Содержание к диссертации
Введение
1. Особенности строительства, эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях оао «сургутнефтегаз» 8
1.1. Краткие сведения о геологическом строении месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» , 10
1.2. Характерные осложнения при строительстве боковых стволов скважин 13
1.3. Краткий анализ отечественного и зарубежного опыта бурения горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин 18
1.3.1. Краткий анализ зарубежного опыта бурения ГС и БГС (РГС) 18
1.3.2. Краткий анализ отечественного опыта бурения и эксплуатации ГС и БГС 25
1.3.2.1. Опыт ОАО «Татнефть» 25
1.3.2.2. Опыт ОАО «Удмуртнефть» 31
1.3.2.3. Опыт строительства БС ВНИИБТ 37
1.3.2.4.Опыт строительство БГС в ОАО «Башнефть» 38
1.3.2.5. Опыт бурения БГС в ОАО «Лукойл-Когалымнефтегаз» 41
1.3.2.6. Опыт бурения боковых горизонтальных стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» 44
2. Разработка методики проектирования профилей скважин пространственного типа 56
2.1. Обзор существующих методик расчета траекторий наклонных и горизонтальных скважин 56
2.2. Методика расчета профилей скважин пространственного типа 58
3. Совершенствование системы промывки стволов, сооружаемых из эксплуатационных скважин 68
3.1 . Анализ эффективности применяемых систем промывки БС скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» 68
3-2. Исследование ингибирующих свойств буровых растворов для промывки боковых стволов 81
3.3. Исследование, разработка и применение биополимерного бурового раствора фирмы ИКФ для промывки БС скважины 83
3.4. Анализ эффективности применения биополимерных буровых растворов 86
4 . Разработка рекомендаций по качественному креплению боковых стволов скважин 93
4.1. Анализ качества крепления боковых стволов с различной конструкцией забоя 93
4.2. Обоснование выбора конструкции забоев боковых стволов скважин 109
4.3. Оценка проходимости колонн-хвостовиков в искривленный ствол скважины 118
4.4. Анализ эффективности строительства и эксплуатации боковых стволов в реконструируемых скважинах в ОАО «Сургутнефтегаз» 123
4.4.1. Сравнительный анализ эксплуатации боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» (по состоянию на 01.07.2001 г) 130
4.4.2. Перспективы применения боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» 133
4.4.3. Принципиальный подход к выбору скважин для бурения боковых стволов 134
4.4.4 Прогнозная оценка эффективности бурения и эксплуатации боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» на период 2002-2015 гг 142
Основные выводы и рекомендации 144
Список используемых источников 149
Приложение 1 153
Приложение 2 170
- Характерные осложнения при строительстве боковых стволов скважин
- Опыт ОАО «Татнефть»
- Обзор существующих методик расчета траекторий наклонных и горизонтальных скважин
- . Анализ эффективности применяемых систем промывки БС скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»
Введение к работе
Бурение боковых стволов (БС) в настоящее время становится одним их основных способов восстановления бездействующих и увеличения производительности малодебитных скважин.
Особенно это актуально для месторождений Западной Сибири, где крупные залежи нефти и газа переходят в позднюю стадию разработки, характеризующуюся значительным обводнением эксплуатационных объектов. Ввод в эксплуатацию БС, как правило, положительно влияет на показатели эксплуатации скважин, способствует подключению к разработке «застойных» участков месторождений и дополнительной части остаточной нефти.
Например, начиная с 1998 года на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» реализуется программа бурения БС, в том числе с горизонтальным окончанием. Однако стоимость услуг при строительстве БС достаточно высока, а эффективность зачастую бывает ниже проектной.
При этом ряд следующих проблем методического и технологического характера бурения БС требуют дальнейших исследований:
1. Сложность технологического сопровождения привязки точки входа в пласт и оптимизация длины и формы горизонтального участка в зависимости от геолого-технических свойств пласта-коллектора, правильного выбора величины участка и места вскрытия продуктивного пласта.
2. Совершенствование рецептур биополимерных растворов для обеспечения их основных функций в гидравлической программе бурения БГС, при условии обеспечения сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов и повышения информативности промыслово-геофизических методов исследования скважин.
3. Повышение показателей бурения боковых стволов, прежде всего на горизонтальных участках в продуктивном пласте. 4. Создание надежного цементного кольца за потайной колонной-хвостовиком в условиях малых кольцевых зазоров и применение изоляционных пакеров в литологически неоднородной части нефтяной залежи, осложненной наличием зон водонефтяного и газонефтяного контакта (ВНК и ГНК).
Указанные проблемы должны решаться с учетом ограничений, предъявляемых к ориентации бокового ствола в месте его «зарезания» и на горизонтальном участке в нефтенасыщенной мощности пласта, что определяет повышенную для таких условий сложность проектирования профиля БС.
Цель работы
Повышение качества строительства БС за счет оптимизации профиля пространственного типа, совершенствования систем их промывки, выбора оптимальной конструкции забоя, обеспечения качества заканчивания и крепления потайных колонн-хвостовиков.
Основные задачи исследований
1. Анализ и обобщение опыта строительства скважин с боковыми стволами в нефтедобывающих регионах с различными геолого-техническими условиями бурения, выявление путей их совершенствования (на примере Федоровского, Быстринского, Западно и Восточно-Сургутского, Восточно-Елового, Родникового и других месторождений, разрабатываемых ОАО «Сургутнефтегаз»).
2. Разработка методических основ проектирования профиля пространственного типа при бурении БС в реконструируемых скважинах, включая программы их расчета на ПЭВМ.
3. Оценка возможности применения биополимерных растворов при бурении БС с горизонтальным участком и совершенствование систем их промывки.
4. Разработка рекомендаций по совершенствованию конструкций забоев реконструируемых скважин и обеспечения качества их крепления.
5. Технико-экономическая оценка полученных результатов, опытно-промышленное внедрение, разработка нормативной документации. Научная новизна выполненной работы
1. Разработаны научно-методические основы расчета профиля пространственного типа боковых стволов скважин с учетом оптимальной длины горизонтального участка и координат входа бокового ствола в продуктивный пласт.
2. Обоснована и предложена система промывки БС скважин на основе биополимерных буровых растворов.
Практическая ценность и реализация
На основании теоретических, лабораторных и промысловых исследований автором разработаны и внедрены:
1. Технико-технологические решения, которые реализованы при бурении и заканчивании более 100 БС скважин, в том числе с горизонтальным окончанием ствола, на Федоровском, Западно- и Восточно-Сургутском, Быстринском, Родниковом, Восточно-Еловом месторождениях, где ремонт и восстановление скважин осуществляет Федоровское УПНП и КРС (начиная с 2001 г. УЗБС) ОАО «Сургутнефтегаз».
2. Методические основы расчета профиля, которые позволяют с использованием программных средств оптимизировать и реализовать профиль БС пространственного типа как на стадии проектирования, так и в процессе строительства боковых стволов.
3. Применение биополимерных систем буровых растворов позволило существенно уменьшить аварии и осложнения в процессе бурения и заканчивания БС скважин, обеспечить в них высокую сохранность фильтрационно-емкостных свойств низкопроницаемых коллекторов.
Разработанные технико-технологические решения нашли применение при составлении следующих регламентирующих документов:
- РД 5753490-022-2000. Технологический регламент на бурение из обводненных и бездействующих эксплуатационных скважин боковых стволов с горизонтальным участком. - Сургут, ОАО Сургутнефтегаз, 2000.-87 с; Временная инструкция по технологии приготовления и химической обработке солевого биополимерного раствора для бурения боковых пологих и горизонтальных стволов их бездействующих и малодебитных скважин,- Сур-гутНИПИнефть, 2000. -11с;
Апробация работы и результатов исследований
Основные положения диссертационной работы докладывались на: Международной НТК «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России», (Тюмень: ОАО Газпром, 1999); НТК «Научные проблемы Западно-Сибирского нефтегазового региона», (Тюмень: ТюмГНГУ, 14-17 декабря 1999); Всероссийской НТК «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса», (Тюмень: ТюмГНГУ, 2000); Всероссийской НТК «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса», (Тюмень: ОАО Газпром, 17-19 октября 2000); III конгрессе нефтепромышленников России «Проблемы нефти и газа», (Уфа, 23-25 мая 2001); Всероссийской НТК «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы». Альметьевск: ОАО Татнефть, ноябрь 2001; Международном семинаре «Новые технологии ремонта нефтяных и газовых скважин» (NEW WORROVER TECHNOLOGIES), Европейская комиссия. Акция по программе 5FP (Тюмень: ТО «СургутНИПИнефть», 21-22 ноября 2001).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 13 печатных работ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 61 наименования отечественных и зарубежных авторов, 2 приложений. Изложена на 188 страницах машинописного текста, содержит 16 рисунков и 28 таблиц.
Характерные осложнения при строительстве боковых стволов скважин
Секционный спуск колонн и крепление скважин хвостовиками различной длины и диаметра объективно возникли, во-первых, как практическое решение проблемы спуска тяжелых обсадных колонн и, во-вторых, как необходимые работы по креплению боковых стволов при заканчивании скважин, упрощения их конструкции за счет уменьшения диаметра труб и зазоров между колоннами и стенками скважины, сокращения расхода металла и тампонажных материалов, увеличения скорости бурения и снижения стоимости буровых работ.
Крепление скважин колоннами-хвостовиками, в отличие от спуска сплошных обсадных колонн, имеет свои особенности, которые зависят от ряда факторов. Так недооценка различных и, прежде всего, геолого-технических факторов может привести к осложнениям и авариям как в процессе крепления колонн, так и при дальнейшем бурении после спуска хвостовиков. К числу таких факторов следует отнести: - факторы, характеризующие состояние ствола скважины: это величина ее поверхности, наличие каверн, сужений, желобов; конфигурация ствола — перегибы, интенсивность искривления по углу и азимуту, устойчивость ствола во времени; - размеры кольцевых зазоров и жесткость обсадной колонны; - высота подъема тампонажной смеси за обсадными и эксплуатационными колоннами. Как правило, скважины имеют расширения и сужения в различных интервалах разреза, которые зависят от многих причин, в том числе от литологии и возраста пород, скорости бурения и качества применяемого для промывки бурового раствора. Обычно в наиболее устойчивых и плотных породах кавер-нозность и желобообразования незначительны. Однако продолжительность проводки ствола скважин в отдельных интервалах из-за сложности бурения или низкого уровня организации работ часто приводит к образованию каверн и желобов, значительных по своей радиальной величине и протяженности.
Кавернозность необходимо учитывать при разработке плана крепления скважины хвостовиком, т.е. при выборе диаметра труб, способа подвески и типа разъединителя, в процессе расчета количества тампонажных материалов и скорости спуска труб. Таким образом, величина кавернозности предопределяет весь комплекс работ по креплению каждой скважины обсадными колоннами-хвостовиками. Кавернограммы характеризуют не только расширения, но и сужения ствола скважины. Обычно зоны сужений приурочены к неустойчивой части круто залегающих отложений, представленных сланцевидными глинами. Во время разбуривания таких интервалов происходят «посадки» колонны в процессе спуска долот, при этом, как правило, применяют проработки ствола и длительные промывки (с выносом значительного количества шлама). После длительных работ в таких интервалах вымывается значительное количество породы, в результате чего в конце бурения образуется крупная устойчивая каверна. Сужения ствола также отмечается в призабойных зонах, сложенных крепкими абразивными либо глиносодержащими, склонными к набуханию породами. Это объясняется недостаточной калибровкой ствола ограниченным количеством спусков и подъемов долота и наддолотных калибрующих систем, а также применением для промывки растворов на водной основе.
Большое количество рейсов бурильных труб в скважину при СПО способствует образованию на ее стенках глубоких желобов. Значительные желоба образуются на участках перегиба ствола, т.е. там, где происходит резкое изменение угла искривления и направления кривизны скважины. В этих интервалах подъем бурильных труб сопровождается постоянными затяжками вплоть до их заклинивания — прихвата. Величина фактической кавернозности и осложненность ствола желобами является важным фактором для выбора одного из способов крепления скважины хвостовиком. Угол искривления ствола и его азимут должны учитываться при рассмотрении комплекса вопросов крепления скважины. При изменении угла искривления в ту или иную сторону более чем на 1 на 10 м ствола образуется резкий его перегиб. Такой же перегиб образуется при изменении азимута искривления. Наличие перегибов, спиралей и петель, которые возникают при бесконтрольном бурении, образуют сложную и часто неудовлетворительную для качественного крепления конфигурацию ствола скважины. Заклинивание обсадных колонн при их спуске в большей степени вызывается не только малой величиной кольцевых зазоров и высокой жесткостью колонны, но и неудовлетворительной конфигурацией ствола. Как правило, необходимость использования многоколонной конструкции является следствием осложненных условий бурения. В таких скважинах проблемные зоны выявляются в процессе бурения и их крепление является вынужденным. Неустойчивость разреза вызывает необходимость постоянных проработок проблемных интервалов скважины и характеризуется тем, что долото до ранее пробуренной глубины через определенные промежутки времени не доходит.
Опыт ОАО «Татнефть»
Основной проблемой на поздней стадии разработки много пластовых нефтяных месторождений методами заводнения в ОАО «Татнефть» является снижение дебитов нефти скважин и рост обводненности продукции при наличии неизвлеченных запасов в малопроницаемых пластах и изолированных зонах. Одним из таких объектов здесь является крупнейшее много пластовое Ромашкин ское нефтяное месторождение платформенного типа Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Основным эксплуатационным объектом на месторождении являются отложения пашийского горизонта франского яруса девона (горизонт Д,), представленные терригенными коллекторами и залегающие на глубине 1765 м [16].
Ромашкинское месторождение эксплуатируется с 1952 года путем разделения рядами нагнетательных скважин на самостоятельные площади разработки. На протяжении всего периода эксплуатации для поддержания пластового давления осуществлялось законтурное и внутриконтурное заводнение. Однако в условиях совместного вскрытия различающихся по своим коллекторским свойствам пластов происходило неравномерное продвижение фронта нефтевьь теснения. Поэтому в настоящее время, когда Ромашкинское месторождение находится в поздней стадии разработки, преобладающая доля остаточных запасов рассредоточена в малопродуктивных и тупиковых зонах. Для извлечения этих запасов нефти бурение уплотняющих вертикальных скважин чаще всего является малоэффективным и нерентабельным. Здесь необходимы новые способы разработки месторождений для повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения из истощенных объектов. Одним из прогрессивных методов, является бурение горизонтальных скважин или боковых горизонтальных стволов из скважин нерентабельного и отработанного фонда. Результаты эксплуатации таких скважин в России свидетельствуют о высокой их эффективности на любых стадиях разработки месторождений. Так, в ряде случаев по истощенным объектам за счет подключения тупиковых зон были получены фонтанные притоки и конечный коэффициент нефтеизвлечения удалось повысить на 5-8 %. Бурение горизонтальных скважин на зоконсервированных из-за нерентабельности эксплуатации месторождения позволило ввести их в промышленную разработку.
Для повышения эффективности бурения горизонтальных скважин или боковых горизонтальных стволов привлекается широкий круг специалистов, в том числе геологи, химики, гидродинамики, разработчики, буровики и экономисты. Подобными многофункциональными командами к настоящему времени отработаны многие вопросы проектирования систем разработки поисковыми горизонтальными скважинами, а также по неразрабатываемым объектам, разбуренным ранее по эксплуатационной сетке скважин на нижележащие горизонты.
Достигнутый в настоящее время коэффициент нефтеизвлечения (кни) составил 0,461, при дебите скважин 3,3 т/сут и обводненности продукции 95 %. Проведенные расчеты по характеристикам вытеснения показали, что при существующей системе разработки достигается Кни до 0,500.
Для повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения необходимо проведение дополнительных мероприятий с учетом уточнения геологической модели объекта и характера распределения остаточных запасов в объеме залежи. Выполненные исследования по анализу заводнения коллекторов с использованием разработанной в Татарстане и апробированной в других регионах методики позволили получить данные о структуре, величине и местоположении остаточных запасов нефти. Установлено, что в настоящее время по всем пластам существенно увеличилась доля запасов в малопродуктивных коллекторах, которые вовлекаются в разработку низкими темпами. Кроме того, в целом 19,9 % геологических запасов относятся к категории трудноизвлекаемых и они могут быть выработаны традиционными способами.
Для повышения эффективности разработки рассматриваемого участка и достижения проектного коэффициента нефтеизвлечения необходимо бурение уплотняющих скважин, что в условиях незначительности запасов отдельных линз и тупиковых зон в большинстве случаев будет нерентабельным. В этих условиях экономически целесообразным является бурение боковых горизонтальных стволов в старых скважинах. Таким образом в ОАО «Татнефть» основными задачами использования скважин с горизонтальными стволами являются: - подключение в разработку низкопродуктивных пластов небольшой толщины; - повышение степени охвата процессом заводнения пластов, характери зующихся высокой расчлененностью по разрезу; - увеличение конечной нефтеотдачи за счет дополнительного вовлечения запасов нефти из тупиковых и заводненных зон. Для успешного их решения при проектировании БГС должны учитываться такие геолого-промысловые критерии, как нефтенасыщенная толщина пласта, по которому планируется проходка горизонтальной части ствола, а также количество приходящихся на него извлекаемых запасов нефти. Минимально допустимая величина извлекаемых запасов, принимаемая при выборе объектов бурения, определяется рентабельностью скважин в данных экономических условиях, а минимальное значение толщины пласта выбирается в зависимости от технических возможностей проводки ГС с использованием существующей аппаратуры. С учетом изложенного, были выделены наиболее важные критерии эффективности использования технологии горизонтального бурения, которые необходимо учитывать при геолого-промысловом обосновании выбора объектов доразработки на неоднородных многопластовых месторождениях, сложенных терригенными коллекторами: 1. Учитывая, что существующие системы телеметрического контроля процесса бурения ГС позволяют достаточно точно проводить горизонтальные скважины в трехметровом «коридоре», минимальные значения эффективной толщины по проектным пластам должны быть не менее 3,0 м.
Обзор существующих методик расчета траекторий наклонных и горизонтальных скважин
Вопросам проектирования траекторий наклонно направленных и горизонтальных скважин посвящены работы Астафьева Г.И., Белоруссова В.О., Беляева В.М., Буслаева В.Ф., Васильева Ю.С., Васьк И.О., Гасанова И.Э., Гержберга Ю.М., Грачева СИ., Григоряна Н.А., Григулецкого В.Г., Гулизаде М.П., Зозули Г.П., Калинина А.Г., Каримова З.Г., Кагарманова Н.Ф., Лукьянова В.Т., Мамедбекова O.K., Оганова С.А., Оганова А.С., Повалихина А.С, Прохоренко А.С., Прохоренко В.В., Солодкого К.М., Сулакшина С.С, Султанова Б.З., Сушона Л.Я., Федорова А.Ф., Шенбергера В.М., Шаписултана И.Э., Ширин-Заде С.А., Кейн С.А. и др.
Существующие методики расчета траекторий скважин имеют ряд недостатков и не могут быть универсально использованы при проектировании траекторий направляющих горизонтальных и боковых стволов скважин [31]. 1 Методика ВНИИБТ (Калинин АХ. и др.) [31] предусматривает постоянство радиуса кривизны в пределах одного участка, что возможно лишь для профилей плоскостного типа. 2
Методика АЗИНХА (Гулизаде М.П., Сушон Л.Я., Оганов Г.А. и др.) -переменная интенсивность искривления на участках профиля плоскостного типа. Методика не учитывает закономерности искривления для различных типов КНБК. 3 Определение азимутального искривления скважины (Белоусов В.О., Боднарук Т.М.). При интегральном вычислении проекций участков траектории скважины в вертикальной плоскости производится поинтервальное определение азимута, при этом участки аппроксимируются прямой линией. 4 Расчет упруго-напряженного состояния компоновки низа бурильной колонны (ВНИИБТ - Беляев В.М., Калинин А.Г., Солодкий К.М. и др.) - прогнозируется траектория скважины на отдельном участке для КНБК конкретного состава. 5
Интенсивность искривления получена статистической обработкой промысловых данных, проекции участков определяются численным интегрированием зависимости I = а ав. (Астафьев Г.И., Каримов В.Х. и др.). Рассчитывается только плоский профиль. 6 Отказ от формализованного представления о типе профиля, когда количество и число участков определяется числом и последовательностью спускаемых КНБК (Буслаев В.Ф., Кейн С. А. и др.). Методика предусматривает проектирование профилей пространственного типа и может быть взята за основу [33].
Расчет проекций осуществляется по формулам rSina-da rCosada . cda ._ 1Ч А- : , л=\ ; -т Ь= і- — (1Л) J I J I J I a a a Прогноз азимутального искривления по формулам X = A-Sin{ p,im+ pKO„y2 (2.3) Y = A-Cos( pim+paiH)/2 (2.4) где L, A, H - длина ствола скважины, горизонтальная и вертикальная составляющая проекции участков профиля соответственно, м; а - зенитный угол; Ф - азимутальный угол, град; \а - интенсивность зенитного искривления, град/10 м; іф - интенсивность азимутального искривления, град/10 м; R - радиус искривления, м. 2.2 Методика расчета профилей скважин пространственного тина
Известно, что большинство наклонно направленных скважин по геологическим причинам естественно искривляются в пространстве, а горизонтальное бурение в проектном азимуте (в том числе и боковых стволов) требует использования задаваемых профилей пространственного типа [34]. В связи с этим актуален вопрос разработки эффективной методики проектирования профилей наклонно направленных, пологих и горизонтальных скважин, в том числе при их ремонте забуриванием боковых стволов, а также программ расчета на ПЭВМ.
При расчете профиля пространственного типа используются данные анализа естественного зенитного и азимутального искривления стволов ранее пробуренных скважин, проектное начальное и конечное азимутальное направление ствола ГС, требования к профиля и конструкции скважины, предъявляемые заказчиком проекта на их строительство. На первом этапе определяется угол входа в продуктивный пласт, который для пологой скважины задается в зависимости от толщины продуктивного пласта h и требуемой длины ствола 1 [3 5]. Угол входа в пласт акр рекомендуется определить по формуле
. Анализ эффективности применяемых систем промывки БС скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»
Федоровское УГШП и КРС, УЗБС и КРС ОАО «Сургутнефтегаз», Самарское УПНП и КРС, начиная с 1998 года, осуществляют программу бурения боковых стволов (БС), в том числе с горизонтальным окончанием из обсаженных скважин с целью повышения их продуктивности, ликвидации аварий и вовлечения в разработку локальных участков с остаточной нефтенасыщенностью на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки [30]. Технология промывки таких скважин является одной из главных задач качественного вскрытия продуктивного пласта с сохранением его устойчивости и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), обеспечения при этом высоких технико-экономических показателей бурения. Известно, что причинами снижения ФЕС продуктивного пласта при его первичном вскрытии бурением и дополнительными стволами из обсаженных скважин являются: - закупоривание порового пространства коллектора; - миграция тонких фракций матричной породы и закупоривание ими по-ровых каналов; - набухание глин и глиносодержащих пород (компонентов), рассеивание и миграция хлопьев (флокуляция); - динамическое воздействие на скелет породы при движении частиц; - неблагоприятные взаимодействия в системе «технологический раствор - флюид», приводящие к осаждению неорганических новообразований или эмульсионно-водному блокированию; - изменение (уплотнение) поровой структуры в прискважинном про странстве в результате воздействия долота. Сохранение коллекторских свойств пласта во многом определяется соответствием состава и физико-химических свойств буровых растворов геологическим условиям залегания и свойствам вскрываемых дополнительными стволами продуктивных пород-коллекторов. Гидравлическая программа бурения боковых стволов, в том числе с горизонтальным участком, характеризуется следующими основными критериями: - требуемый объем промывочной жидкости; - достаточная регулируемая плотность для создания регламентируемого давления на пласт; - расход бурового раствора, обеспечивающий эффективную очистку забоя и транспортирование шлама по стволу на поверхность; - стабильность стенок скважины при длительном контакте с буровым раствором; - максимальная защита коллектора от механического повреждения, химических и физико-химических воздействий; - достаточная удерживающая и выносящая способность раствора; - тип забойного двигателя и системы измерения геолого-технологических параметров; - максимальная скорость проходки; - качественное крепление потайной колонны-хвостовика. Проектирование гидравлической программы промывки необходимо начинать с определения требуемого объема, расхода и типа промывочной жидкости, обеспечивающей очистку забоя от металла разбуриваемого участка колонн и шлама, их транспортирования в кольцевом пространстве. При этом Q (эффективный расход) для дополнительного ствола с горизонтальным участком рекомендуется определять по методике, изложенной в работе [40]. Основываясь на данных о конструкции основного ствола скважин, строении коллектора и способе заканчивания дополнительным стволом, на группе месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» при бурении вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных боковых стволов испытаны и применяются различные системы буровых растворов (табл. 3.1). Автором работы проведен анализ бурения и вскрытия продуктивных горизонтов боковых стволов скважин с использованием систем и типов буровых растворов, определены недостатки и эффективность их применения. Таблица 3.1 - Влияние раствора на показатели дебита нефти и обводненность продукции скважин с БС № Тип бурового раствора Количество скважин с БС,СКВ Дебит нефти, т/сут Обводненность продукции, % Система промывочной жидкости №1, представляющая собой водный раствор хлористого натрия различной плотности, применяется для глушения скважин при их ремонте, установке технологического цементного моста и фрезеро 71 вания эксплуатационной колонны вырезание участка колонны либо «окна» в ней. При бурении 15 БС в качестве промывочной жидкости применялся малоглинистый буровой раствор на пресной водной основе, обработанный КМЦ. Из-за низкой его эффективности — снижения ФЕС продуктивной части пласта, затяжек и прихватов КНБК и колонн-«хвостовиков», система №3 в настоящее время при бурении БС практически не применяется. В 1988 году ТО «СургутНИТТИнефть» для условий бурения БС разработан малоглинистый полимерсолевой буровой раствор (МПБР), представляющий собой промывочную жидкость с ингибирующими свойствами и малым содержанием твердой фазы на основе водного раствора хлорида натрия с добавлением в качестве стабилизатора полимера КМЦ [41] (табл. 3.2).
