Несмотря на все усилия, направленные на смещение энергетического баланса современной цивилизации в сторону альтернативных источников энергии, принципиального изменения сложившейся ситуации на данный момент не наблюдается. В связи с этим вопрос повышения экономической эффективности нефтегазового комплекса является как никогда актуальным.
Производственный цикл нефтегазового комплекса начинается еще на стадии поиска и разведки месторождений, включает в себя стадию бурения скважин, добычу, транспортировку и только затем стадию переработки и доведения готовой продукции до конечного пользователя.
Одной из самых затратных стадий вышеуказанного цикла принято считать этап строительства нефтегазовых скважин, стоимость которого зависит от их назначения, глубины, литологии вскрываемого разреза, особенностей залегания горных пород, развития инфраструктуры в районе строительства и других факторов, поэтому сокращение затрат на данном этапе является приоритетным направлением повышения эффективности строительства нефтяных скважин [1].
Это мнение с каждым годом становится все более правомерным, по мере того как увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов нефти и газа в структуре потребления, а также в связи с возрастанием доли разрабатываемых месторождений, где требуется проводить бурение в сложных горно-геологических условиях.
В настоящее время в Западной Сибири большинство месторождений находится на третьей и четвертой стадиях эксплуатации. Это означает, что добыча нефти быстро падает. В этих условиях большое значение имеет применение прогрессивных методов повышения нефтеотдачи пласта, с целью поддержания дебитов нефти на рентабельном уровне.
Актуальность технологии ЗБС
В связи с изложенным выше, большую востребованность получила технология реконструкции скважин зарезкой бокового ствола (ЗБС), которая позволяет восстановить бездействующий фонд скважин, проводить доразработку месторождений за счет уплотнения сетки, что в конечном итоге способствует стабилизации и повышению объемов добычи углеводородов, прежде всего при эксплуатации месторождений, разрабатываемых длительное время [2, 3].
Технология ЗБС является достаточно эффективной и с экономической точки зрения, поскольку помогает сохранить скважину и снизить затраты на ее освоение, а также вовлечь в разработку ранее не задействованные пласты, в том числе содержащие трудноизвлекаемые запасы нефти (ТрИЗ), добыча которых не представлялась возможной при строительстве материнской скважины.
Причем эксплуатация боковых стволов эффективна для всех типов залежей. Себестоимость дополнительно добытой нефти из вторых стволов, как правило, ниже ее среднего значения по месторождениям, а затраты на их строительство достаточно быстро окупаются [4 - 6].
Это объясняет почему, начиная с 2007 г. число операций ЗБС в России в основном росло, и за период 2007–2017гг. их количество увеличилось на 137%, с 1,5 тыс. до 3,6 тыс. в год. Годовые темпы роста числа операций ЗБС в обозначенный период выросли с –1,7% в 2009-м до максимума в 20,9% в 2013 г. В это время (2007–2017гг.) рост числа операций ЗБС наблюдался во всех регионах, но в первую очередь в Западной Сибири и Волга-Урале. Из всего прироста числа операций ЗБС в целом по России (+2060 операций) Западная Сибирь обеспечила увеличение на 1242 операции, а Волга-Урал– на 696 [7].
Особенности проводки скважин методом ЗБС
Несмотря на все очевидные плюсы применения технологии ЗБС при реконструкции нефтяных скважин, необходимо учитывать особенности данной технологии с геологической точки зрения. А именно с точки зрения совместимости условий бурения. В отличие от бурения интервала под хвостовик в обычной наклонно-направленной или горизонтальной скважине, где бурение происходит в основном в границах одного целевого пласта, при проводке бокового ствола требуется произвести вскрытие нескольких стратиграфических подразделений с разными структурно-механическими и литологическими свойствами, которые при «большом» бурении разделяются обсадными колоннами. При этом достаточно часто приходится сталкиваться с несовместимыми условиями бурения. Как правило, это выражается в повышении риска нестабильности ствола скважины в одном горизонте и возникновении поглощения бурового раствора в другом. Ярким примером реализации технологии ЗБС в подобных условиях в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции является Самотлорское месторождение, где высокие риски поглощения бурового раствора обусловлены поздней стадией эксплуатации месторождения и повышающимся с каждым годом количеством операций ГРП, что приводит к изменению скелетных напряжений в толще разрабатываемых пластов и перераспределению направлений горизонтальных напряжений.
Строительство боковых стволов в несовместимых условиях бурения, приводящих к осложнениям, характерно не только для Самотлорского, но и для других месторождений Западной Сибири, механизм возникновения осложнений может отличаться. К примеру, авторами[2], рассматривающими опыт бурения боковых стволов на примере месторождения, относящегося к северо-восточной части Сургутского НГР, отмечается, что проблема разбуривания пачек глин над кровлей продуктивного пласта при больших зенитных углах является характерным явлением при реконструкции скважин в Западной Сибири в целом. Авторы [2] полагают, что в результате взаимодействия фильтрата бурового раствора глинисто-аргиллитовые породы, слагающие кровли продуктивных пластов и пробуренные под большим зенитным углом, расклиниваются и осыпаются, что приводит к дестабилизации ствола скважины. Это, в свою очередь, приводит к осложнениям, на ликвидацию которых затрачивается значительное количество производительного времени и дополнительное количество материалов. Кроме того, из-за подобных осложнений скважину иногда не удается довести до проектной глубины [2].
В работе [8] авторы отмечают, что на месторождениях Западной Сибири при бурении боковых стволов с горизонтальным окончанием на группы пластов А и, в особенности, Б происходят осложнения и аварии вследствие неустойчивости стволов скважин в интервале так называемых Кошайских, Пимских, Покачевских и других пачек глин. При этом борьба с осыпями и обвалами осложняется наличием аномально низких пластовых давлений (АНПД) в транзитных и целевых продуктивных пластах (до 0,70 МПа/100 м).
Согласно представленным в работе [2] данным, при строительстве боковых стволов на месторождении, относящемся к северо-восточной части Сургутского НГР, основные осложнения часто связаны с совокупностью наличия в разрезе Савуйской пачки неустойчивых глин, склонных к осыпям и обвалам, и транзитных пластов с пониженным пластовым давлением. В связи с этим на месторождении применялась двухколонная конструкция бокового ствола: техническая колонна диаметром 114мм (102 мм – в одном БГС) спускалась до кровли продуктивного пласта и цементировалась на всю длину, а в интервал продуктивного пласта спускался фильтр-хвостовик диаметром 73 (60) мм. При использовании данной конструкции БГС для обеспечения устойчивости ствола в интервале неустойчивых пород технологически необходимым являлось поддержание плотности бурового раствора в пределах 1,27–1,32 г/см3. Для исключения вскрытия целевого объекта на повышенной репрессии и значительной кольматации призабойной зоны в интервале продуктивного горизонта после вскрытия пласта вышележащий интервал обсаживался потайной колонной с последующим ее цементированием, а бурение ГУ выполнялось буровым раствором меньшей плотности.
В связи с особенностью метода ЗБС, обозначенной выше, нельзя не согласиться с авторами [9] и «не оценить исключительной важности буровых растворов в процессе бурения». В работе [8] отмечено, что одним из методов обеспечения успешного бурения в условиях неустойчивости стенок ствола скважины является применение ингибирующих буровых растворов на водной основе и растворов на углеводородной основе. В случае же больших углов при недостаточном противодавлении на стенки скважины данный метод также не всегда решает проблемы нестабильности горных пород.
Дизайн буровых растворов
для бурения в сложных горно-геологических условиях
В эволюции технологических решений, направленных на обеспечение стабильности глинистых отложений с точки зрения выбора типа бурового раствора на месторождениях России, можно выделить три этапа:
1) начиная с 2010-х гг. широкое распространение для решения данной задачи получили буровые растворы на углеводородной основе, применение которых, однако, сопряжено с рядом особенностей (необходимость переоборудования бурового станка, высокая стоимость раствора, вопросы логистики, а также экологической и техносферной безопасности и др.);
2) следующий этап (примерно с 2015 г.) связан с внедрением растворов на водной основе, в состав которых входят высокоактивные органические ингибиторы гидратации глинистых минералов на основе монокатионных и олигомерных катионных аминов (в том числе джеффаминов), применение подобных растворов позволило снять ряд вопросов, обозначенных выше;
3) на сегодняшний день технология высокоингибирующих буровых растворов получает свое развитие в виде разработки и внедрения рядом сервисных компаний модернизированных катионных буровых растворов, содержащих в своем составе поликатионные амины, такие, например, как поли-N,N-диметил-N,N-диаллиламмоний хлорид. Массовое внедрение подобных систем на данном этапе ограничивается тем, что при несбалансированном дизайне рецептуры раствора в значительной степени могут развиваться процессы флокуляции твердой фазы, что приводит к нестабильным реологическим характеристикам и повышению водоотдачи.
Необходимо отметить, что подбор оптимальных решений для осуществления безаварийного бурения в качестве основного технологического вызова стоит на сегодняшний день перед всеми ведущими нефтесервисными компаниями. Как одна из ведущих компаний на рынке сервисного сопровождения буровых растворов компания M-I SWACO (ООО «Технологическая Компания Шлюмберже») вместе со всей отраслью прошла долгий путь развития и эволюции в вопросах, касающихся дизайна компонентных составов буровых растворов и целенаправленного управления их технологическими характеристиками [10]. Это касается и систем промывочных жидкостей для массового бурения в условиях высокой глинистости разреза Западной Сибири.
Работа над высокоингибирующими системами РВО, получившими общее название «A High-Performance water based mud» (HPWB), позволила нашей компании создать и успешно применить при строительстве скважин на различных месторождениях России такие системы, как ULTRADRIL, KLA-SHIELD, HydraGlyde. Данные системы прекрасно зарекомендовали себя на объектах проведения работ, и их применение способствовало выполнению поставленных задач. Существенным недостатком данных систем для отечественного рынка являлось наличие в их составе значительного количества компонентов импортного производства.
Динамично изменяющаяся конъюнктура рынка бурения нефтяных и газовых скважин постоянно ставит перед сервисными компаниями новые задачи, среди которых одной из важнейших является оказание качественных услуг независимо от ситуации на внешних рынках. Для достижения данной цели в рамках реализации концепции применения «HPWB» компанией ООО «ТКШ» была разработана и внедрена в практику бурения отечественная система бурового раствора на водной основе LITODRILL [11], позволившая осуществлять строительство ряда сложных и уникальных скважин, в том числе и многозабойных скважин двухколонной конструкции в Западной Сибири. Следующим шагом в ее развитии стала трансформация в систему, усиленную поликатионными аминами.
CATFORCE – первый опыт применения
Как было отмечено выше, на данный момент технологии буровых растворов для проводки скважин в условиях наличия в разрезе нестабильных глинистых пород переходят на новый этап своего развития, что выражается в их трансформации в полимер-катионные системы, которые, как показано авторами [12], на практике доказывают свою эффективность в рамках реконструкции скважин методом ЗБС на месторождении, относящемся к северо-восточной части Сургутского НГР, даже при условии вскрытия неустойчивых аргиллитов под углами более 70°.
Учитывая положительный отраслевой опыт, наша компания постоянно проводит оптимизацию дизайна систем буровых растворов, результатом которой стало создание высокоингибированного катионного бурового раствора CATFORCE.
Уникальность данной системы состоит в сочетании тройного механизма ингибирования гидратации глинистых минералов с высокой активностью крепления в отношении неустойчивых пород, присутствующих в разрезе разбуриваемых пластов. В отличии от аналогов, представленных на рынке, буровой раствор CATFORCE лишен главного недостатка подобных систем, а именно низких значений реологических характеристик раствора и, как следствие, сохраняет возможность управлять очисткой ствола скважины от выбуренной породы.
Благодаря соптимизированному дизайну компонентного состава, система CATFORCE обладает рядом ключевых особенностей, определяющих эффективность ее применения при проводке скважин методом ЗБС в условиях Западной Сибири:
• тройным ингибирующим действием;
• уникальными крепящими свойствами;
• не требует модернизации существующего емкостного блока на буровой;
• обладает низкими значениями фильтратоотдачи (АНИ);
• оказывает минимальное воздействие на призабойную зону;
• содержит в своем составе преимущественно отечественные компоненты.
Значительное количество всесторонних лабораторных исследований данной системы в научно-техническом центре компании Sсhlumberger послужило основанием для начала ее внедрения в практику бурения путем проведения опытно-промышленных испытаний (ОПИ) в полевых условиях. В качестве объекта для проведения ОПИ была выбрана скважина ЗБС на месторождении, относящемся к северо-восточной части Сургутского НГР, где, как правило, приходится сталкиваться с осложнениями в виде осыпей и обвалов неустойчивых глин при вскрытии Покачево-Савуйской пачки под большими углами. Зенитный угол вскрытия Покачево-Савуйской пачки в процессе строительства рассматриваемого горизонтального бокового ствола составил 74–75°.
Согласно авторам [12], при бурении скважины методом ЗБС перед буровым раствором одновременно стоят две ключевые задачи, подчас взаимоисключающие друг друга: надежно закрепить неустойчивые аргиллитоподобные отложения и сохранить фильтрационно-емкостные свойства породы-коллектора. При этом существует мнение, что стратегии, подразумевающие смену типа дисперсионной среды промывочной жидкости с «воды» на «масло», далеко не всегда эффективны. В связи с чем ключевым элементом системы управления стабильностью ствола скважины помимо геомеханически обоснованного выбора плотности бурового раствора является минимизация проникновения фильтрата бурового раствора в межслоевое пространство слоистых аргиллитов [12, 13]. Поэтому при проведении ОПИ ставилась задача по обеспечению минимально возможного показателя фильтрации по АНИ при нахождении Покачево-Савуйской пачки во вскрытом состоянии.
Вторым параметром, который находился под особым контролем, был параметр МВТ, поскольку согласно устоявшемуся в отрасли мнению, превышение его значения границы 14 кг/м3 при прохождении продуктивного горизонта негативным образом сказывается на последующей эксплуатации скважины по причине ухудшения коллекторских свойств вскрываемого пласта. Расширение верхней границы для данного параметра допускается, как правило, только при реконструкции скважин методом ЗБС, что имеет экономическое обоснование, поскольку, как отмечалось выше, при проводке боковых стволов требуется одновременно охватить не только интервал продуктивного горизонта, но и интервалы, содержащие глинистые покрышки, что не может не сказываться на повышенной «наработке» активной твердой фазы, снижение которой в данном случае возможно только путем увеличения объемов разбавления, что в свою очередь требует кратного повышения затрат материалов для приготовления дополнительного количества бурового раствора.
По результатам проведения первого этапа ОПИ можно констатировать, что в процессе проведения промышленных испытаний бурового раствора CATFORCE удалось добиться стабильных параметров бурового раствора на протяжении всего срока строительства скважины (рис. 1–3). Раствор сохранял гомогенное состояние, осадок карбоната кальция не отмечен при его концентрации до 275 кг/м3. При проводке скважины значения обоих ключевых параметров соответствовали требованиям, предусмотренным условиями проведения ОПИ. Анализ динамики изменения пластической вязкости и ДНС позволяет оценить как изменение физической составляющей взаимодействия частиц твердой фазы, так и электро-химической компоненты процесса. Отсутствие резких колебаний значений реологических параметров (рис. 1) говорит о флокуляционной устойчивости бурового раствора вне зависимости от интервала бурения (глинистая покрышка или пласт), что, как отмечено выше, не всегда характерно для данного типа систем.
Параметр фильтратоотдачи не превышал значения 3 мл/30мин (АНИ) при нахождении Покачево-Савуйской пачки во вскрытом состоянии (рис. 2). Минимальное значение фильтратоотдачи в процессе строительства скважины составило 1,8 мл/30мин (АНИ). Значение параметра МВТ не превышало значения 6 кг/м3, при плановой верхней границе 14–10 кг/м3 (рис. 3), что наряду со стабильными реологическими параметрами указывает на высокую ингибирующую активность в отношении процессов гидратации активной выбуренной породы и высокую глиноемкость системы и безусловно является весомым аргументом в пользу ее применения при бурении скважин методом ЗБС, где требуется производить вскрытие глинистых покрышек.
Применение системы CATFORCE при бурении первой опытной скважины способствовало предотвращению проявления дестабилизации неустойчивых аргиллитов несмотря на то, что в процессе строительства скважины Покачево-Савуйская пачка находилась во вскрытом состоянии в течение 12,5 суток.
Особо необходимо отметить, что вскрытие Покачево-Савуйской пачки производилось в секторе азимутальных направлений 294–295° при зенитных углах 74–75° с плотностью бурового раствора 1,26–1,28 г/см3, в то время как согласно авторам [8] направление максимального горизонтального тектонического напряжения по данным кроссдипольной акустики, выполненной в пределах месторождения, также относящегося к северо-восточной части Сургутского НГР, составляет 80…100° (и соответственно 260...280°) и при зенитном угле 80° плотность раствора, обеспечивающая стабильность ствола скважины вдоль данного азимутального направления, составляет от 1,28 г/см3, а в некоторых интервалах обеспечить устойчивость ствола не представляется возможным.
Следует также отметить, что резкое снижение устойчивости стенок скважины рядом авторов объясняется снижением трещиностойкости пород и усталостным уменьшением прочности при достаточном накоплении структурных нарушений из-за колебаний давления бурового раствора в затрубном пространстве вследствие спускоподъемных операций, запуска буровых насосов и др.[14]. При резких колебаниях гидравлического давления от максимума к минимуму в связи с движением жидкости по трещинам возникают гидравлические удары на породу [15]. Порода, испытывающая многократное воздействие таких колебательных толчков, будучи к тому же ослабленной вследствие уменьшения сил сцепления отдельных частиц, за счет смазки ее по микро- и макротрещинам буровым раствором, легко осыпается в ствол скважины.
В связи с малыми кольцевыми зазорами в скважинах, реконструируемых методом ЗБС, фактор колебания гидродинамического давления требует особого внимания. Так, при бурении рассматриваемой скважины отмечено снижение ЭЦП при свабировании с 1,27 г/см3 до 1,24 г/см3 при скорости подъема бурильного инструмента 0,1 м/с, что обеспечивало репрессию в интервале нестабильной Покачево-Савуйской пачки порядка 6,5 атм. Если принять во внимание, что скорость СПО в среднем составляла 0,3–0,4 м/с, то снижение давления в этом случае могло играть критическую роль в дестабилизации аргиллитов во время проведения спуско-подъемных операций. Но здесь значительных осложнений при движении колонны бурильных труб и хвостовика отмечено не было.
Таким образом, можно констатировать, что стратегия управления параметрами бурового раствора CATFORCE, выбранная в рамках проведения ОПИ, оказалась весьма эффективной, и ее можно рекомендовать для дальнейшего тиражирования.
Выводы
В рамках проведения опытно-промышленных испытаний системы бурового раствора CATFORCE успешно пробурена первая скважина, и произведен спуск хвостовика ø102 мм в штатном режиме. Строительство скважины осуществлялось в сложных горно-геологических условиях. Неустойчивые аргиллиты Покачево-Савуйской пачки вскрыты с зенитным углом 74–75° в азимутальном направлении близком к диагонали максимальных горизонтальных напряжений, то есть, самого сложного направления бурения с точки зрения обеспечения устойчивости пород, слагающих стенки скважины. Несмотря на сложные геологические условия, а также на малые кольцевые зазоры, накладывающие дополнительные ограничения на допустимую величину и интенсивность колебаний гидродинамического давления, применение бурового раствора CATFORCE, относящегося к новому поколению катионных систем, способствовало укреплению аргиллитовой пачки, которая находилась во вскрытом состоянии в течение 12,5 суток без проявления признаков нестабильности. Хождение инструмента в процессе бурения было свободным, необходимость в дополнительных проработках данного участка отсутствовала.
Опыт бурения показал, что система CATFORCE обладает стабильными параметрами и высокой эффективностью ингибирования в отношении процессов гидратации глинистых пород, в основе которого лежит трехкомпонентный комплекс реагентов.
Таким образом, модернизированная катионная система доказала свою эффективность и имеет право на существование. Подобные системы имеют огромный потенциал развития и со временем должны перейти в категорию буровых растворов для массового бурения. Благодаря технологическим решениям, положенным в их основу, поликатион-аминные системы в перспективе должны обеспечить возможность разработки пластов, вовлечение которых в действующий фонд ранее считалось нерентабельным по причине высокой аварийности при проводке в них скважин.
На текущем же этапе требуется продолжить наработку положительного опыта для накопления статистических данных об особенностях применения подобных буровых растворов на различных разрезах. При этом недопустимо ограничиваться ее применением только в условиях Западной Сибири, область использования должна быть расширена, а в качестве потенциальных объектов испытаний должны рассматриваться не только пласты, содержащие глины позднего катагенеза, но и его средней стадии.
