Анализ опыта различных компаний по строительству скважин со сложным профилем выявил следующие потенциальные проблемы при строительстве скважин Северо-Еситинского месторождения:
- недостаточная очистка ствола скважины;
- избыточный крутящий момент;
- сопротивление расхаживанию бурильной колонны;
- прихваты бурильного инструмента;
- нарушение устойчивости стенок скважины;
- потеря циркуляции;
- осложнения при спуске каротажных снарядов.
Очевидно, что буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов должны оказывать минимальное отрицательное воздействие на продуктивный пласт, иметь высокую взвешивающую и несущую способность для предотвращения накопления шлама в скважине, обладать повышенными смазочными свойствами.
В результате рассмотрения различных систем буровых растворов принято решение о применении комбинированного раствора: для строительства основного ствола скважины №181 Северо-Еситинского месторождения – высокоэффективного ингибирующего бурового раствора «Полиэколь-К», а для вскрытия продуктивных горизонтов – раствора на углеводородной основе «Полиэмульсан».
При разработке ООО «Сервисный Центр СБМ» систем растворов особое внимание уделялось вопросам:
- снижения сроков строительства скважин;
- улучшения качества крепления (сцепление цементного камня с колонной);
- экологичности систем промывочных жидкостей;
- отсутствия осложнений при строительстве скважин;
- качественного вскрытия продуктивных горизонтов.
Состав разработанного РУО включает:
- дисперсионную среду – «Полиэмульсан» производства ЗАО «НПО «Полицелл»;
- минерализованную воду в качестве дисперсной фазы;
- эмульгатор (ТУ 2458-071-97457491-2012);
- гидрофобизатор (ТУ 2458-073-97457491-2012);
- структурообразователь – органобентонит «Полиолеогель» (ТУ 2458-070-97457491-2012);
- понизитель фильтрации (ТУ 2458-072-97457491-2012);
- в качестве кольматирующих добавок и утяжелителей – мраморные порошки различного фракционного состава и кольматанты серии «Полиплаг», выпускаемые ЗАО «НПО «Полицелл» и ЗАО «НПК «Спецбурматериалы»;
- регулятор щелочности и ингибитор набухания глин СаО и Са(ОН)2.
- типовые реагенты полимерглинистой суспензии – глинопорошок, соду кальцинированную, гидроокись натрия, бактерицид, биополимер «Биоксан», смазочные добавки «СМЭГ» и «Микан-40», утяжелитель мраморный;
- в качестве регуляторов фильтрации – очищенную высоковязкую и низковязкую полианионную целлюлозу (ПАЦ-В и ПАЦ-Н, производства ЗАО «НПО «Полицелл»), реагенты на основе модифицированных крахмалов серии «ПолиКР» (производства ЗАО «НПО «Полицелл»);
- пеногаситель «Полидефом» (ТУ 2637-023-97457491-2010);
- высокоэффективный регулятор реологических характеристик «Феррохромлигносульфонат», производства ЗАО «НПО «Полицелл» (ТУ 2454-028-97457491-2010);
- комплексный реагент-ингибитор «Полиэколь» (ТУ 2458-02197347491-2010)
- хлористый калий.
Параметр | Значение |
Условная вязкость | 40 ? 50 с |
Фильтрация | 3 ? 4 см3 / 30 мин |
Толщина глинистой корки | 0,1 ? 0,2 мм |
Показатель активности ионов водорода | 9 ? 10 |
Коэффициент трения на границе сталь – корка | 0,06 ? 0,10 отн. ед. |
Коэффициент трения на границе сталь – сталь | 0,04 ? 0,07 отн. ед. |
Статическое напряжение сдвига за 1/10 м | 20 ? 40 / 30 ? 60 дПа |
Пластическая вязкость | менее 20 ? 25 мПа•с |
Динамическое напряжение сдвига | менее 90 ? 115 дПа |
Содержание твердой фазы | менее 15% |
Содержание песка | менее 0,7% |
Коэффициент ингибирования | 0,80 – 0,85 отн. ед. |
Параметр | Значение |
Условная вязкость | 80 ? 150 с |
Фильтрация HPHT | 0 ? 3 см3/30 мин |
Толщина фильтрационной корки (HPHT) | менее 0,2 мм |
Статическое напряжение сдвига за 1/10 м | 30 ? 50 / 40 ? 70 дПа |
Пластическая вязкость | менее 50 мПа•с |
Динамическое напряжение сдвига | менее 150 дПа |
Содержание твердой фазы | менее 10% |
Содержание песка | менее 1% |
Напряжение пробоя | более 300 В |
Коэффициент ингибирования | 0,95 – 1,00 отн. ед. |
В промысловых условиях раствор готовили на серийном оборудовании для приготовления обычных буровых растворов непосредственно на буровых. Однако специфические особенности РУО потребовали специальной подготовки бурового оборудования, направленной главным образом на предохранение раствора от попадания инородных веществ, предотвращения его потерь и загрязнения окружающей среды. Замене бурового раствора на водной основе в скважине на РУО предшествовала тщательная подготовка ствола скважины, заключающаяся в разрушении застойных зон, удалении адгезионной корки раствора со стенок обсадных колонн и снижения в допустимых пределах вязкости и статического напряжения сдвига вытесняемого раствора.
Замена раствора в скважине производилась непрерывной закачкой с обязательным использованием буферной жидкости. Состав буферной жидкости подбирался с учетом свойств вытесняемого и закачиваемого растворов.
На основании анализа баланса времени, затраченного на строительство, коммерческой скорости бурения и результатов цементирования скважины, пробуренной на комбинированной системе бурового раствора «Полиэколь-К» и «Полиэмульсан», можно сделать вывод об успешном процессе строительства данного интервала скважины
По результатам расширенных лабораторных испытаний в ООО «ТюменНИИгипрогаз» и промысловых испытаний системы буровых растворов «Полиэмульсан» и «Полиэколь-К» включены в проектную документацию на строительство скважин на месторождениях ОАО «Газпром».
Экспериментально установлено, что система бурового раствора «Полиэколь-К» обладает высокой ингибирующей и блокирующей способностью, что позволяет использовать ее для профилактики обвалообразований, в том числе при бурении «шоколадных глин», а также при бурении зон многолетних немерзлых пород (ММП).
Таким образом, грамотный инженерный подход и использование современных технологий органической химии позволяют решать сложные технологические задачи, избегать ошибок, оптимизировать технико-экономические показатели строительства скважин и обеспечить безаварийное бурение в условиях, в которых раньше оно было невозможным.
С использованием комбинированных систем растворов «Полиэколь-К» – «Полиэмульсан» пробурены скважины №181, №181 БИС и №173 Северо-Еситинского месторождения. Все скважины пробурены без осложнений, в полном соответствии с проектной документацией и выведены на проектные дебиты.