Причиной риска получения прихвата при спуске оснастки в горизонтальную скважину являются: 
– необходимость «проталкивания» хвостовика в горизонтальном стволе по нижней стенке скважины и, как следствие, высокая прижимающая нагрузка;
– большое количество центрирующих элементов в составе оснастки МСГРП с увеличенным по сравнению с обсадной трубой диаметром (пакеры, циркуляционные клапана), работающих как поршень;
– протяженная поверхность контакта элементов хвостовика и стенок скважины при большом избыточном давлении в скважине по отношению к пластовому приводит к чрезвычайно высоким сопротивлениям движению обсадной колонны из-за дифференциального прилипания.
В период с марта по сентябрь 2016 г. на Южной части Приобского месторождения на буровом растворе ООО НПП «БУРИНТЕХ» – «Поликарб БИО» было пробурено 36 скважин с горизонтальным окончанием протяженностью от 600 до 1000 м. Удельный вес бурового раствора при бурении изменялся от 1,14 г/см3 до 1,55 г/см3, причем на некоторых скважинах для ликвидации газопроявления перед спуском хвостовика удельный вес увеличивался до 1,67 г/см3. При этом было получено 4 дифференциальных прихвата в процессе спуска хвостовика с оснасткой под МСГРП. Количество прихватов при спуске хвостовиков увеличилось одновременно с увеличением пластовых давлений (для примера на рис. 1 приведен график изменения гидростатического давления БР при бурении и спусках хвостовиков Южно-Приобском месторождении).
В условиях высокой плотности сетки скважин на Южной части Приобского месторождения горизонтальный ствол обычно располагается на участках между рядами, сформированных добывающими и нагнетательными скважинами. Это обстоятельство предполагает бурение горизонтальной секции на участках с приближением к нагнетательным рядам скважин, что приводит к повышенным вероятностям геологических рисков. При вскрытии скважиной целевого интервала прогнозируется подход фронта нагнетаемой воды и связанное с ним аномально высокое пластовое давление (АВПД) пласта, превышающее на 30 – 55 % начальное.
По инициативе ООО «Газпромнефть– Хантос» в Испытательной лаборатории буровых растворов ООО НПП «БУРИНТЕХ» для решения проблемы прихватов при спуске хвостовиков для МСГРП проведен ряд испытаний по влиянию «Сухой смазки» (микрошариков – рис. 2) на вероятность дифференциального прихвата.
Во время выполнения экспериментов в лаборатории в буровой раствор добавляли 25 кг/м3 микрошариков и измеряли момент на сдвиг до и после ввода с помощью прибора «Differential Sticking Tester» производства OFITE. Эксперименты производились с растворами, приготовленными в лаборатории и отобранными непосредственно на буровой. Оценивалось влияние микрошариков на момент, необходимый для сдвига при дифференциальном прихвате для: 1) минерализованного KCl-полимерного раствора для бурения в продуктивном пласте «Поликарб БИО»; 2) высоко-ингибированного бурового раствора с применением двухвалентных солей «МУЛЬТИБУР».
МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТОВ
Для экспериментов использовался модифицированный аппарат для тестирования дифференциального прихвата OFITE Differential Sticking Tester. Суть модификации заключается в создании статического фиксированного прижимающего усилия, а также добавлении промежуточного штока, позволяющего измерять момент на сдвиг при вращении диска относительно фильтрационной корки под нагрузкой в среде тестируемого бурового раствора.
Исследуемый раствор заливают в камеру до метки. В крышку вставляют диск с плоским торцом, создающий крутящий момент. Собирают аппарат, устанавливают блок высокого давления на штоке клапана крышки (рис. 3). Подают давление 35 атм. (500 psi) в рабочую камеру. Открывают нижний клапан. В течение 15 минут осуществляется фильтрация исследуемого бурового раствора для формирования фильтрационной корки.
Записывают объем фильтрата за 15 минут, с помощью рычага приводят в соприкосновение диск с фильтрационной коркой и фиксируют статический груз (массой 10,5 кг – эквивалентно осевому прижатию штока клапана 40 кг) на конце рычага (рис. 4).
В таком состоянии установку выдерживают 10 минут, затем убирают груз. Если шток диска остался в нижнем положении (прижатым к фильтрационной корке), то произошел прихват.
Если после выдерживания под нагрузкой в течение 10 минут диск поднимается в верхнее положение, то прихват не образовался. В этом случае статический груз устанавливают обратно, прижимая диск к корке, и в таком состоянии измеряют момент Tu (под нагрузкой, как на рис. 4). Производят два замера с интервалом в 10 минут. Полученные значения момента фиксируют в лабораторном журнале.
ИЗМЕРЕНИЕ МОМЕНТА НА СДВИГ ДИСКА ПОД ВЕСОМ СТАТИЧЕСКОГО ГРУЗА И СТАНДАРТНОМ ДАВЛЕНИИ 35 АТМ. (500 PSI.) ПОСЛЕ ПОЛУЧЕНИИ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОГО ПРИХВАТА
Статический груз устанавливают на рычаг и прижимают диск к фильтрационной корке. В таком состоянии делают замер момента (под нагрузкой, как на рис. 3). Производят два замера с интервалом в 10 минут. Полученные значения момента Tu фиксируют в лабораторном журнале.
Коэффициент объемной прихватоопасности Ksc (для стандартного давления 500 psi и диска радиусом 1 дюйм) рассчитывается исходя из измеренного момента вращения:
Кsc = 0,001*Tu ,
где Tu – момент на ключе фунт*дюйм.
В качестве критерия для оценивания влияния добавок к буровым растворам выбран момент на ключе, необходимый для сдвига прилипшего металлического диска к фильтрационной корке в ходе выполнения эксперимента (момент на сдвиг после получения дифференциального прихвата, далее просто – момент на сдвиг). Чем выше момент на сдвиг, тем выше вероятность получения дифференциального прихвата, как при бурении, так и при спуске хвостовика.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ
В первую очередь оценивалось изменение момента на сдвиг с увеличением плотности бурового раствора «Поликарб БИО» без загрязнения активной твердой фазой (рис. 5).
Далее исследовали изменение момента на сдвиг с увеличением плотности бурового раствора «Поликарб БИО», отобранного на реальной скважине Южно-Приобского месторождения (раствор содержит наработанную активную твердую фазу, МВТ=14 кг/м3) (рис. 6).
Как видно, нарабатываемая в процессе бурения твердая фаза ухудшает противоприхватные свойства раствора.
Также оценивалось изменение толщины фильтрационной корки (полученной после эксперимента, моделирующего дифференциальный прихват) с увеличением плотности бурового раствора и влияние толщины фильтрационной корки на эффективность работы «Сухой смазки» (рис. 7).
Далее оценивалось изменение момента на сдвиг для раствора «МУЛЬТИБУР», приготовленного в лаборатории без загрязнения глинистым шламом и с загрязнением (рис. 8 и 9).
В итоге получены следующие экспериментальные данные (табл.):
Факторы, влияющие на вероятность получения дифференциального прихвата при бурении горизонтов и спуске хвостовиков под МСГРП, выявленные в ходе экспериментов:
1. При увеличении плотности буровых растворов (без наработанной активной твердой фазы) увеличивается и момент на сдвиг;
2. Толщина корки увеличивается при увеличении плотности раствора. Микрошарики перестают снижать момент на сдвиг, когда: hкорки = 2*dсршар;
3. Добавление «Сухой смазки» в буровой раствор (без наработанной активной твердой фазы) снижает момент на сдвиг;
4. Наработка активной твердой фазы при бурении увеличивает момент на сдвиг;
5. «Сухая смазка» снижает момент на сдвиг до плотности бурового раствора «Поликарб БИО» (без наработанной активной твердой фазы), равной 1,45 г/см3. При дальнейшем увеличении плотности эффективность «Сухой смазки» снижается;
6. Добавление в «Поликарб БИО» с наработанной активной твердой фазой (МВТ=14 кг/м3) «Сухой смазки» снижает до минимума момент на сдвиг при удельном весе до 1,20 г/см3. При большей плотности эффективность «Сухой смазки» снижается;
7. Свеже приготовленный буровой раствор «МУЛЬТИБУР» (без наработанной активной твердой фазы) даже без «Сухой смазки» позволяет добиться минимального момента на сдвиг до плотности 1,65 г/см3;
8. Добавление в «МУЛЬТИБУР» с наработанной активной твердой фазой (МВТ=45 кг/м3) «Сухой смазки» снижает до минимума момент на сдвиг до удельного веса 1,65 г/см3.
ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ УСТАНОВЛЕННЫХ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ
С октября 2016 г. на Южной части Приобского месторождения с применением бурового раствора ООО НПП «БУРИНТЕХ» – «Поликарб БИО» было пробурено более 10 скважин с горизонтальным окончанием, в том числе с повышенным пластовым давлением. На всех скважинах в интервал горизонтального ствола устанавливалась пачка бурового раствора без наработанной активной твердой фазы с удельным весом 1,20 г/см3 – 1,25 г/см3 и добавлением 20 – 25 кг/м3 «Сухой смазки». При этом удельный вес бурового раствора во время бурения достигал 1,64 г/см3. Прихватов при спуске хвостовиков под МСГРП не отмечалось.
Таким образом, при получении проблемы, связанной с прихватами во время спуска хвостовиков для проведения МСГРП, произведены совместные (заказчик – подрядчик) научно-исследовательские и промысловые испытания. На их основе разработаны мероприятия по снижению рисков. Внедрение разработанных мероприятий позволило снизить риск получения осложнений как на скважинах с нормальным пластовым давлением, так и на скважинах с АВПД.
