Содержание к диссертации
Введение
1. Геолого-технические условия строительства горизонтальных скважин и ремонта скважин методом зарезки бокового горизонтального ствола на месторождениях Удмуртии 9
1.1. Общая характеристика района работ 9
1.2. Геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений 11
1.3. Геолого-технические особенности бурения скважин на месторождениях Удмуртии 14
1.4. Основные причины ухудшения фильтрационно-емкостной характеристики призабойной зоны пласта на месторождениях Удмуртии 17
1.5. Выводы о геолого-технических условиях бурения, определяющих принятие технологических решений по свойствам и составу бурового раствора и режиму его циркуляции 26
2. Анализ современных представлений о гидравлической программе промывки и требования к свойствам бурового раствора при строительстве горизонтальных скважин 28
2.1. Гидравлическая программа промывки скважины и свойства бурового раствора как объект управления 28
2.2. Факторы, определяющие особенности выбора параметров гидравлической программы и свойств бурового раствора при бурении горизонтальных стволов 31
2.3. Современные представления о выборе решений при проектировании гидравлической программы промывки скважин и выборе свойств бурового раствора 41
2.4. Выводы о современных представлениях по разработке гидравлической программы промывки горизонтальных скважин и свойств бурового раствора 44
2.5. Технологические требования к составу и свойствам бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта 45
2.5.1. Снижение дифференциального перепада давления на продуктивный пласт при первичном вскрытии 45
2.5.2. Недиспергирующие и ингибирующие свойства 45
2.5.3. Снижение глубины проникновения фильтрата бурового раствора 46
2.5.4. Состав дисперсной фазы бурового раствора 47
2.5.5. Снижение времени контакта бурового раствора с продуктивным пластом 47
2.5.6. Удаление проникших компонентов бурового раствора при освоении скважины 47
3. Определение свойств бурового раствора и режимных показателей процесса промывки на основе анализа функционального назначения и технологических ограничений 49
3.1. Методический подход к аналитическому обоснованию свойств бурового раствора и режимных показателей процесса промывки 49
3.2. Оптимизация свойств бурового раствора для обеспечения очистки горизонтального ствола 51
3.2.1. Расчет зон движения вязкопластичной жидкости при ламинарном движении в эксцентричном пространстве 52
3.2.2. Два режима течения вязкопластичной жидкости в эксцентричном пространстве. Расчет угла перехода из одного режима в другой 60
3.2.3. Формализация задачи оптимизации свойств бурового раствора 65
3.3. Анализ полученных результатов 74
4. Разработка состава и свойств бурового раствора для бурения горизонтальных стволов 81
4.1. Исследование состава и свойств бурового раствора, обеспечивающих минимальное ухудшение коллекторских свойств ПЗП 81
4.2. Основные направления совершенствования систем бурового раствора для бурения горизонтальных стволов в Удмуртии 85
4.3. Основные направления совершенствования технологии применения буровых растворов 87
4.4. Особенности технологии освоения скважин при применении безглинистых растворов 89
5. Анализ эффективности бурения скважин с горизонтальным окончанием ствола на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» 92
5.1. Объемы горизонтального бурения на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» 92
5.2. Оценка экономической эффективности применения безглинистых буровых растворов 93
5.3. Анализ опыта применения различных типов бурового раствора при бурении горизонтальных скважин на месторождениях Удмуртии 95
5.4. Влияние технологических решений при заканчивании скважин на их продуктивность 105
5.5. Выводы 111
Выводы и основные рекомендации 113
Список использованных источников 115
- Основные причины ухудшения фильтрационно-емкостной характеристики призабойной зоны пласта на месторождениях Удмуртии
- Формализация задачи оптимизации свойств бурового раствора
- Особенности технологии освоения скважин при применении безглинистых растворов
- Анализ опыта применения различных типов бурового раствора при бурении горизонтальных скважин на месторождениях Удмуртии
Основные причины ухудшения фильтрационно-емкостной характеристики призабойной зоны пласта на месторождениях Удмуртии
Призабойная зона пласта (ПЗП) в течение всего периода работы скважины подвержена различным физико-химическим, биологическим и другим изменениям, в определенной степени влияющим на гидропроводность ПЗП. В этой связи проницаемость призабойной зоны пласта практически никогда не является постоянной, а изменение ее во времени идет, как правило, в сторону снижения. Информация о состоянии ПЗП и исследование сущности механизма взаимодействия технологических жидкостей с породой пласта во время первичного вскрытия продуктивного пласта, крепления скважины, вторичного вскрытия и освоения, эксплуатации скважины и проведения обработок призабойной зоны (ОПЗ) имеет исключительное значение. Данная информация важна для регулирования процесса разработки месторождения, для выбора новых методов повышения проницаемости пласта, разработки новых эффективных способов за-канчивания скважин и ОПЗ. Одними из главных условий, влияющих на добывающие возможности скважины, является загрязнение ПЗП во время вскрытия и в процессе эксплуатации скважин.
Учитывая данные исследований процесса кольматации порового пространства призабойной зоны скважин на месторождениях Удмуртии, необходимо остановиться на факторах, наиболее существенных и характерных для условий скважин на месторождениях Удмуртии.
Первой из причин кольматации порового пространства призабойной зоны пласта является, несомненно, операция вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения скважины. В процессе первичного вскрытия происходит существенное ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта за счет проникновения фильтрата и твердой фазы бурового раствора. Условно в ПЗП выделяют две зоны: зону проникновения, в которой основным фактором ухудшения коллекторских свойств является проникновение фильтрата бурового раствора, и зону кольматации, где ухудшение коллекторских свойств вызвано проникновением дисперсных частиц твердой фазы бурового раствора. Со временем при эксплуатации скважины происходит расформирование зоны проникновения, однако в зоне кольматации снижение коллекторских свойств может иметь необратимый характер. Естественно, что кольматирую-щей составляющей порового пространства будет материал, на котором производилось вскрытие. Здесь следует отметить, что значительная часть скважин в 70-80 годы была пробурена с использованием глинистого раствора низкого качества. Глинистый раствор имел большое содержание твердой фазы, сравнительно высокий показатель фильтрации. На стенках скважины формировалась толстая глинистая корка. Высокая плотность бурового раствора способствовала созданию большого дифференциального перепада давления в системе скважина - продуктивный пласт и, соответственно, созданию глубокой зоны кольматации.
Степень необратимости фильтрационных свойств околоскважинных зон пласта в определенной степени зависит от природы кольматации, ее интенсивности и глубины. Исследованиями А. Абрамса отмечено проникновение глинистых частиц в поры гранулярных коллекторов до 40 см и более. Другими исследователями дается меньшая глубина кольматации - от нескольких миллиметров до 5-10 см. Отмечается, что на глубину кольматации, кроме фильтраци-онно-емкостной характеристики поровых каналов, влияет и дисперстность частиц кольматанта, хотя в количественной оценке этого фактора также нет единого мнения. Так, А. Н. Патрашов, изучая этот процесс, установил, что изменения физических свойств пород в зоне кольматации происходит лишь в случае, когда средний диаметр пор в 5-6 раз превышает средний диаметр кольматанта. Исследованиями, проведенными в ТатНИПИнефть, установлено, что кроме размерных характеристик поровых каналов и твердых частиц, глубина кольматации зависит от физико-химических свойств дисперсной среды и репрессии на пласт. В работе А. Ф. Боярчука и В. П. Кереселидзе [6] приводятся данные о зависимости глубины проникновения известково-битумного раствора от размеров поровых каналов и трещин, которая при размерах поровых каналов и трещин в 100 мкм составляет 20-60 см, а при 250 мкм - достигает 130-150 см. ВНИИБТ на основании исследований сделало заключение о том, что глубина кольматации твердой фазой бурового раствора пород с высокой проницаемостью составляет в среднем 5-6 см.
Оценка глубины загрязнения продуктивного пласта скважин на месторождениях Удмуртии [37] позволила установить, что зоны существенного загря-нения ПЗП в большинстве исследованных скважин обнаружены лишь в при-фильтровой части пласта, в радиусе порядка 10-30 см, а радиус ухудшенной проницаемости, в зависимости от коллекторской характеристики пород и их трещиноватости, изменяется от 0,3 до 3,5 м.
На основании анализа литературных источников нельзя сделать определенного вывода ни по глубине кольматации призабойной зоны, ни по влиянию ее на продуктивность скважин. Это объясняется сложностью процесса кольма-тации. Глубина и степень загрязнения при котором зависят от целого ряда факторов, определяющих как коллекторские свойства пласта, так и физико-химическую характеристику кольматационного материала. По этой причине ряд исследователей, давая количественную оценку кольматации, как правило, приводит описание пород и условий, в которых изучался процесс. Для условий карбонатных коллекторов месторождений Удмуртии проведена оценка возможной глубины проникновения фильтрата бурового раствора в ПЗП (Rnp). При этом была использована методика ВНИИКРнефть, представленная в работе Н. Р. Рабиновича, Н. В. Смирнова, А. П. Крезуба [47].
Проведя расчеты при следующих значениях, входящих в формулу параметров: гскв=0,11 м; Др=6 МПа; к =1,5-10"13; х=0,1 м2/с; /и=0,17; ц=1-10"3 мПа-с; 5=10; /=10 ч, получены результаты, позволяющие сделать вывод о том, что при проведении буровых работ и геолого-технических мероприятий проникновение фильтрата бурового раствора, и, надо полагать, другой жидкости, загрязняющей ПЗП, распространяется на достаточно большую глубину (3-5 м). Причем, если при бурении степень проникновения фильтрата зависит от качественных показателей образующейся при этом фильтрационной корки, то во время проведения вторичного вскрытия, обработок призабойной зоны, глушения скважины проникновению жидкости в пласт могут препятствовать лишь естественная проницаемость пород и загрязнение ПЗП, произошедшее в результате кольма-тационных процессов во время бурения и крепления скважины.
Гидромеханическое загрязнение ПЗП имеет одну особенность, учитывать которую необходимо при проведении первичного вскрытия и последующего освоения скважин. На месторождениях Удмуртии при исследовании скважин после их освоения и последующей эксплуатации было отмечено неполное восстановление приемистости нагнетательных скважин. Установлено, что степень восстановления проницаемости ПЗП зависит от времени с момента остановки скважины до ее освоения. С увеличением этого времени полнота восстановления проницаемости снижается [37]. Для выяснения причин и подтверждения отмеченного явления в институте «УдмуртНИПИнефть» были проведены лабораторные исследования, сущность которых заключалась в следующем. Через карбонатные породы керновых образцов известной проницаемости продавливали малоконцентрированную мелкодисперсную водо-меловую суспензию. Затем образцы экстрагировали и определяли их проницаемость, после чего часть образцов (первую группу) устанавливали в противоток, где они промывались дистиллированной водой определенного объема. Вновь находили проницаемость. Полностью проницаемость керновых образцов не восстанавливалась, несмотря на достаточно длительную фильтрацию через них дистиллированной воды. Другую часть образцов (вторую группу) подвергли тем же операциям, но через 30 дней с момента их заиливания. Сравнение результатов показало, что проницаемость кернов второй группы восстановилась в меньшей степени, чем первой, хотя количество прокачиваемой воды было одинаковым. Потеря проницаемости образцов по первой группе колебалась от 6,5 до 17%, а по второй от 25 до 31 %. Проведенные исследования дают возможность убедиться в необходимости реализации рекомендаций по сокращению до минимума времени с момента завершения скважин бурением до освоения и ввода их в эксплуатацию.
Формализация задачи оптимизации свойств бурового раствора
На современном этапе развития представлений о характере транспорта шлама в потоке бурового раствора не установлено ни стохастической, ни детерминированной закономерности распределения частиц шлама по потоку при движении в затрубном пространстве [46]. Поэтому в качестве рабочей гипотезы примем положение, что при движении в потоке бурового раствора положение каждой отдельной частицы шлама равновероятно, т.е. частицы шлама распределены по площади сечения потока равномерно. При этом вынос частиц шлама определенного размера происходит в той части сечения кольцевого пространства, где скорость движения бурового раствора превышает некоторую минимальную величину, требуемую для обеспечения транспортировки частиц шлама данного размера. Таким образом, задача обеспечения максимальной транспортной эффективности процесса промывки сводится к решению задачи обеспечения максимальной площади затрубного пространства, в которой скорость движения бурового раствора достаточна для выноса частиц шлама определенного размера.
Решение задачи оптимизации необходимо проводить с учетом системы технологических требований и ограничений, налагаемых на свойства бурового раствора и режимные показатели процесса промывки. При этом требуется учесть выполнение буровым раствором функционального назначения при проведении различных технологических операций. Это позволяет найти допустимые пределы изменения свойств бурового раствора в зависимости от горногеологических условий и принятых технико-технологических решений.
В существующих, на сегодняшний день, математических моделях движения жидкости в эксцентричном кольцевом пространстве распределение скоростей зависит от геометрических параметров канала, расхода бурового раствора, свойств бурового раствора: плотности, пластической вязкости и предельного динамического напряжения сдвига. Соответственно следует формализовать требования к данным параметрам при проведении в скважине различных технологических операций.
Свойства бурового раствора и режим промывки скважины должны при проведении в скважине любых технологических операций в горизонтальном стволе обеспечивать:
- отсутствие проявления пластовых флюидов;
- недопущение гидроразрыва пластов и отсутствие поглощения бурового раствора;
- транспорт шлама по вертикальному стволу скважины;
- удержание дисперсных частиц во взвешенном состоянии при остановках циркуляции.
Во время проведения спуско-подъемных операций давление в скважине изменяется. Это может явиться причиной серьезных осложнений - гидравлического разрыва пластов и поглощения бурового раствора, флюидопроявлений, нарушения устойчивости стенок скважины.
Особенностью проведения спуско-подъемных операций является кратковременность и неравномерность процесса. Скорость движения колонны труб изменяется, как правило, по трапецеидальной тахограмме: участок разгона сменяется равномерным движением и затем торможением. При определении допустимых свойств бурового раствора основная практическая задача состоит в определении максимального изменения забойного давления. Поэтому достаточно рассмотреть случай равномерного спуска или подъема труб с максимальной скоростью. При этом влиянием нестационарности процесса, т.е. влиянием сил инерции, можно пренебречь.
Изменение забойного давления определяется из условия баланса масс: в любом сечении скважины объемный расход жидкости в кольцевом пространстве и в трубе равен объему вытесняемой жидкости в единицу времени
Как показано в работе [37], максимальное изменение забойного давления при проведении спуско-подъемных операций происходит в случае движения колонны с закрытым низом. В этом случае при структурном вытеснении жидкости Шведова-Бингама уравнение для определения изменения забойного давления при движении колонны труб примет вид
Практические расчеты показывают, что данное условие соблюдается в большинстве случаев проведения спуско-подьемных операций в горизонтальных скважинах, т.к. скорости их выполнения ограничиваются техническими возможностями бурового оборудования и технологическими требованиями по предотвращению аварий, связанных с заклиниванием колонн в стволе скважины при резких посадках и затяжках.
Анализ применяемых технологических режимов и компановок колонн показывает, что максимальные перепады давления возникают при спуске обсадной колонны с обратным клапаном и при подъеме бурильной колонны без перепускного клапана (в этих случаях низ колонны закрыт).
Таким образом, имеем систему уравнений, характеризующих допустимую область изменения структурно-механических свойств бурового раствора. В качестве примера определения допустимых пределов изменения предельного динамического сдвига и пластической вязкости, исходя из условия соблюдения технологических ограничений, на рис. 3.4 приведены результаты расчетов для случая бурения бокового горизонтального ствола на Мишкинском месторождении.
Особенности технологии освоения скважин при применении безглинистых растворов
Применение современных безглинистых систем бурового раствора при вскрытии пластов на горизонтальных скважинах имеет свои особенности, так как в данном случае состав фильтрата и твердой фазы бурового раствора существенно отличается от применявшихся ранее глинистых растворов. Учитывая принципиальные отличия механизмов кольматации призабойной зоны, различие физико-химических свойств кольматантов, для декольматации скважин необходимо использовать концепцию избирательных технологий, базирующихся на подборе индивидуальных удалителей или преобразователей конкретного типа кольматанта. Технология обработки призабойной зоны пласта должна сочетаться с комплексом технологических решений, принятых на этапе заканчивания скважин.
Наиболее перспективным, на наш взгляд, техническим решением этапа эффективного вскрытия пласта является создание комплексных технологий, сочетающих в себе две взаимосвязанные технологии: технологию заканчивания скважин и технологию первичной обработки призабойной зоны пласта, - независимо от того, какой промежуток времени разделяет эти две операции.
Для подбора эффективных технологий удаления компонентов бурового раствора были проведены опыты по подбору составов технологических жидкостей для удаления фильтрационных корок. Полученные в процессе измерения показателя фильтрации на приборе ВМ-6 фильтрационные корки (пленки) помещались в стеклянную посуду с исследуемыми технологическими жидкостями. Реагирование корок с технологической жидкостью во времени оценивалось визуально до полного удаления корок. Проведенные лабораторные исследования по удалению фильтрационных корок (пленок) применяемых безглинистых полимерных систем бурового раствора показывают, что фильтрационные корки (пленки) из полимерных материалов полисахаридной и полиакрилатной природы практически не взаимодействуют с раствором соляной кислоты 12-14%-ной концентрации. Наиболее интенсивно процесс разрушения корок происходит при помещении их в водный раствор гипохлоритов щелочных металлов (лития, натрия). При взаимодействии гипохлорита натрия с полиакриламидом происходит химическая реакция по следующей схеме:
2[-СН2-СН-] + 15NaC10 = 6С02 + 5Н20 + 15 NaCl + N2 I CONH2
Конечными продуктами окисления полиакриламида являются вода, углекислый газ и азот.
При использовании безглинистых растворов целесообразно обработку призабойной зоны горизонтальных стволов в карбонатных коллекторах производить в два этапа. На первом этапе в горизонтальном стволе устанавливается ванна из раствора гипохлорида натрия 5%-ной концентрации. Затем производится один из видов соляно-кислотной обработки. Выбор технологической схемы проведения соляно-кислотной обработки определяется конструкцией скважины и горно-геологическими условиями.
Общие кислотные обработки могут быть применены для обработки всего горизонтального ствола при достаточно одинаковой проницаемости вскрытого коллектора по его длине и исключении опасности прорыва пластовой воды и газа. Для месторождений Удмуртии данные условия характерны для пластовых сводовых залежей верейского горизонта. Данный вид обработок отличает простота его осуществления, минимальный уровень затрат на проведение.
Следует отметить повышенный риск проведения общих кислотных обработок в горизонтальных стволах, пробуренных в карбонатных коллекторах на залежах массивного типа, подстилаемых пластовой водой. В целом, опыт обработок скважин на Мишкинском месторождении свидетельствует, что в данных условиях даже установка кислотных ванн при минимальных депрессиях приводит к росту обводненности продукции скважин и может дать отрицательный результат.
При обработке горизонтальных скважин, вскрывших продуктивный пласт с резко отличающимися по простиранию коллекторскими свойствами, наиболее предпочтительной является технология поинтервальных кислотных обработок. Интервалы обрабатываемых участков намечаются после проведения исследований.
Анализ опыта применения различных типов бурового раствора при бурении горизонтальных скважин на месторождениях Удмуртии
При бурении горизонтальных скважин было испытано несколько типов буровых растворов. Рецептуры буровых растворов и диапазон изменения технологических свойств приведены в таблице 5.2. Проведенные опытные работы позволили выявить недостатки применяемых буровых растворов и определить пути их дальнейшего совершенствования.
При бурении первых горизонтальных скважин на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» (скважины 3253, 3259, 3261 Кезского месторождения и скважина 450 Мишкинского месторождения) применялся глинистый буровой раствор, утяжеленный карбонатным материалом.
Высокое содержание твердой фазы в буровом растворе отрицательно сказывалось на технико-экономических показателях бурения, приводило к большим затратам материалов и времени на приготовление и обработку бурового раствора. Поступление минерализованной пластовой воды еще более осложняло проблему. Для предотвращения ухудшения технологических свойств бурового раствора приходилось использовать буровой раствор повышенной плотности. Бурение резко искривленного и горизонтального участков ствола сопровождалось рядом осложнений, таких как нарушение устойчивости стенок скважины, прилипание бурового инструмента. Из-за больших сил трения не передавалась нагрузка на долото, что явилось причиной прекращения дальнейшего углубления горизонтального ствола на скважине 3253 Кезского месторождения.
В дальнейшем при бурении скважин на месторождениях Удмуртии глинистый буровой раствор не использовался. С учетом того, что при бурении скважин был накоплен большой опыт применения рецептуры полимерно-солевого раствора (ПСР), было принято решение перейти на ее использование при бурении горизонтальных скважин. Данная система бурового раствора успешно применялась на месторождениях Удмуртии с середины 80-х годов. С использованием данной системы бурового раствора пробурены тысячи наклонно-направленных скважин.
За счет низкого содержания твердой фазы и хороших смазывающих свойств были значительно повышены технико-экономические показатели бурения горизонтальных стволов. Средняя механическая скорость бурения горизонтального участка ствола по скважинам Кезского месторождения составила 0,95 м/час. При бурении горизонтальных участков на безглинистых полимерных растворах на Южно-Киенгопском месторождении механическая скорость составила 4,05 м/час. Увеличение механической скорости бурения составило более чем в 4 раза. Средняя проходка на долото увеличилась, соответственно, с 26,7 м до 44,4 м, т.е. почти на 70%. Следует отметить, что среднее увеличение проходки на долото при горизонтальном бурении существенно ограничено из технологических соображений (необходимости смены применяемых компоновок, проведения геофизических исследований).
Проведенные промысловые работы позволили вместе с очевидными преимуществами ПСР выявить и недостатки данной системы. Расход основного реагента-структурообразователя (полиакриламида) в рецептуре ПСР существенно зависит от минерализации дисперсионной среды бурового раствора. С увеличением минерализации бурового раствора расход полиакриламида существенно повышается. Возможность получения качественных буровых растворов на основе минерализованной пластовой воды имеется до общей минерализации до 250-300 г/дм3. Следует отметить, что наличие в используемых для приготовления бурового раствора подтоварных сточных водах сульфата железа значительно ухудшает условия распускания ПАА в дисперсионной среде. Приготовление качественного ПСР возможно лишь на основе пластовой воды из водозаборных скважин. Специальные водозаборные скважины имеются лишь на ряде месторождений. На другие месторождения приходится завозить пластовую воду на достаточно большие расстояния. Высокая флокулирующая способность бурового раствора делает практически невозможным применение в качестве утяжеляющей и коркообразующей добавки дисперсных материалов. В связи с этим, получение качественных полимер-солевых растворов плотностью более 1160 кг/м3 в промысловых условиях весьма проблематично.
Механическая деструкция полиакриламида, адсорбция его на стенках скважины, емкостях, выбуренном шламе приводит к достаточно быстрому снижению структурно-механических свойств бурового раствора. Для поддержания проектных параметров бурового раствора требуется проведение постоянной обработки. Но даже при обработке бурового раствора структурно-механические свойства ПСР остаются достаточно низкими. В реальных условиях бурения пластическая вязкость бурового раствора, даже при постоянных обработках, находится в пределах до 8-10 мПа-с, предельное динамическое напряжения сдвига - не более 1 Па. Статическое напряжение сдвига у данного раствора отсутствует. В сочетании с высокими флокулирующими свойствами это приводит к тому, что в горизонтальном стволе образуется осадок вязкого флокулированного шлама, удаление которого весьма проблематично. Для предотвращения отложения шлама в стволе скважины приходится значительно увеличивать продолжительность промывки скважины перед наращиванием и подъемом инструмента. Практический опыт показывает, что для проводки скважины без осложнений продолжительность промывки перед любой остановкой насосов должна составлять не менее двух циклов циркуляции.
Серьезную проблему составляет очистка ПСР. Буровой раствор имеет свойство «замазывать» сетки вибросит и делает практически невозможным применение сеток с размером ячеек менее 60 меш. Это обстоятельство значительно снижает эффективность применение вибросит, практически на виброситах удалится из циркуляционной системы не более 50% выбуренной породы. Применение ило-пескоотделителей с центробежными насосами приводит к ускоренной механической деструкции ПАА, очень быстрому снижению структурно-механических свойств и увеличению расхода реагентов. Практически очистка бурового раствора происходит лишь в емкости-отстойнике бурового раствора, где скапливается до 80% выбуренного шлама, что требует периодически откачивать буровой раствор из отстойника и очищать его от шлама.
Рецептура раствора на углеводородной основе (РУО) - инвертно-эмульсионный буровой раствор был испытан при бурении горизонтальной скважины 653 Гремихинского месторождения. Испытания проводились с целью оценки технологических свойств РУО при бурении горизонтального ствола, оценки влияния РУО на технологические показатели бурения, осложненность ствола скважины, качество вскрытия продуктивного пласта. Следует отметить высокую устойчивость свойств бурового раствора, при бурении они практически оставались постоянными. Преимущества использования РУО при вскрытии продуктивных пластов перед растворами на водной основе рассмотрены в работах многих исследователей. Основные известные недостатки: относительно высокая стоимость, пожароопасность, опасность для персонала и окружающей среды.
В процессе проведения опытно-промысловых работ на скважине были отмечены серьезные технологические проблемы применения РУО при бурении горизонтального ствола. В процессе бурения были отмечены признаки некачественной очистки ствола скважины. Выносимый на дневную поверхность объем шлама был меньше расчетного, при проведении спуско-подъемных операций отмечались посадки и затяжки инструмента. При подъеме инструмента в интервале горизонтального участка ствола четыре раза были получены прихваты инструмента, ликвидированные установкой соляно-кислотной ванны. Очевидно, как это было отмечено в главе 2, это связано, прежде всего, со спецификой поведения шламовых отложений, обусловленных низкими значениями сил трения между частицами.
При бурении на РУО отсутствовала возможность проведения газового каротажа. В результате ствол скважины был сформирован в промытой зоне пласта. Из скважины при освоении получен приток пресной (закачиваемой) воды, что не позволило сделать вывод о влиянии РУО на качество вскрытия продуктивного пласта.
Еще одна группа проблем связана с применяемым скважинным и наземным оборудованием. Отмечался быстрый выход из строя винтовых забойных двигателей, в среде РУО наблюдалось снижение прочности резиновых обкладок статоров. Резиновые детали поршней и уплотнений буровых насосов быстро выходили из строя, потребовалась замена резиновых поршней на полиурета-новые, изготовленные по спецзаказу. Достаточно серьезной была проблема обеспечения контакта в «мокром» соединении кабеля телеметрической системы с электрическим каналом связи. РУО характеризуется большим электрическим сопротивлением и напряжением пробоя. Попадание РУО между контактами при стыковке «мокрого» соединения приводило к потере сигнала, что приводило к значительной потере времени на проведение повторных спусков-подъемов каротажного кабеля.
На основе проведенных опытно-промысловых работ был сделан вывод о нецелесообразности дальнейшего использования РУО при бурении горизонтальных стволов на месторождениях Удмуртии. И даже если решить перечисленные выше технических и технологических проблемы, то требуется решение проблемы оперативной оценки характера насыщения продуктивного пласта. Пути решения этой проблемы, как показывает мировой опыт бурения, лежат в направлении внедрения техники и технологии бурения на депрессии в системе скважина-пласт. При применении данной технологии возможна оценка характера насыщения по притоку пластового флюида.
