Геолого-технические особенности проводки скважин Западно-Октябрьского ГКМ Республики Крым

GEOLOGICAL AND TECHNICAL FEATURES OF WELL DRIVING OF THE «ZAPADNO-OKTYABRSKY» GAS CONDENSATE FIELD OF THE REPUBLIC OF CRIMEA

MARUSOV M.A.1
1 «Servic Prom Complektacia» LLC

Обозначены геолого-технические особенности и основные трудности в бурении скважины № пр-1 Западно-Октябрьского ГКМ Республики Крым. Указаны интервалы залегания прочных пород разреза. Установлены причины коррозионного разрушения бурильного инструмента. Предложены меры по коррозионной защите бурового оборудования и безопасного ведения работ.

The geological and technical features and main difficulties in drilling well No. pr-1 of the «Zapadno-Oktyabrsky» gas condensate field of the Republic of Crimea are outlined. Intervals of occurrence of strong rocks of the section are indicated. The causes of corrosion failure of the drill tool are established. Measures for corrosion protection of drilling equipment and safe operation are proposed.

Знаменательным этапом в развитии энергетической безопасности Республики Крым в современных условиях является государственная программа «Развитие топливно-энергетического комплекса Республики Крым» (постановление Совета министров Республики Крым от 29 декабря 2018 года N 694, с изм. на 04.09.20).
В рамках принятого решения в части бурения нефтяных и газовых скважин на полуострове (разд. 2.1, 2.2) предусмотрено освоение Западно-Октябрьского газоконденсатного месторождения (ГКМ) Республики Крым. Освоение Западно-Октябрьского ГКМ ГУП РК "Черноморнефтегаз" позволит ввести в эксплуатацию и добывать до 90 млн м3 природного газа и до 27 тыс. т газового конденсата в год, что обеспечит энергетическую безопасность и поступательное развитие региона.
Существенная государственная поддержка и опытный государственный заказчик ГУП РК «Черноморнефтегаз» безусловно являются положительными факторами выполнения буровых работ, но в то же время, накладывают некоторые временные ограничения на оперативность в принятии решений. Так, сервисной буровой компанией ООО «Сервис Пром Комплектация» (OOO «СПК») 16 октября 2020 г. достигнут проектный горизонт и завершены работы по бурению эксплуатационной скважины № 1 Западно-Октябрьского ГКМ. Первая скважина обозначила и первые трудности в проводке и сразу предъявила серьезные вызовы к компетентности бурового подрядчика, его производственному опыту, к его умению решать сложные комплексные задачи.
Первые и серьезные трудности связаны с реализаций самого проектного решения. Любой проект должен быть экономически привлекателен, и этот важный момент гарантированно решается только при условии выполнения коммерческих скоростей бурения. Заложенные проектом механические скорости проходки выполнимы только в части бурения интервалов, не содержащих крепких доломитов и доломитов с вкраплением кварцитов в интервалах 1750–1898 м, 2130–2154м, в которых по факту проводки скважины наблюдались существенные снижения проходки на долото до 0,5–1,0 м/ч против 8,5 м/ч проектных.
Этой ситуацией никого из буровых подрядчиков не удивить. И отчасти ее можно решить оптимальным подбором породоразрушающего оборудования: типом и дизайном применяемых долот, отчасти – изменением рецептуры бурового раствора и изменением состава и концентрации отдельных его компонентов. Однако и в том, и другом случае требуются изменения проектных решений, и в большей части, в сторону удорожания проекта. Удорожание проекта связано и с большим временем производства работ, прямыми производственными затратами ООО «СПК» (амортизация оборудования, Д/Т, ЗП и т. д.) и ростом рисков осложнения пробуренного ствола скважины.
Вторая часть трудностей связана с явно ошибочными и недостоверными данными технического проекта по обозначенным рискам развития осложнений. Так, при проводке скважины № 1 Западно-Октябрьского ГКМ ООО «СПК» столкнулось с проблемой коррозионного разрушения бурильного инструмента СБТ 127 мм импортного производства (рис. 1). Нарастающая выбраковка бурильной трубы ставила под угрозу выполнение всего проекта в целом. Перед буровым подрядчиком стояла трудная задача: в кратчайшие сроки найти причину и установить «виновника» коррозии, принять меры по ее предупреждению. Такая задача требует значительного количества дополнительных тестов, анализов и экспертиз, подбора рецептур и компонентов в БР, а самое трудное, чтобы предложенное решение удовлетворяло заказчика и, по большому счету, оставалось в рамках действующего технического проекта.

С целью недопущения остановки работ и скорейшей ликвидации геологического осложнения при бурении буровым подрядчиком ООО «СПК» была выбрана стратегия максимально оставаться в «проектном поле» программных и технологических решений.

Действительно, трудно было определить «виновника» коррозионно-питтингового процесса. К достоинству китайских производителей трубы Baoshan Iron & Steel Cо., LTD, сертификат на СБТ 127 мм соответствовал факту, и по качеству трубы замечаний у экспертов ООО «НИИ разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб» (г. Самара) не было. Таким образом, коррозионный агент содержался в рецептуре или попадал в буровой раствор с выбуренной породой. Первое было исключено сразу, ввиду использования только традиционно применяемыми ООО «СПК» сертифицированных буровых химреагентов и материалов. По техводе замечаний также не было. Следовательно, коррозионный агент поступал с выбуренной породой и формировался геологическими условиями вскрываемых интервалов. Среди возможных химических флюидов и простых соединений рассматривались вещества H2S, O2, CO2. Для исключения каждого необходимо было прежде установить, обладает ли коррозионный агент закисляющем действием по отношению к буровому раствору (БР) или нет (для исключения O2), и если поступает, то с какого интервала.
Для этого полевая лаборатория службы буровых растворов ООО «СПК» была доукомплектована газовым анализатором Гаррета (OFITE) и трубками Драгера. В двух точках забоя на отметках 2140 и 1592 м при устойчивой циркуляции выполнено снижение буферной емкости БР до пограничного значения и зафиксирована динамика снижения концентрации ионов водорода рН и средняя равновесная концентрация СО2. Зафиксированное максимальное значение падения рН составило всего 1 ед., с рН = 10,0 до рН = 9,0. В то же время равновесная концентрация углекислого газа и растворимых карбонатов (СO32-, HCO3-) составила значительную величину 1300 и 1500 мг/л соответственно. При этом в обоих случаях параллельные качественные и количественные тесты на наличие сероводорода дали однозначные отрицательные результаты (рис. 2). Анализ других доказательств (на поверхности труб) указывал на то, что углекислый газ попадает в раствор в виде жидкой фазы, из закапсулированных пор разбуриваемых пород, более того, «спусковым крючком» коррозии выступает пластовая температура. Установлено, что весь инструмент, расположенный в открытом стволе выше 1600 м с температурой менее 65 °С, практически не имеет следов коррозии и наоборот.
Следует отметить, что в данном интервале при бурении под промежуточную колонну 220–2300 м групповым рабочим проектом на бурение эксплуатационных скважин Западно-Октябрьского ГКМ риски коррозионного воздействия никак не отражены и не обозначены. Только при вскрытии нижележащего продуктивного горизонта в составе ингибирующего БР предусмотрен оксид магния– ингибитор углекислотной коррозии.
С целью недопущения остановки работ и скорейшей ликвидации геологического осложнения при бурении буровым подрядчиком ООО «СПК» была выбрана стратегия максимально оставаться в «проектном поле» программных и технологических решений, но при этом обеспечить многоуровневую защиту бурового оборудования, инструмента и БР:
1. Введение непосредственно в буровой раствор ингибитора углекислотной агрессии неорганического типа и поддержание его концентрации на весь период производства работ. Оксид магния (MgO) был перенесен из рецептуры с нижележащего интервала с диапазоном концентраций в обработке 1–3 кг/м3. Законтрактован дополнительный ингибитор кислотной коррозии – «ВНПП-2В» на случай неудовлетворительного или низкого ингибирующего действия MgO (не понадобился). Хорошие результаты по применению MgO получены при концентрации 2,2 кг/м3, коррозионный процесс полностью остановлен.
2. Обработка всего низа КНБК и инструмента детергентом Росфлок ДЕТ на каждой СПО с целью максимального фазового разобщения контактирующих сред. В результате на оборудовании и инструменте следов свежей коррозии не было.
3. Обработка раствора смазывающей добавкой ингибирующего действия серии «ФК-СПК» (70 % «ФК-2000» + 30 % «ФК-Н») при максимальной верхней концентрации по программе (до 4 % об.) и поддержание ее во всем интервале бурения, что обеспечило коэффициент трения на границе «глинистая корка-металл» на уровне Ктр ≤ 0,02 по КТК-2. Потребность такой меры связана с необходимостью снижения трения бурильной колонны, ремонтов оборудования и расхода ЗИП к насосам, и главное – сохранения стенок скважины за счет повышения ингибирующего действия, обусловленного наличием в составе данной смазки калиевого органического комплекса, отлично зарекомендовавшего себя при бурении скважин на Кубани. Технический результат от применения данной меры связан с высокой стабильностью стенок скважины, отсутствием осыпей, «затяжек», «посадок», сокращением расхода ЗИП и общим снижением технических проблем по ремонту оборудования.
4. Замена подвергшегося коррозии инструмента.
Таким образом, комплекс принятых мер и технических решений ООО «СПК» при бурении скважины № 1 Западно-Октябрьского ГКМ с учетом геолого-технических особенностей и оперативного устранения осложнений позволил обеспечить положительные результаты строительства эксплуатационной скважины. Промысловый опыт показал необходимость доработки и корректировки проектного решения для выполнения буровых работ на последующих скважинах на Западно-Октябрьском ГКМ Республики Крым.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Марусов М.А.

    Марусов М.А.

    к.х.н., начальник службы буровых растворов

    ООО «Сервис Пром Комплектация»

    Просмотров статьи: 903

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru