При бурении первых ГС на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» (скв. 3253, 3259, 3261 Кезского месторождения и скв. 450 Мишкинского месторождения) применялся глинистый буровой раствор, утяжеленный карбонатным утяжелителем. Высокое содержание в нем твердой фазы снижало технико-экономические показатели бурения, приводило к большим затратам материалов и времени на приготовление и обработку бурового раствора. Бурение резко искривленного и горизонтального участков ствола сопровождалось нарушением устойчивости стенок скважины, прилипанием бурового инструмента. Из-за больших сил трения нагрузка на долото не передавалась, что явилось причиной прекращения дальнейшего углубления горизонтального ствола в скв. 3253 Кезского месторождения.
На основе опыта бурения первых ГС было принято решение отказаться от использования глинистого бурового раствора. Для бурения ГС была разработана рецептура безглинистого полимералюминатного карбонатного бурового раствора (ПАКБР).
За счет низкого содержания твердой фазы и хороших смазывающих свойств ПАКБР были значительно повышены технико-экономические показатели бурения, увеличились проходка на долото и скорость бурения. Так, при применении ПАКБР средняя механическая скорость бурения на Мишкинском месторождении почти в 2 раза выше, а проходка на долото на 20 % больше, чем при бурении с промывкой глинистым раствором.
Важнейшим требованием к буровому раствору, применяемому при бурении ГС, является максимальное сохранение проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта. Загрязнение ее происходит за счет проникновения в нее фильтрата и твердой фазы бурового раствора. Для снижения кольматации ПЗП твердой фазой бурового раствора в рецептурах были использованы карбонатные дисперсные утяжеляющие и коркообразующие добавки. Как показали проведенные исследования на лазерном дифракционном микроанализаторе, размер частиц твердой фазы в применяемых полимера-люминатных карбонатных буровых растворах изменяется от 14 до 150 мкм. Для сравнения, размер частиц твердой фазы глинистого раствора не более 3 мкм. Преобладающие размеры каналов фильтрации, характерные для разновозрастных известняковых коллекторов порового типа на месторождениях Удмуртии, составляют 1-14 мкм. Распределение по размерам частиц твердой фазы ПАКБР, исследованное на лазерном дифракционном микроанализаторе Анализетте 22, и характерное распределение нормированной плотности вероятности эквивалентных поровых каналов, полученное по результатам исследований образцов керна, отобранных из продуктивного пласта Мишкинского месторождения, приведены на рисунке. Установлено, что гранулометрический состав твердой фазы ПАКБР соответствует структуре порового пространства продуктивного пласта и в отличие от глинистого раствора исключает глубокую кольматацию ПЗП.
Технология промывки горизонтальных скважин в значительной степени определяет технико-экономические показатели и качество строительства таких скважин. Гидравлическая программа бурения горизонтальной скважины требует выполнения определенных критериев. К ним относятся: забойное давление, максимальная скорость проходки, выбор забойного двигателя и системы измерений в процессе бурения, реологические и структурно-механические свойства промывочной жидкости, минимальный размыв стенок скважины и др. Несмотря на достигнутые успехи, основанные на большом объеме исследований, обобщение и распространение передового отечественного и зарубежного опыта при строительстве скважин, очистка скважин остается предметом постоянных дискуссий в нефтяной отрасли.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.