– надежному закреплению неустойчивых аргиллитоподобных отложений;
– сохранению фильтрационно-емкостных свойств породы-коллектора.
ЗАО НИЦ «Энергоресурс» — Российская сервисная компания, предоставляющая услуги в области инженерно-технологического сопровождения буровых растворов, цементирования и изоляции скважин. Сфера деятельности компании включает также разработку составов и производство химических реагентов, научные исследования.
По этой причине использование для стабилизации аргиллитов в составе бурового раствора уже доказавших свою эффективность, но загрязняющих продуктивный 
пласт силикатов [1] и асфальтенов [2] не всегда допустимо. Стратегии же, основанные на предельном повышении ингибирующих свойств промывочной жидкости за счет использования других ингибиторов набухания (например, KCl, CaCl2, ГКЖ и др.), зачастую оказываются неэффективными, поскольку аргиллиты являются по своей природе не набухающим типом глинистой породы.Для решения описанных несовместимых задач специалистами компании ЗАО НИЦ «Энергоресурс» был разработан полимер-катионный буровой раствор «ULTRASAFE Stab+».
Эксплуатационные преимущества раствора «ULTRASAFE Stab+» подтверждены независимой экспертной оценкой Лаборатории научно-исследовательских работ (НИР) и анализа промывочных жидкостей и Центра исследования керна и пластовых флюидов «КогалымНИПИнефть».
К настоящему моменту является уже общепризнанным то, что основным фактором потери устойчивости аргиллитов является пропитка массива породы фильтратом бурового раствора, в результате чего запускается процесс их дезинтеграции (рис. 1а).
Так, гидрофильная поверхность глинистых минералов, формирующих аргиллит, притягивает молекулы воды, которые проникают в межслоевое пространство и раздвигают его. При этом из-за открывшегося доступа для дополнительного количества воды, оказывающей расклинивающее действие, отдельные слои утрачивают и без того слабые взаимные связи, и происходит дезинтеграция всего массива породы. Наиболее быстрая потеря устойчивости при этом происходит при углах вскрытия более 70 градусов, когда подключается вторичный гравитационный фактор.
Важно заметить, что ввиду слабых внутренних связей между структурными элементами отдельные слои аргиллитоподобных глин удерживаются вместе, в основном, за счет сил трения, а потому использование растворов на углеводородной основе или же прямых эмульсий может лишь усугубить проблему, так как при проникновении даже небольшого количества углеводородных компонентов трение между отдельными слоями заметно снижается. В результате чего стратегии, подразумевающие смену типа дисперсионной среды промывочной жидкости с «воды» на «масло», далеко не всегда эффективны [3].
Поэтому основными элементами стратегии по стабилизации ствола скважины в отложениях аргиллитов и глинистых сланцев должны быть как минимизация проникновения дисперсионной среды в горную породу, так и физическое скрепление между собой ее отдельных структурных слоев.Ввиду слабых внутренних связей между структурными элементами отдельные слои аргиллитоподобных глин удерживаются вместе, в основном, за счет сил трения, а потому использование растворов на углеводородной основе или же прямых эмульсий может лишь усугубить проблему, так как при проникновении даже небольшого количества углеводородных компонентов трение между отдельными слоями заметно снижается.
Полимер-катионный буровой раствор «ULTRASAFE Stab+» работает по двум направлениям благодаря совместному действию двух катионных компонентов, имеющих повышенное сродство к отрицательно заряженной поверхности глины (рис. 1б).Низкомолекулярный компонент, обладая большей подвижностью и проникающей способностью, обеспечивает блокирование поступления фильтрата бурового раствора на микроуровне. Высокомолекулярный компонент адсорбируется на поверхности более крупных структур и связывает охватываемые слои в одно целое. Такой тандемный комплекс способен обеспечить стабильность аргиллитов даже при больших углах вскрытия.
Результаты сравнительных лабораторных исследований показывают, что система «ULTRASAFE Stab+» обладает рядом очень ценных эксплуатационных характеристик, включающих:
– кратное уменьшение скорости разрушения склонной к дезинтеграции породы (снижение темпов дезинтеграции имитирующих аргиллит образцов в среде фильтрата раствора становится заметным уже с первых минут и надежно сохраняется в течение длительного периода (рис. 2а);
– выраженное консолидирующее действие вследствие наличия армирующей молекулярной сетки компонентов раствора на уязвимой поверхности аргиллита (что также кратно снижает скорость разрушения имитирующих шлам образцов в динамичном потоке бурового раствора (рис. 2б);
— исключительно высокие противосальниковые (рис. 2в), противоприхватные и смазывающие свойства (рис. 2г);
— низкое диспергирование шлама (находится на уровне, сопоставимом с таковым для раствора на углеводородной основе (рис. 2д).
Эксплуатационные преимущества раствора «ULTRASAFE Stab+» подтверждены независимой экспертной оценкой Лаборатории анализа промывочных жидкостей и Центра исследования керна и пластовых флюидов «КогалымНИПИнефть», по результатам которой раствор был рекомендован для бурения в интервалах залегания неустойчивых глинисто-аргиллитовых отложений и вскрытия продуктивных пластов на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» [4].
Сравнительный промысловый опыт использования бурового раствора «ULTRASAFE Stab+» при бурении разрезов, сложенных неустойчивыми породами, показал его большую эффективность в отличие от применяемых ранее на той же площади растворных систем, что иллюстрируется конкретными примерами проведенной работы по ЗБС (табл.).
Результаты промысловых испытаний показали, что внедренный в буровую практику в Западно-Сибирском регионе раствор «ULTRASAFE Stab+» позволил успешно осуществить проводку горизонтальных стволов в интервале залегания неустойчивых аргиллитов при зенитных углах более 70 градусов и пробурить скважины на те объекты, разработка которых сдерживалась длительное время по причине большой сложности горно-геологических условий (пласт БВ1 Ватьёганского месторождения), при этом не оказав негативного влияния на продуктивный пласт.
Результаты промысловых испытаний показали, что внедренный в буровую практику в Западно-Сибирском регионе раствор «ULTRASAFE Stab+» позволил успешно осуществить проводку горизонтальных стволов в интервале залегания неустойчивых аргиллитов при зенитных углах более 70 градусов и пробурить скважины на те объекты, разработка которых сдерживалась длительное время по причине большой сложности горно-геологических условий.
Таким образом, можно заключить, что полимер-катионный буровой раствор «ULTRASAFE Stab+» на практике доказал свою состоятельность и с успехом позволяет решать ряд серьезных задач, включающих:— надежное закрепление неустойчивых отложений;
— сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;
— возможность бурения протяженных интервалов скважины в сложных горно-геологических условиях без смены типа раствора и связанных с этим дополнительных затрат.
Успешный опыт промыслового использования позволяет позиционировать систему «ULTRASAFE Stab+» как эффективную в широком диапазоне значений параметров и внутрискважинных условий растворную технологию, востребованную в действительной буровой практике.
