС осуществляется для каждого пласта, отличающегося от других основными характеристиками и условиями залегания. Для решения этой задачи на основе геологической информации, предоставленной оператором бурения в Западной Сибири, была разработана система прямого эмульсионного раствора типа «нефть в воде», которая снижает вероятность повреждения пласта и позволяет безаварийно бурить в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Одним из главных преимуществ буровых растворов на основе прямых эмульсий является их высокая эффективность при бурении скважин со значительной протяженностью, так как обладают лучшей смазывающей способностью, вызывая межфазные взаимодействия, которые играют важную роль в процессах повышения нефтеотдачи. Это обеспечивает более эффективную работу бурового оборудования и снижает износ деталей. Прямые эмульсии значительно снижают коэффициенты трения при бурении и спускоподъемных операциях, что позволяет безаварийно реализовывать строительство более протяженных скважин. Кроме того, прямые эмульсии обладают высокой кольматационной способностью, что позволяет минимизировать снижение проницаемости пласта и повысить добычу нефти. Данный эффект достигается тем, что частицы масла встраиваются в фильтрационную корку и дополнительно препятствуют проникновению фильтрата бурового раствора в приствольную зону скважины.

Буровой раствор на основе прямой эмульсии является модификацией применяемых буровых растворов на водной основе. В зависимости от условий и задач, состав БР может иметь различные вариации. Ключевое отличие данного типа раствора от стандартных РВО заключается в обязательном присутствии в составе эмульгатора прямых эмульсий и углеводородной фазы (в данном случае товарная нефть), содержание которой может варьироваться от 20 до 50 об.%. Примерный состав бурового раствора на углеводородной основе представлен в таблице 1.

Таблица 1.

Реологические параметры раствора на углеводородной основе

Кроме того, способствуя поддержанию минимальной перегрузки пластов, данный раствор позволяет использовать традиционное буровое оборудование, не требующее времени и затрат на реконструкцию буровой установки, как это требуется в случае с раствором на нефтяной основе (РНО). На основании анализа эффективности бурения и качества заканчивания, проведенного после испытаний применения эмульсионного раствора для бурения горизонтальных скважин в пластах с АНПД, была рекомендована данная технология для регулярного использования, особенно для пластов с низкой пористостью и проницаемостью.

По результатам опытного применения РУО на месторождениях Западной Сибири сделаны следующие выводы. В целом интервал пробурен без осложнений, хвостовик Ø 114мм спущен до проектной глубины (частично спуск производился с вращением). По результатам проведенного ОПИ с использованием товарной нефти в составе прямой эмульсии для снижения коэффициентов трения при бурении интервала и спуске хвостовика Ø 114мм не отмечено. Принято решение: вернутся к рецептуре бурового раствора: прямая эмульсия на основе минерального масла.