Основное направление разработки новых технологий – поиск оптимального решения системных проблем в процессе строительства скважин. Одной из наиболее актуальных задач на сегодняшний день является бурение скважин в условиях аномально низких пластовых давлений. Снижение пластовой энергии месторождений на поздних стадиях разработки обуславливает ряд связанных с этим технологических особенностей подбора технологии бурения горизонтальных скважин. Вскрытие пластов в условиях АНПД с применением традиционных решений в области буровых растворов из-за повышенной репрессии сопряжено с рядом рисков. Среди последних – дифференциальные прихваты КНБК (компоновки низа бурильной колонны) и обсадной колонны, поглощения бурового раствора, снижение естественной проницаемости горных пород призабойной зоны скважины, увеличение времени освоения и вывода скважины на режим.
Сейчас существует несколько традиционных методов для бурения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений:
• Классический раствор на водной основе. Попытки сохранить ингибирующие и кольматационные свойства раствора приводят к росту удельного веса бурового раствора, что негативно сказывается на процессе бурения и последующем освоении скважины. Минимальная рабочая плотность такого раствора составляет 1,06 г/см3.
• Эмульсии первого рода – прямая эмульсия. Наличие большого количества углеводородной жидкости в составе (до 30 %) позволяет поддерживать плотность раствора близкой к 1,0 г/см3, сохраняя при этом ингибирующие и кольматационные свойства. Но стоимость такого решения примерно в 4 раза превышает стоимость стандартных систем на водной основе.
• Эмульсии второго рода – обратная эмульсия. Возможность поддержания плотности на уровне 0,95 – 0,98 г/см3, обеспечение минимальной фильтрации, отсутствие влияния на ствол скважины. Основным минусом данного решения является высокая стоимость, кратно увеличивающаяся при возникновении поглощений, из-за чего компании-операторы зачастую не готовы применять инвертно-эмульсионный раствор.
• Аэрированные системы. Обладают низкой агрегативной устойчивостью. Использование возможно только для бурения верхних интервалов скважины.
Компанией «АКРОС» разработано техническое решение, которое превосходит традиционные методы по стоимости и эффективности – технология SMART-CASE – термопластичный нефтерастворимый кольматант, аналогов которому на сегодня не существует. Особенности
SMART-CASE:
• Реагент (рис. 1, 2) совместим с любым типом бурового раствора на водной основе.
• Регулируемый размер частиц (20 — 200 мкм).
• Низкая плотность – 0,95 – 0,98 г/см3.
• Термопластичность с задаваемой температурой размягчения.
• Полная растворимость в любых углеводородных жидкостях.
Преимущества реагента подтверждены лабораторными испытаниями. Особое внимание стоит обратить на кольматирующую способность реагента. В табл. 1 указаны параметры базового бурового раствора и раствора, обработанного реагентом SMART-CASE.
При обработке базового раствора реагентом SMART-CASE происходит двукратное снижение фильтрации НТНР на керамических дисках, имитирующей фильтрацию в забойных условиях, снижается фильтрация API. Добавка реагента приводит к снижению коэффициента трения.
На основании проведенных совместно с РН ЦЭПиТР и ГПН-НТЦ лабораторных испытаний были определены основные области применения реагента:
1. Замена карбоната кальция при бурении горизонтальных стволов в зонах АНПД:
• Ввод кольматанта без утяжеления бурового раствора.
• Более эффективная кольматация за счет термопластичности.
• Снижение рисков дифференциальных прихватов.
2. Бурение ЗБС (зарезка боковых стволов) с транзитными коллекторами в несовместимых условиях:
• Эффективная кольматация транзитных зон АНПД.
• Не требуется смена бурового раствора для бурения в продуктивном пласте.
• Дополнительное снижение Ктр в сложных траекториях.
3. Вскрытие продуктивного пласта:
• 
Отсутствие безвозвратной кольматации коллектора.
• Фильтрационная корка растворяется при освоении скважины.
• Не требуется проведения кислотной ОПЗ (обработка призабойной зоны).
• Снижает фильтруемость воды и повышает фильтруемость УВ (углеводородов) в системе «скважина – пласт».
4. Повышение стабильности ствола скважины – микрокольматация, совместимая с продуктивным пластом.
5. Снижение коэффициента трения при бурении скважин со сложной траекторией.
Первое опытно-промышленное испытание реагента было проведено совместно с АО «Самотлорнефтегаз» на Самотлорском месторождении, скважина № 17438. Целью являлись оценка совместимости реагента с биополимерным раствором MAX-FLOW в полевых условиях и общая оценка эффективности реагента. Оценка качества первичного вскрытия в планы не входила ввиду запланированного гидроразрыва пласта.
Результаты применения технологии SMART-CASE на скважине № 17438:
• интервал под хвостовик пробурен без технологических осложнений
• увеличение средней механической скорости проходки (рис. 3) на 20 %
• снижение значения крутящего момента (рис. 4) (относительно расчетного) на 30 %.
• сокращение сроков строительства интервала.
Второе опытно-промышленное испытание реагента проводилось совместно с АО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз» на Спорышевском месторождении.
Оценив результаты первого полевого испытания реагента, специалисты управления инжиниринга бурения АО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз» приняли решение применить реагент Smart-Case при реконструкции методом ЗБС одной скважины Спорышевского месторождения.
Целевыми показателями эффективности промышленного испытания являлись:
• отсутствие осложнений, связанных с дифференциальными прихватами;
• спуск хвостовика без осложнений до проектной глубины;
• безаварийная проводка горизонтальной части ствола;
• дополнительно – оценка режима освоения и вывода скважины на режим.
Реагент SMART-CASE использовали в составе биополимерного бурового раствора MAX-FLOW. Следует отметить, что скважина № 1013 отличается от других подобных значительно большей протяженностью горизонтального участка – 484 м, тогда как стандартная длина «горизонта» на Спорышевском месторождении составляет 250 – 300 м.
Результаты применения реагента на Спорышевском месторождении:
1. Безаварийное бурение интервала под хвостовик.
2. Отсутствие поглощений бурового раствора при бурении и СПО (спуско-подъемных операциях).
3. Увеличение средней механической скорости бурения до 30 %.
4. Отказ от применения традиционных смазывающих добавок с одновременным повышением качества направленного бурения.
5. Вывод скважины на режим добычи без проведения кислотной обработки ПЗП (призабойной зоны пласта).
6. Спуск и запуск ЭЦН (электроцентробежного насоса) в штатном режиме без осложнений.
7. Плановый дебит по нефти превысил расчетный в 2 раза.
Оценив результаты полевых испытаний, АО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз» приняло решение о расширении программы испытаний технологии SMART-CASE на своих объектах (табл. 2).
Технология SMART-CASE разработана для повышения эффективности проводки скважин в условиях аномально низких пластовых давлений. Принцип действия реагента основан на его ключевых характеристиках: термопластичности – способности переходить из твердого состояния в пластичное при повышении температуры и тем самым обеспечивать герметизацию пор и трещин любых конфигураций, низком удельном весе, позволяющем поддерживать высокую концентрацию кольматанта в буровом растворе без увеличения его плотности и растворимости в углеводородных жидкостях, позволяющей отказаться от кислотных обработок ПЗП и повысить качество первичного вскрытия. В процессе проведения опытно-промышленных испытаний все описанные преимущества продукта были подтверждены.
Кроме того, технология (рис. 5) обладает сравнительно низкой стоимостью – увеличение стоимости базового биополимерного раствора для бурения горизонтального участка составляет около 20 — 25 %. Цена применения эмульсионных растворов кратно выше.
Также в процессе проведения опытно-промышленных испытаний технологии SMART-CASE было отмечено увеличение средней механической скорости бурения, что позволяет рекомендовать реагент не только для вскрытия продуктивных пластов в условиях АНПД, но и для оптимизации процесса бурения в целом с использованием растворов любой плотности.
