СПОСОБ СТРОИТЕЛЬСТВА ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ИНТЕРВАЛАХ НЕУСТОЙЧИВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ (ВАРИАНТЫ)
METHOD OF HORIZONTAL WELL CONSTRUCTION IN SECTIONS OF UNSTABLE STRATA (VERSIONS)

Изобретения относятся к нефтяной промышленности и могут найти применение при строительстве пологих и горизонтальных скважин в сложных гидрогеологических условиях, а именно, при прохождении больших интервалов потенциально неустойчивых терригенных отложений с большими зенитными углами, и вскрытии продуктивного пласта условно горизонтальным стволом (в частности, при выборе буровых растворов, удовлетворяющих требованиям строительства скважин в таких условиях).
Особенности проводки пологих и горизонтальных участков ствола скважин в интервалах неустойчивых отложений, в наибольшей степени определяющие требования к буровым растворам, следующие:
- нарушение устойчивости стенок скважины в результате более длительного контакта бурового раствора и его фильтрата с неустойчивыми терригенными отложениями по сравнению с вертикальными и наклонно-направленными скважинами;
- значительно худшая очистка ствола скважины в участке ствола с зенитными углами более 60° из-за изменения гидродинамики потока в сравнении с вертикальной частью ствола, что приводит к зашламлению ствола и прихватам бурильного инструмента;
- возникновение избыточного крутящего момента по причине увеличившегося трения бурильного инструмента, лежащего в горизонтальной плоскости.
Поскольку горизонтальный ствол вскрывает продуктивные отложения, все перечисленные факторы негативно влияют на продуктивность скважины, так как увеличивается время контакта бурового раствора с продуктивным пластом.
Одним из важнейших факторов успешного бурения пологих и горизонтальных скважин является качество бурового раствора. При бурении скважин в осложненных условиях, а именно, при проводке ствола по неустойчивым отложениям с большими зенитными углами (пологих и горизонтальных скважин), используются высокоингибированные буровые растворы, в частности, полимер-эмульсионные буровые растворы на водной или углеводородной основе.
Известны следующие технологические мероприятия по сохранению устойчивости ствола скважины при бурении по неустойчивым терригенным отложениям при строительстве пологих и горизонтальных скважин:
- ограничение угла наклона ствола скважины в интервалах неустойчивых терригенных отложений до 60 градусов при использовании буровых растворов на водной основе;
- использование в составе буровых растворов на водной основе ингибирующих добавок для снижения скорости гидратации глин;
- установка цементных мостов в интервалах неустойчивых терригенных отложений после их вскрытия с промывкой высокоингибированным буровым раствором на водной основе;
- изменение конструкции скважины, а именно, вскрытие интервала неустойчивых терригенных отложений под зенитным углом не более 60 градусов с промывкой высокоингибированным буровым раствором на водной основе, перекрытие этого интервала спуском обсадной колонны, ее цементирование, после этого бурение скважины долотом меньшего диаметра с набором зенитного угла и выходом на горизонталь, и бурение горизонтального ствола с промывкой высокоингибированным буровым раствором на водной основе;
- вскрытие интервала неустойчивых терригенных отложений под зенитным углом более 60 градусов с использованием буровых растворов на углеводородной основе (инвертно-эмульсионных буровых растворов).
Известен способ строительства пологих и горизонтальных скважин с прохождением интервалов неустойчивых глинистых отложений с зенитными углами более 70 градусов с использованием инвертно-эмульсионных буровых растворов (НТЖ Нефть. Газ. Новации, №10, 2009, с.45-48, «Особенности инвертно-эмульсионных буровых растворов при бурении пологих и горизонтальных скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»). Анализ строительства скважин на месторождениях показал, что при проводке скважин с промывкой малоглинистыми и безглинистыми ингибированными буровыми растворами на водной основе, в которых зенитный угол ствола скважины в терригенных неустойчивых отложениях более 70°, наблюдались осложнения, связанные с неустойчивостью ствола. С целью снижения вероятности возникновения осложнений и аварий в процессе бурения в интервале бурения терригенных отложений при зенитном угле ствола скважины более 70° предлагается использовать инвертно-эмульсионный раствор (ИЭР). Применение ИЭР в надпродуктивном интервале скважин с зенитным углом более 70° позволяет надежно ингибировать терригенные отложения, при этом осуществлять активную правку траектории ствола скважины по зенитному углу и азимуту, чего не удается достичь при использовании буровых растворов на водной основе.
Однако способ строительства скважин с использованием только ИЭР не лишен недостатков. Недостатком данного способа является необходимость использования инвертно-эмульсионного раствора на всем интервале бурения неустойчивых терригенных отложений, в том числе при зенитных углах менее 70°, что обусловливает необходимость заготавливать большой объем бурового раствора на углеводородной основе, что технологически и экономически неоправданно.
Кроме того, после использования ИЭР необходимо подготовить ствол скважины к последующему цементированию за счет использования специальных буферных составов различного назначения, удаляющих остатки гидрофобного инвертно-эмульсионного раствора со стенок скважины и обсадной колонны и гидрофилизирующих поверхности обсадной колонны и стенок скважины для обеспечения плотного контакта цемента с колонной и породой. Кроме того, в процессе бурения с промывкой ИЭР происходит накопление больших объемов экологически опасных отходов бурения, подлежащих утилизации.
Если же использовать при строительстве горизонтальных скважин два типа буровых растворов (на водной основе и ИЭР), то это вызывает определенные трудности. При такой технологии (традиционная замена одного типа бурового раствора на другой) большой объем бурового раствора на водной основе необходимо вывозить на утилизацию и заготавливать новый объем раствора на углеводородной основе для дальнейшего бурения. Эти операции требуют дополнительных затрат времени и материальных средств на вывоз и утилизацию одного раствора и заготовку нового типа раствора; возникает необходимость иметь запас дополнительных емкостей для временного хранения отработанного бурового раствора и для приготовления бурового раствора на углеводородной основе.
Все это приводит к повышенной экологической опасности процесса бурения за счет больших объемов отходов бурения, подлежащих утилизации.
Кроме того, реализация известного способа предусматривает длительную остановку процесса бурения для полной замены одного типа раствора на другой, т.е. при использовании этого способа увеличивается непроизводительное время при строительстве скважины и, соответственно, снижается коммерческая скорость бурения.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по назначению является способ строительства горизонтальной скважины в неустойчивых отложениях (Патент РФ №2421586), согласно которому осуществляют проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла согласно проекту, участка набора зенитного угла с выходом на горизонталь, бурение горизонтального ствола, в котором для предотвращения эрозионного разрушения и образования каверн в стволе скважин в интервалах неустойчивых терригенных пород девонских отложений (а именно, пород кыновского горизонта) и уменьшения вероятности прихвата бурильного инструмента ограничивают величину зенитного угла, под которым проходят неустойчивые глины кыновского горизонта, а именно, глины кыновского горизонта проходят под зенитным углом менее 60°.
При этом, если зенитный угол составляет 50-60°, тогда обсадную колонну спускают в скважину с входом в верхний известняк и цементируют, а после обсаживания обсадной колонной диаметром 168 мм или 178 мм пробуренных неустойчивых интервалов бурение скважины продолжают по проектному профилю с меньшим диаметром долота, начиная от башмака эксплуатационной колонны.
Если зенитный угол составляет 45-40° и менее, тогда скважину обсаживают обсадной колонной и цементируют после достижения проектного забоя скважины продуктивного горизонта бурением по проектному профилю. При этом проходку кыновского горизонта и ниже осуществляют в режиме гарантированного ламинарного течения в заколонном кольцевом канале с использованием вязкопластичного бурового раствора на водной основе с крепящими свойствами, с минимальной водоотдачей и с необходимой плотностью.
Недостатком указанного известного способа является то, что при бурении по неустойчивым породам с зенитным углом 50-60° предусматривается единственное техническое решение - усложнение конструкции скважины за счет необходимости сразу же после вскрытия неустойчивых интервалов перекрывать их обсадной колонной, а дальнейшее бурение скважины до проектной глубины вести долотом меньшего диаметра. Это приводит к увеличению металлоемкости конструкции скважины, а, следовательно, и повышению стоимости строительства скважины. При этом вскрытие продуктивного пласта долотом меньшего диаметра в конечном итоге уменьшает добывные возможности скважины за счет спуска эксплуатационного оборудования меньшего диаметра.
Следует указать, что известное техническое решение не позволяет устранить причины, приводящие к нарушению устойчивости кыновских глин, а именно предупредить их увлажнение за счет физико-химических процессов взаимодействия потенциально нестойчивых аргиллитов с фильтратом бурового раствора на водной основе, а предлагает ряд технико-технологических мероприятий, повышающих период времени сохранения устойчивости глинистых пород за счет ограничения набора зенитного угла в интервале неустойчивых глин (не более 60°) и ограничения скорости восходящего потока (обязательное условие - ламинарный режим течения).
Кроме того, недостатком известного способа является ограниченность условий его использования при бурении скважины на продуктивный пласт, сложенный песчаниками и вскрываемый горизонтальным стволом, поскольку в способе предусматривается обязательное вскрытие продуктивного пласта долотом меньшего диаметра даже в том случае, если неустойчивые кыновские глины вскрывались при угле 40-45° (см. последний пример в этом патенте).
Единым техническим результатом, достигаемым при осуществлении заявленной группы изобретений, является:
- расширение области применения способа строительства горизонтальных скважин в неустойчивых терригенных отложениях, а именно, возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям (в том числе и по кыновским глинам) без ограничения величины зенитного угла (при зенитных углах более 60°), а также возможность бурения скважины на продуктивный пласт, вскрываемый горизонтальным стволом, сложенный песчаниками и расположенный непосредственно под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин;
- снижение металлоемкости конструкции скважины;
- сокращение материальных, временных и трудовых затрат.
- повышение устойчивости терригенных пород, вскрываемых под большими зенитными углами (более 60°) за счет обеспечения максимальной гидрофобизации пород неустойчивого интервала в процессе бурения (с промывкой буровым раствором на углеводородной основе - ИЭР).
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых отложений, включающим проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла, участков набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола, с использованием технологических приемов при проходке и бурении в неустойчивых отложениях, при этом новым по первому варианту является то, что проходку вертикального участка и участков с набором зенитного угла до 70° ведут с использованием полимер-эмульсионного бурового раствора на водной основе БРВО, а проходку участков с зенитными углами более 70° и бурение горизонтального ствола, представленного как устойчивыми карбонатными, так и неустойчивыми - терригенными породами, ведут с использованием бурового раствора на углеводородной основе БРУО, часть которого, в объеме открытого пробуренного ствола, при достижении проектной глубины заменяют путем инверсии фаз на БРВО, который прокачивают по стволу скважины, причем в качестве технологических приемов используют метод перевода БРВО в БРУО и обратно в БРВО методом инверсии фаз непосредственно в процессе бурения, при этом перевод БРВО в БРУО выполняют путем смешения БРВО с инвертором А для получения обратной эмульсии, представляющим собой смесь углеводородной жидкости с эмульгатором обратной эмульсии, активным действующим началом которого является неионогенное поверхностно-активное вещество на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с гидрофильно-липофильным балансом не более 10, при объемном соотношении углеводородная жидкость: указанный эмульгатор как (14÷19):1 соответственно, причем инвертор А для получения обратной эмульсии добавляют к БРВО в объемном количестве 28-35 об.%, а последующий перевод полученного БРУО в БРВО осуществляют путем добавления к нему инвертора Б для получения прямой эмульсии, представляющего собой смесь эмульгатора прямой эмульсии, активным действующим началом которого являются неионогенные поверхностно-активные вещества на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с гидрофильно-липофильным балансом 11-14, с диоксановыми спиртами с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36%, при объемном соотношении указанный эмульгатор прямой эмульсии: указанные диоксановые спирты как (2÷3,5):1 соответственно, при этом инвертор Б для получения прямой эмульсии добавляют к БРУО в объемном количестве 1,75-4 об.%; а по второму варианту - проходку вертикального участка, участков с набором зенитного угла до 70°, а также бурение горизонтального ствола, представленного устойчивыми карбонатными породами, ведут с использованием полимер-эмульсионного бурового раствора на водной основе БРВО, а проходку участков в надпродуктивном интервале с зенитными углами более 70° ведут с использованием бурового раствора на углеводородной основе БРУО, при этом после достижения проектной глубины горизонтального ствола БРВО прокачивают по стволу скважины, причем в качестве технологических приемов используют метод перевода БРВО в БРУО и обратно в БРВО методом инверсии фаз непосредственно в процессе бурения, при этом перевод БРВО в БРУО выполняют путем смешения БРВО с инвертором А для получения обратной эмульсии, представляющим собой смесь углеводородной жидкости с эмульгатором обратной эмульсии, активным действующим началом которого является неионогенное поверхностно-активное вещество на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с гидрофильно-липофильным балансом не более 10, при объемном соотношении углеводородная жидкость: указанный эмульгатор как (14÷19):1 соответственно, причем инвертор А для получения обратной эмульсии добавляют к БРВО в объемном количестве 28-35 об.%, а последующий перевод полученного БРУО в БРВО осуществляют путем добавления к нему инвертора Б для получения прямой эмульсии, представляющего собой смесь эмульгатора прямой эмульсии, активным действующим началом которого являются неионогенные поверхностно-активные вещества на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с гидрофильно-липофильным балансом 11-14, с диоксановыми спиртами с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36%, при объемном соотношении указанный эмульгатор прямой эмульсии: указанные диоксановые спирты как (2÷3,5):1 соответственно, при этом инвертор Б для получения прямой эмульсии добавляют к БРУО в объемном количестве 1,75-4 об.%.
При этом по обоим вариантам:
- в качестве БРВО используют малоглинистый буровой раствор с содержанием глины не более 5% или безглинистый буровой раствор.
- в качестве БРВО используют полимер-эмульсионный буровой раствор, включающий полимер, щелочной поверхностно-активный эмульгатор-стабилизатор прямой эмульсии, углеводородную фазу и минерализованную воду.
- в качестве углеводородной жидкости инвертор обратной эмульсии содержит минеральные масла, или сложные эфиры растительных масел, или дизельное топливо.
9-4
- в качестве эмульгатора обратной эмульсии инвертор обратной эмульсии включает Неонол АФ, или Синоксол м. А, или Aminadet N;
9-12
9-4
9-12
- в качестве эмульгаторов прямой эмульсии, активным действующим началом которых являются неионогенные поверхностно-активные вещества на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с гидрофильно-липофильным балансом 11-14, используют Неонол АФ или смесь Неонола АФ и Неонола АФ в объемном соотношении 1÷0,7-9 для регулирования ГЛБ, или Синоксол м. В;
- в качестве диоксановых спиртов с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36% используют Флотореагент-оксаль Т-92, или Бурфлюб-БТ, или ДСПБ-БС.
Поставленный технический результат достигается за счет следующего. Благодаря тому, что по первому варианту проходку вертикального участка и участков с набором зенитного угла до 70° ведут с использованием полимер-эмульсионного БРВО, а проходку участков с зенитными углами более 70° и бурение горизонтального ствола, представленного как устойчивыми, так и неустойчивыми породами, ведут с использованием БРУО, часть которого, в объеме открытого ствола, при достижении проектной глубины заменяют на БРВО, который прокачивают по стволу скважины с целью гидрофилизации фильтрационной корки, обеспечивается - возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям (в том числе и по кыновским глинам) без ограничения величины зенитного угла (при зенитных углах более 60°), а также возможность бурения скважины на продуктивный пласт, вскрываемый горизонтальным стволом, сложенный песчаниками и расположенный непосредственно под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин. При этом сохраняется устойчивость терригенных пород, вскрываемых под большими зенитными углами (более 60°) за счет максимальной гидрофобизации пород неустойчивого интервала в процессе бурения при использовании БРУО; упрощается конструкция скважины, снижается ее металлоемкость; повышается качество цементирования скважины (за счет подготовки ствола скважины к цементированию и сохранения номинального размера ствола скважины в интервале неустойчивых пород), сокращаются материальные, временные и трудовые затраты.
А благодаря тому, что по второму варианту проходку вертикального участка, участков с набором зенитного угла до 70°, а также бурение горизонтального ствола (вскрытие продуктивного пласта), представленного устойчивыми карбонатными породами, ведут с использованием БРВО, а проходку участков с зенитными углами более 70° в надпродуктивном интервале ведут с использованием БРУО, обеспечивается:
- сохранение устойчивости терригенных пород, вскрываемых под большими зенитными углами (более 60°) за счет обеспечения максимальной гидрофобизации пород неустойчивого интервала в процессе бурения (с промывкой БРУО) при одновременном сохранении информативности геофизических исследований в интервале продуктивного пласта за счет использования БРВО и снижения объемов отходов бурения с высоким содержанием углеводородной фракции.
Использование в качестве технологических приемов при реализации обоих вариантов предлагаемого способа метод перевода БРВО в БРУО и обратно в БРВО методом инверсии фаз непосредственно в процессе бурения, позволяет оперативно регулировать ингибирующие и гидрофобизирующие свойства бурового раствора в процессе бурения, а также гидрофильность и гидрофобность (фильтрационной корки) призабойной зоны скважины для обеспечения высокого качества вскрытия продуктивного пласта, качества цементирования и информативности геофизических исследований.
Рецептурный состав инвертора А для получения обратной эмульсии был выбран, исходя из необходимости получения инвертно-эмульсионного бурового раствора на базе малоглинистого и безглинистого буровых растворов со свойствами, удовлетворяющими требованиям при проводке ствола скважины по неустойчивым отложениям с большими зенитными углами (пологих и горизонтальных скважин).
А рецептурный состав инвертора Б для получения прямой эмульсии был выбран, исходя из необходимости получения БРВО на базе БРУО со свойствами, удовлетворяющими требованиям при вскрытии продуктивного пласта горизонтальным стволом.
Количественное соотношение указанных инверторов и соответствующих буровых растворов было определено экспериментальным путем и доказано, что выход за заявляемые количественные пределы не обеспечивает получение инвертированных буровых растворов, как на углеводородной основе, так и на водной основе с необходимыми физико-химическими и технологическими свойствами для бурения пологих и горизонтальных скважин в неустойчивых отложениях и для вскрытия продуктивных пластов.
Таким образом, только благодаря совокупности операций предлагаемого способа, как по первому, так и по второму варианту, обеспечивает достижение поставленного результата, а именно:
- расширение области применения способа строительства горизонтальных скважин в неустойчивых терригенных отложениях, а именно, возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям (в том числе и по кыновским глинам) без ограничения величины зенитного угла (при зенитных углах более 60°), а также возможность бурения скважины на продуктивный пласт, вскрываемый горизонтальным стволом, сложенный песчаниками и расположенный непосредственно под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин;
- снижение металлоемкости конструкции скважины;
- сокращение материальных, временных и трудовых затрат.
- сохранение устойчивости терригенных пород, вскрываемых под большими зенитными углами (более 60°) за счет обеспечения максимальной гидрофобизации пород неустойчивого интервала в процессе бурения (с промывкой БРУО).
Реализация предлагаемого способа в промысловых условиях осуществляется следующим образом.
По первому варианту:
Строительство наклонно-направленной скважины с горизонтальным окончанием на девонские (неустойчивые) отложения без изменения конструкции скважины (т.е. предлагается вскрывать продуктивный пласт тем же долотом).
В таблице 1 приведены данные по зенитным углам ствола скважины по стратиграфическому разрезу. В таблице 2 приведен профиль ствола скважины. В таблице 3 приведены сведения по скважине с использованием предлагаемой технологии.
На этом месторождении при бурении вертикальных и наклонно-направленных скважин при бурении под эксплуатационную колонну от кровли тульских отложений до проектной глубины использовали малоглинистый БРВО, а при бурении скважин с горизонтальным окончанием - в этом же интервале БРУО, причем продуктивный пласт с горизонтальным стволом бурится долотом меньшего диаметра также с использованием БРУО. При этом использовали следующие растворы:
2
3
- малоглинистый БРВО, масс.%: глинопорошок - 1%; реагент - стабилизатор - 0,5%; углеводородная фаза - 2%; KSiO - 1,0%; KCl - 3%; крахмал (Бурамил) - 1,5%; ТВ (техническая вода) - 91,0%;
- инвертор А: объемное соотношение дизтопливо: Синоксол м. А как 14:1; Его объемное соотношение с БРВО 30% к 70% соответственно 4
9-12
- инвертор Б: Неонол АФ (ГЛБ=14) и Оксаль Т-92 при их объемном соотношении 2:1. Его объемное соотношение с ИЭР (смесь БРВО с инвертором А) было 3 об% к 97 об%.
Как видно из таблицы 3, в процессе реализации предлагаемого способа по первому варианту в процессе цикла строительства скважины при увеличении зенитного угла более 60° в терригенных отложениях выполняется перевод (инверсия) малоглинистого БРВО в обратную эмульсию (БРУО) на глубине 2381 м и обратный перевод инвертированного БРУО в прямую эмульсию БРВО после достижения проектной глубины, т.е. после вскрытия продуктивного пласта в тиманских отложениях вендского комплекса горизонтальным стволом.
По второму варианту:
Строительство наклонно-направленной скважины с горизонтальным окончанием с изменением конструкции скважины (заканчивание скважины открытым стволом устойчивых карбонатных отложений). В таблице 4 приведены общие сведения о конструкции скважины, в таблице 5 - данные о типе используемых буровых растворов и профиле ствола скважины. При реализации способа по второму варианту использовались те же растворы и инверторы, что и по первому варианту.
Как видно из представленных таблиц 4 и 5, по второму варианту в процессе реализации предлагаемого способа при строительстве скважины при увеличении зенитного угла более 60° в терригенных отложениях выполняется перевод (инверсия) БРВО в обратную эмульсию БРУО, а после цементирования эксплуатационной колонны осуществляется обратный перевод инвертированного БРУО в прямую эмульсию БРВО для вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом в карбонатных отложениях.
Для доказательства соответствия свойств получаемых буровых растворов в процессе реверсивного перевода из БРВО в БРУО и обратно требуемым технологическим параметрам, в лабораторных условиях был смоделирован предлагаемый способ и были исследованы растворы и составы, требуемые для его реализации. При испытаниях были использованы следующие вещества:
Ингибированный полимер-эмульсионный буровой раствор на водной основе:
2
3
- малоглинистый полимер-эмульсионный буровой раствор (МГБР) по патенту РФ №2386656 следующего состава: глинопорошок - 1%; реагент - стабилизатор - 0,5%; углеводородная фаза - 2%; KSiO - 1,0%; KCl - 3%; крахмал (Бурамил) - 1,5%; ТВ (техническая вода) - 91,0%;
- безглинистый полимер-эмульсионный буровой раствор:
2
3
а) ББР №1 Реоцел - 0,3; Синтал - 0,5; крахмал - 1,5; Бурфлюб-БТ - 3; САФ - 1; KSiO - 1; NaCl - 15; KCl - 5; техническая вода - 72,7.
2
б) ББР №2 следующего состава: (масс.%): Реоцел В - 0,3; Синтал - 0,5; САФ - 0,5; ДСПБ-БС - 3,0; NaCl - 15; KCl - 5; CaCl - 23,0; Бурамил - 1,5; техническая вода (ТВ) - 51,2.
Реагенты для приготовления инвертора А для получения обратной эмульсии и инвертора Б для получения прямой эмульсии:
9-12
- неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ (Неонол АФ) ТУ 2483-077-05766801-98 (ГЛБ=14);
9-4
- НПАВ (Неонол АФ) ТУ 2483-077-05766801-98 (ГЛБ=8,8);
- Aminadet N (по импорту) (ГЛБ=6);
- Синоксол м. А ТУ 2458-082-40912231-2012 (ГЛБ=8,8);
- Синоксол м. В ТУ 2458-082-40912231-2012 (ГЛБ=14);
- Углеводородный реагент (УВ): минеральные масла (индустриальное масло марки ИП-8, ИП-12 ГОСТ 20799-88; трансформаторное масло, ТУ 38-401978-98), дизтопливо ГОСТ Р 52368-2005;
- Органобентонит ТУ 952752-2000;
- Флотореагент-оксаль Т-92 ТУ 2452-029-05766801-94;
- Бурфлюб-БТ-ТУ 2452-018-40912231-2003;
- ДСПБ-БС ТУ 2452-002-52412574-00;
- Реоцел м. В ТУ 2231-012-40912231-2003;
- Реоксан м. В ТУ 9189-002-40912231-2003.
3
3
3
Пример. Готовили инвертор А для получения обратной эмульсии, для чего в лабораторный стакан от миксера Hamilton Beach налили 112 см дизтоплива, влили в него при перемешивании 8 см неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) эмульгатора обратной эмульсии марки Синоксол м. А (ГЛБ=8,8) и 30 минут перемешивали на лабораторной мешалке при n=500 об/мин. Затем в полученный инвертор А при n=1000 об/мин тонкой струйкой ввели 280 см ББР №1, смесь перемешивали на лабораторной мешалке со скоростью 1000 об/мин в течение 30 минут, затем дополнительно в течение 6 минут диспергировали на миксере Hamilton Beach при n=13000 об/мин, после чего был получен БРУО на базе БРВО путем инверсии фаз со следующим содержанием составляющих, об.%: инвертор А (при объемном соотношении дизтопливо: Синоксол м. А как 14: 1 соответственно) - 30,0; полимер-эмульсионный буровой раствор на водной основе - 70,0 (таблица 6 состав 7; таблица 7 состав 7).
3
3
3
9-12
9-12
Затем для перевода полученной обратной эмульсии (БРУО) в БРВО, представляющий собой прямую эмульсию типа масло в воде, готовили инвертор Б для получения прямой эмульсии, для чего 8 см эмульгатора прямой эмульсии Неонол АФ (ГЛБ=14) смешивали с 4 см Оксаль Т-92 при их объемном соотношении 2:1. Затем к 400 см полученному ранее БРУО добавляли 12 см приготовленного инвертора Б, смесь перемешивали на лабораторной мешалке 30 минут при n=1000 об/мин, после чего был получен полимер-эмульсионный буровой раствор (прямая эмульсия) на базе БРУО путем инверсии фаз со следующим содержанием составляющих, об.%: инвертор Б (при соотношении Неонол АФ: Оксаль Т-92 соответственно 2:1) - 3,0; БРУО - 97,0 (таблица 6 состав 13; таблица 7 состав 13).
В остальных случаях при переводе прямой эмульсии в обратную и снова в прямую эмульсию растворы готовили аналогичным образом, отличались только концентрациями и составами эмульгаторов прямых и обратных эмульсий и, соответственно, соотношением эмульгатора с УВ в инверторе А и соотношением эмульгатора и диоксановых спиртов в инверторе Б, а также соотношением инвертора с инвертируемым буровым раствором.
Для дополнительного регулирования технологических свойств инвертируемых буровых растворов использованы реагенты, традиционно применяемые в процессе бурения. Например, при инверсии прямой эмульсии в БРУО происходит снижение плотности раствора за счет добавления углеводородной фазы, поэтому для сохранения плотности могут быть использованы, например, хлорид кальция или барит, или карбонат кальция. При переводе БРУО в прямую эмульсию при необходимости снижения плотности прямой эмульсии добавляется техническая вода, при этом возможно повышение фильтрационных свойств и снижение реологических показателей, поэтому для восстановления этих показателей используют, например, реагент на основе ксантановой смолы (Реоксан м. Б), реагент на основе оксиэтилцеллюлозы (Реоцел м. В), крахмал и другие реагенты.
В таблице 6 и 7 приведены данные по составу и свойствам эмульсионных буровых растворах, полученных путем инверсии прямых и обратных эмульсий по заявляемому способу.
Данные, приведенные в таблице, показывают, что буровые растворы, полученные путем инверсии эмульсионных буровых растворов на водной и углеводородной основе при реализации предлагаемого способа строительства скважины, по своим свойствам удовлетворяют требованиям проводки пологих и горизонтальных скважин в осложненных условиях, т.к. характеризуется:
- высокими ингибирующими и гидрофобизирующими свойствами: степень эрозии шлама глинистых пород 0-2%, что позволит сохранить устойчивость глинистых пород;
- оптимальными реологическими характеристиками: пластическая вязкость 28-86 сПз, динамическое напряжение сдвига 141,6-257,6 дПа, прочность геля 25,5-71,5/28-81,8 дПа, что позволит обеспечить необходимую выносную и удерживающую способность бурового раствора;
- высокими смазочными свойствами: коэффициент трения 0,099-0,13, что позволит предотвратить прихваты в сильно искривленном и горизонтальном участках ствола скважины, облегчит прохождение бурильной колонны, улучшит условия работы породоразрушающего инструмента на забое;
3
- низкими фильтрационными свойствами: показатель фильтрации равен 0-2 см при ΔP=0,7МПа, что позволит предотвратить проникновение больших объемов бурового раствора и фильтрата в приствольную зону скважины.
Преимущества предлагаемого способа строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых отложений по обоим вариантам по сравнению с прототипом заключаются в следующем:
- повышение устойчивости терригенных пород, вскрываемых под большими зенитными углами (более 60°), за счет использования БРУО, обеспечивающего максимальную гидрофобизацию пород неустойчивого интервала в процессе бурения, что позволит предупредить осложнения в процессе бурения при вскрытии неустойчивых пород, склонных к осыпям и обвалам, и сократить затраты времени и средств на строительство скважины;
- расширение области применения способа строительства горизонтальных скважин в неустойчивых терригенных отложениях, а именно, возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям (в том числе и по кыновским глинам) без ограничения величины зенитного угла (при зенитных углах более 60°), а также возможность бурения скважины на продуктивный пласт, вскрываемый горизонтальным стволом, сложенный песчаниками и расположенный непосредственно под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин;
- сокращение материальных, временных и трудовых затрат;
- снижение отрицательного влияния бурового раствора на фильтрационно-емкостные свойства коллектора за счет повышения гидрофобизирующих и ингибирующих свойств инвертированного бурового раствора, как на водной, так и на углеводородной основе, что позволит повысить качество вскрытия продуктивного пласта и сократить время освоения скважины.
Таблица 1 - Зенитные углы ствола скважины по стратиграфическому разрезу
Глубина залегания (по стволу), м
Индекс стратиграфического подразделения
Зенитный угол, градус
0
10
Четвертичные отложения
0
0
10
100
Казанский ярус
0
1,00
100
251
Шешминский горизонт
1,00
4,17
251
402
Соликамский горизонт
4,17
11,49
402
496
Иренский горизонт
11,49
20,80
496
561
Филипповский горизонт
20,80
24,89
561
698
Артинский ярус
24,89
29,76
698
825
Сакмарский+ассельский ярусы
29,76
29,76
825
986
Верхний карбон
29,76
29,76
986
1101
Мячковский горизонт
29,76
29,76
1101
1228
Подольский горизонт
29,76
29,76
1228
1285
Каширский горизонт
29,76
29,76
1285
1348
Верейский горизонт
29,76
27,87
1348
1417
Башкирский ярус
27,87
29,84
1417
1746
Серпуховкий+окский надгоризонт
29,84
29,84
1746
1769
Тульский карбонатный горизонт
29,84
29,84
1769
1798
Тульский терригенный горизонт
29,84
29,84
1798
1855
Бобриковский горизонт
29,84
29,84
1855
1913
Радаевский горизонт
29,84
29,96
1913
2292
Турнейский ярусы
29,96
53,37
Вендский комплекс
2292
2381
Фаменский
53,37
60,40
2381
2471
Верхнефранский подъярус
60,40
67,49
2471
2617
Среднефранский подъярус
67,49
79,91
2617
2927
Тиманский горизонт
79,91
89,60
Таблица 2 Профиль ствола скважины
0-90 м
условно вертикальный участок;
90-190 м
участок набора зенитного угла до 10° в азимуте 300° с интенсивностью до 1°/10 м;
190-523 м
участок набора зенитного угла до 23,45° и разворот азимута до 133,29° с интенсивностью до 1°/10 м;
523-553 м
участок набора зенитного угла до 24,05° с интенсивностью до 0,2°/10 м;
553-610 м
участок набора зенитного угла до 29,76° и разворот азимута до 132,35° с интенсивностью до 1°/10 м;
610-1285 м
участок условной стабилизации;
1285-1348 м
участок снижения зенитного угла до 27,88° с интенсивностью до 0,3°/10 м;
1348-1368 м
участок набора зенитного угла до 29,84° с интенсивностью до 1,0°/10 м;
1368-1908 м
Участок условной стабилизации;
1908-2618 м
участок набора зенитного угла до 80° с интенсивностью до 1°/10 м;
2618-2629 м
участок набора зенитного угла до 81,1° и разворот азимута до 63,28° с интенсивностью до 1°/10 м;
2629-2634 м
участок снижения зенитного угла до 81° с интенсивностью до 0,2°/10 м;
2634-2663 м
участок набора зенитного угла до 89,6° с интенсивностью до 3°/10 м;
2663-2927 м
участок условной стабилизации
Таблица 3 - Общие сведения по скважине с использованием предлагаемой технологии
Назначение скважин
Добывающие
Вид скважин
Наклонно-направленные с горизонтальным окончанием
Диаметр предыдущей колонны
245 мм
Глубина спуска предыдущей колонны
530 м
Проектная глубина по вертикали
Д3tm - 2200
Пластовое давление: гл. 2180M-D3tm
23,6 МПа
Диаметр долота при бурении под э/колонну
215,9 мм
Интервал бурения на пресной воде ρ=1000 кг/м<sup>3</sup>
530-825 м
Интервал бурения на минерализованной воде ρ=1050 кг/м<sup>3</sup>
825-1719 м
Интервал бурения под эксплуатационную колонну на малоглинистом полимер-эмульсионном буровом растворе (МГБР) ρ=1160 кг/м<sup>3</sup>
1719-2381 м
Интервал бурения под эксплуатационную колонну на ИЭР ρ=1160 кг/м<sup>3</sup>, полученном на базе МГБР путем инверсии фаз
2381-2927 м
Замена части ИЭР на буровой раствор на водной основе путем инверсии фаз с целью гидрофилизации фильтрационной корки перед цементированием эксплуатационной колонны
2927 м
Таблица 4 Конструкция скважины
Название колонны
Диаметр, мм
Интервал спуска (по стволу), м
от (верх)
до (низ)
Направление
426
0
15
Кондуктор
324
0
80
Техническая
245
0
288
Эксплуатационная
168
0
1694
Открытый ствол
146
1694
1943
Таблица 5 Данные о типе используемых буровых растворов и профиле ствола скважины
Тип раствора
Интервал, м
Профиль
Глинистый раствор
15-288
0-110 м - условно вертикальный участок; 110-288 м - участок набора зенитного угла до 17,78° и разворота по азимуту до 150° с интенсивностью до 1710 м
Техническая вода
288-679
288-580 м - участок набора зенитного угла до 23,63° и при азимуте 150° с интенсивностью до 0,2710 м; 580-690 м - участок снижения зенитного угла до 19,3° и разворота по азимуту до 110,3° с интенсивностью 27100 м
Минерализованная вода плотностью 1150 кг/м<sup>3</sup>
679-826
690-928 м - участок набора зенитного угла до 37,68° и разворота по азимуту до 49,98° с интенсивностью до 1,35710 м
Безглинистый полимер-эмульсионный буровой раствор (ББР-ПМГ)
826-1470
928-1038 м - участок условной стабилизации; 1038-1529 м - участок набора зенитного угла до 64,0° и разворота по азимуту до 318,0° с интенсивностью до 1,43710 м
Инвертно-эмульсионный буровой раствор, полученный на базе ББР-ПМГ и инвертора А
1470-1694
1529-1568 м - участок условной стабилизации при зенитном угле 64,0° и азимуте 318,0° ; 1568-1694 м - участок набора зенитного угла до 82,0° и разворота по азимуту до 303,67° с интенсивностью до 1,79710 м
Полимер-эмульсионный буровой раствор, полученный на базе ИЭР и инвертора Б
1694-1943
1694-1709 м - участок условной стабилизации; 1709-1734 м - участок набора зенитного угла до 89,0° при азимуте 303,67° с интенсивностью до 3710 м; 1734-1943 м - участок малоинтенсивного снижения зенитного угла до 84,607° при азимуте 303,67° с интенсивностью до 2,17100 м
Таблица 6. Состав реверсивно-инвертируемого бурового раствора по предлагаемому способу и известного раствора по прототипу
№ состава
Состав раствора, об.%
соотношение бурового раствора и инвертора, об.%
Соотношение УВ: Эмульгатор в инверторе А
Соотношение Эмульгатор: диоксановые спирты в инверторе Б
Дополнительные реагенты, %
полимер
вода
утяжелитель
органобентонит
МГБР№1 (по патенту №2386656)
1
100/0
ББР №1
2
100/0
ББР №2
3
100/0
Полимерглинистый буровой раствор по прототипу
4
100/0
Инвертированный буровой раствор по заявляемому способу строительства скважин
5
72/28
17,7:1
1
6
70/30
14:1
1
7
70/30
19:1
1
8
70/30
14:1
26,7 (CaCl<sub>2</sub>)
9
70/30
14:1
14,0 CaCo<sub>3</sub>
10
65/35
14:1
11,6 Барит
11
100/3
2:1
12
100/2
3:1
13
100/2,25
3,5:1
14
100/3,5
2,5:1
15
100/3,75
2,75:1
16
100/3,75
2,75:1
0,1
20
17
100/4
3:1
0,1
20
1
Примечания: 1. В опыте №5 использован МГБР №1; в опытах №№6, 7, 9, 10 использован ББР №1; в опыте №8 использован ББР №2;2. В опыте №11 использован раствор №5; в опытах №№12, 3 использованы растворы №6, 7; в опыте №14 использован раствор №8; в опытах №№15, 6 использован раствор №9; в опыте №, 17 использован раствор №10.3. В опытах №№5, 6 и 7 использован эмульгатор Неонол АФ<sub>9-4</sub>; в опытах №№8,9 использован эмульгатор Синоксол м. А; в опыте №10 использован эмульгатор Aminadet N.4. В опытах №№5-7 использовано дизтопливо, в опытах №№8, 9 использовано индустриальное масло марки ИП-8; в опыте №10 использовано трансформаторное масло.5. Раствор №16 после проведения инверсии фаз был дополнительно обработан 0,1% Реоксана м. Б; Раствор №17 после проведения инверсии фаз был дополнительно обработан 0,1% Реоцел м.В.6. В опыте №11 использованы эмульгатор Неонол АФ<sub>9-12</sub> (ГЛБ=14) и Бурфлюб-БТ; в опытах №№12-14 - месь эмульгаторов Неонол АФ<sub>9-12</sub> и Неонол АФ<sub>9-4</sub> (ГЛБ=11 и Бурфлюб-БТ (доля гидроксильных групп 25%); в опытах №№15 и 16 - эмульгатор Синоксол м. В (ГЛБ=14) и Флотореагент Т-92 (доля гидроксильных групп 36%); в опыте №17 - смесь эмульгаторов Неонол АФ<sub>9-12</sub> и Неонол АФ<sub>9-4</sub> (ГЛБ=12,5) и ДСНБ-БС (доля гидроксильных групп 15%).
Таблица 7 Показатели свойств реверсивно-инвертируемого бурового раствора по предлагаемому способу и известного раствора по прототипу
№ состава из таблицы №6
Показатели свойств раствора
ρ, кг/м<sup>3</sup>
Ф<sub>0,7МПа</sub>, см<sup>3</sup>
, мПа·с
<sub>0</sub>, дПа
Gel <sub>10с/10 мин</sub>, дПа
УС Ом·м
ЭС, в
Эрозия шлама, %
Коэф. трения
1
1140
3,3
20
144
35,8/56,2
0,12
2
3,3
0,115
2
1138
5,0
24
163,2
23/25,5
0,08
2
3,3
0,155
3
1285
5,5
57
268
43,4/46
0,05
2
3,0
0,180
4
1280
5,078,5
17
60
-
-
2
6,8
0,210
5
1067
0,6
44,5
141,6
33,2/38,3
>10
69
0
0,101
6
1051
0,8
68
192,8
30,7/33,2
>10
77
0
0,103
7
1068
0,5
64
187,2
25,5/28,1
>10
75
0
0,103
8
1175
0,5
81,8
201,2
48,5/48,5
>10
51
0
0,0,98
9
1240
0
61
196,8
33,2/38,3
>10
33
0
0,102
10
1270
0
62
158,4
33,2/35,8
>10
42
0
0,099
11
1058
1,3
28
178,6
35,8/38,3
0,13
2
0,5
0,101
12
1049
1,1
44
196,4
30,7/30,7
0,12
2
1,5
0,108
13
1065
0,8
35
178,6
25,5/28,1
0,08
2
1,2
0,103
14
1167
0,7
65
244,2
56,2/61,3
0,075
2
1,5
0,11
15
1238
0,6
86,5
357,6
71,5/81,8
0,45
2
1,5
0,13
16
1178
1,8
48
178,6
28,1/30,7
0,18
2
1,5
0,13
17
1182
2,4
53
180
28,1/30,7
0,042
2
2
0,128
Примечания: * - показатель фильтрации при 0,1 МПа;ρ - плотность раствора;Ф<sub>0,7МПа</sub> - показатель фильтрации при 0,7МПа;η - пластическая вязкость;τ<sub>0</sub> - динамическое напряжение сдвига;Gel <sub>10с/10мин</sub> - прочность геля, замеренная через 10с и 10мин покоя;УС - удельное сопротивление;ЭС - электростабильность.