Применение «Сухой смазки» для снижения риска прихватов при спуске хвостовиков под многостадийный гидроразрыв в условиях АВПД

The use of «Dry lubricant» for reducing the risk of sticking during liner running for multistage

D. MAKHMUTOV, A. YAKUNOV, S. LOZHKIN, A. KHRISTENKO, NPP «BURINTEKH» LLC S. CHEREVKO, M. SYROEGIN, «Gazpromneft – Khantos» LLC

Последнее время растет количество скважин, пробуренных с горизонтальным окончанием. При этом большая часть горизонтальных скважин вводится в эксплуатацию с помощью многостадийного разрыва пласта (МСГРП). Очевидно, что данная технология позволяет добиться больших дебитов углеводородов по сравнению с ранее применяемыми методами сообщения скважины и продуктивного пласта. Это и обуславливает увеличение объемов ее применения.Однако при спуске оснастки для проведения МСГРП в горизонтальную скважину существует высокий риск получения прихвата. По опыту бурения горизонтальных скважин со спуском оснастки для проведения МСГРП в разных регионах известно, что вероятность успешного спуска до проектного забоя снижается при бурении скважин с аномально высоким и низким пластовым давлением (АВПД и АНПД).

Recently the quantity of wells with horizontal ending is growing. Thereat the majority of horizontal wells are put in by means of multistage fracturing. It is obvious that this technology allows achieving better hydrocarbons production rate as compared with previously used methods of well connection with productive formation. This causes the increase of volumes of use. But during running the assembly for multistage fracturing in horizontal well there is the high risk of sticking. On the experience of drilling horizontal wells with running mountings for multistage fracturing in different regions it is known that the probability of successful running to target depth reduces during drilling wells with abnormal high and low formation pressure.

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.

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) на вероятность дифференциального прихвата.

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.

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.

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.

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.

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).

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). Чем выше момент на сдвиг, тем выше вероятность получения дифференциального прихвата, как при бурении, так и при спуске хвостовика.

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.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Махмутов Д.З.

    Махмутов Д.З.

    заместитель генерального директора по сервису – начальник управления по бурению

    ООО НПП «БУРИНТЕХ»

    Якунов А.И.

    начальник службы буровых растворов

    ООО НПП «БУРИНТЕХ»

    Ложкин С.С.

    Ложкин С.С.

    к.х.н., начальник службы по разработке буровых и тампонажных растворов

    ООО НПП «БУРИНТЕХ»

    Христенко А.В.

    Христенко А.В.

    к.т.н., заместитель начальника службы буровых растворов

    ООО НПП «БУРИНТЕХ»

    Черевко С.А.

    Черевко С.А.

    Заместитель генерального директора по строительству скважин

    ООО "Газпромнефть-Хантос"

    Сыроегин М.А.

    Сыроегин М.А.

    руководитель направления по буровым растворам

    ООО «Газпромнефть – Хантос»

    Просмотров статьи: 4083

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru