Комплексное решение проблем бурения скважин на Северо-Еситинском месторождении

Complex solving of well drilling problems at Northern-Yesitinskoe field

S. Mazykin, «SBM Service Center» LLC V. Nozdrya, «Specburmaterials» SPC» CSC
V. Mnatsakanov, «Gazprom burenie» LLC V. Polishchuchenko, «SBM Service Center» LLC
A. Tsar’kov, «SBM Service Center» LLC S. Skotnov, «SBM Service Center» LLC in Novy Urengoy

Совместными усилиями производственников и ученых разработан специальный состав для приготовления буровых эмульсий «Полиэмульсан», предназначенный для эффективного вскрытия продуктивных пластов в сложных геологических условиях.

Production-men and scientists jointly developed special composition to prepare « Polyemulsan « drilling emulsions designed for effective drilling-in of productive strata in complicated geology conditions.

Интенсификация процессов бурения, применение прогрессивных технологий бурения, а также сложный профиль скважин определяют повышенные требования к технологии промывки скважин, используемым видам реагентов и их технологическим параметрам.

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.
Однако основным критерием результативности строительства скважины является эффективность вскрытия продуктивных пластов. От качественного выполнения работ данного этапа в значительной степени зависят коллекторские свойства продуктивного пласта, а следовательно, и основной показатель качества новой скважины – ее дебит.

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.
В результате совместной работы ЗАО «НПО «Полицелл», ООО «Сервисный Центр СБМ», Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина и ЗАО «НПК «Спецбурматериалы» разработана система РУО на базе комплексной синтетической углеводородной основы «Полиэмульсан». Состав для приготовления буровых эмульсий «Полиэмульсан» специально разработан с учетом применения в сложных геологических условиях, без содержания дизельного топлива, позволяющий обеспечить требуемую экологичность раствора и возможность его дальнейшей утилизации и переработки.

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.
Состав разработанного ЗАО «НПК «Спецбурматериалы» ингибирующего раствора «Полиэколь-К» включает:
  • 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.
Конструкция скважины №181 Северо-Еситинского месторождения (рис.) предусматривает большой отход от вертикали (с глубины 600 м) и бурение двух стволов – пилотного и бокового. Геологический разрез данного месторождения представлен неустойчивыми породами, что также увеличивает роль системы бурового раствора в эффективности процесса строительства скважины.
Рис. Конструкция скважины №181 Северо-Еситинского месторождения
Технологические параметры бурового раствора «Полиэколь-К» при строительстве скважины были следующие:
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.
Технологические параметры бурового раствора «Полиэмульсан» при строительстве бокового ствола скважины были следующие:
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.
Все технологические параметры раствора при бурении полностью соответствовали значениям проектной документации на строительство скважины.

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.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Мазыкин С.В.

    Мазыкин С.В.

    первый заместитель генерального директора – главный инженер

    ООО «Сервисный Центр СБМ»

    Ноздря В.И.

    Ноздря В.И.

    к.г.-м.н., генеральный директор

    ЗАО «НПК «Спецбурматериалы»

    Мнацаканов В.А.

    Мнацаканов В.А.

    к.т.н., заместитель генерального директора – главный инженер

    ООО «Газпром бурение»

    Полищученко В.П.

    Полищученко В.П.

    главный технолог

    ООО «Сервисный Центр СБМ»

    Царьков А.Ю.

    начальник отдела метрологии, стандартизации, технического регулирования и качества

    ООО «Сервисный Центр СБМ»

    Скотнов С.Н.

    директор обособленного подразделения

    ООО «Сервисный Центр СБМ» в г. Новый Уренгой

    Просмотров статьи: 5153

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru