Поисково-оценочное бурение на Лескинском ЛУ: новые вызовы для технологии буровых растворов

Prospecting and appraisal drilling at the Leskinsky license area. New challenges for drilling fluid technology

K.V. KOLTSOV,
«Gazpromneft-GEO» LLC
St. Petersburg, 191167,
Russian Federation
M.P. MATVEEV,
«AKROS» LLC
Moscow, 117485,
Russian Federation

Смещение региона добычи углеводородного сырья РФ в высокие широты стало актуальным трендом последних десятилетий. Одним из направлений поиска новых источников сырья является поисково-оценочное бурение в силур-девонском комплексе, в настоящий момент оно ведется на Лескинском ЛУ (Красноярский край). При этом отсутствие точных данных о возможных видах осложнений при бурении существенно затрудняет процедуру проектирования скважин в данном регионе.

В статье представлено описание свойств систем буровых растворов компании «АКРОС», а также рассмотрены технологические вызовы, выявленные в процессе бурения поисково-оценочной скважины 178ПО. Обоснована необходимость дальнейшего поиска оптимальных свойств буровых растворов для продолжения освоения перспективного региона.

The shift of the hydrocarbon production region of the Russian Federation to high latitudes has become an actual trend of recent decades. One of the directions of the search for new sources of raw materials is prospecting and appraisal drilling in the Silurian-Devonian complex, which is currently taking place at the Leskinsky license area (Krasnoyarsk Territory). At the same time, the lack of accurate data on possible types of complications during drilling significantly complicates the procedure for designing wells in this region.
The article presents a description of the properties of the AKROS drilling fluid systems, as well as considers the technological challenges identified in the process of drilling the prospecting and appraisal well 178PO. The necessity of further search for the optimal properties of drilling fluids to continue the development of a promising region is substantiated.

Особенностью развития нефтегазового комплекса Западной Сибири в последние десятилетия является изменение географии добычи и ее смещение на перспективные участки, в первую очередь, арктические [1]. Хотя эти регионы и отличаются суровыми природно-климатическими условиями, слабой инфраструктурной обеспеченностью, только через их освоение возможно возместить уровень запасов углеводородов в условиях падающей добычи.
В частности, в арктической зоне Западной Сибири признан перспективным поиск скоплений углеводородов в доюрских отложениях (палеозой-триасовый нефтегазоносный комплекс) [2]. Данные исследования начались еще в середине прошлого века, однако они еще далеки до завершения ввиду значительного размера, сложности геологического строения и неравномерности охвата поисковыми методами этой территории. Но открытие запасов углеводородов в пределах Бованенковского и Новопортовского месторождений (полуостров Ямал) вселяет оптимизм.
Что касается других месторождений. В июле 2020 г. ПАО «Газпром нефть» и концерн «Shell» подписали соглашение о создании совместного предприятия для изучения и разработки Лескинского и Пухуцяяхского лицензионных участков на северо-востоке полуострова Гыдан. Цель – объединение ресурсов и компетенций партнеров в освоении крупного перспективного поискового кластера «Гыдан». Подрядчиком для проведения буровых работ на данном участке было выбрано АО «Инвестгеосервис».
Лескинский лицензионный участок ведения буровых работ расположен в Таймырском Долгано-Ненецком районе Красноярского края. Входящие в него активы характеризуются низкой степенью изученности (предполагаемые продуктивные отложения ранее не вскрывались скважинами глубокого бурения) и значительной удаленностью от объектов транспортной и нефтегазовой инфраструктуры. Так, расстояние от ближайшего населенного пункта (п. Гыда) до Лескинского ЛУ составляет 150км, от ближайшего аэропорта (Сабетта)– 317 км; протяженность летней навигации в данных широтах – не более 100 дней. Таким образом, данный проект с участием ПАО «Газпром нефть» является в настоящий момент самым высокоширотным, он удален от ближайшего подобного проекта (Мессояхское месторождение) на 400 км к северо-востоку. С геологической точки зрения Лескинский ЛУ находится в зоне сочленения Таймырской складчатой системы с Западно-Сибирским бассейном и характеризуется сложным геологическим строением.
При строительстве поисково-оценочной скважины 178ПО были выдвинуты следующие ключевые условия:
– строительство скважины и проведение комплекса исследований должны проходить с соблюдением всех федеральных, региональных и отраслевых норм и правил, применяемых в нефтяной и газовой промышленности РФ;
– соблюдение политики ООО «Газпромнефть-ГЕО» в области промышленной безопасности, обеспечение полной безопасности персонала и минимизации вреда, наносимого окружающей среде;
– выполнение комплекса работ по бурению и исследованию скважины – в рамках графика бурения и утвержденного бюджета;
– проведение геофизических, геохимических, геотехнических, гидродинамических исследований скважины с целью получения полного набора кондиционных данных для уменьшения неопределенности относительно объема залежи, структуры, литологии, стратиграфии, пористости, насыщения, проницаемости, геомеханических свойств и свойств материнской породы, а также продуктивности целевых интервалов;
– оценка залежей углеводородного сырья по проектным горизонтам, уточнение геологического строения пород коллекторов и нефтематеринских пород.
Все поставленные условия были выполнены. Ключевые данные о ходе строительства скважины 178ПО приведены в табл. 1.


Для оказания сервисных услуг по инженерно-технологическому сопровождению буровых растворов в процессе строительства поисково-оценочных скважин на Лескинском ЛУ была привлечена компания «АКРОС». Большой перечень исследовательских работ, неизученность геологического разреза в интервале строительства скважины, отсутствие круглогодичного транспортного сообщения и предполагаемое наличие сероводорода предъявляли особые требования к технологии буровых растворов.
При разработке технического проекта и индивидуальной программы промывки скважины 178ПО для поэтапного подбора характеристик систем буровых растворов применялся метод компьютерного моделирования с использованием профильного программного обеспечения (в компании «АКРОС» таким ПО выступает программа MUD Office 2.0). Именно использование подобного подхода, ежедневная проверка соответствия расчетных и фактических гидравлических характеристик, таких как эквивалентная циркуляционная плотность (ЭЦП) и максимальное давление, возникающих в стволе скважины при циркуляции, позволили минимизировать возникшие технологические осложнения, связанные с нарушением стабильности ствола скважины и поглощениями бурового раствора, а также выработать конкретные технологические рекомендации для строительства следующей скважины.
С учетом специфики проекта техническая группа компании «АКРОС» предложила ведение работ с применением собственных систем, хорошо зарекомендовавших себя при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин в ЯНАО (табл. 2).

Данный выбор оправдал себя в полной мере, позволив избежать возникновения глобальных осложнений при бурении и достичь запланированных результатов.
Остановимся подробнее на основных проблемах, которые потребовалось решить для успешной реализации проекта.
Первая группа осложнений, которые проявились при строительстве интервалов технической колонны №1, эксплуатационной колонны и хвостовика – нарушение стабильности стенок скважины и поглощения бурового раствора; сравнительная сводка по ним приведена в табл. 3.
Наибольшего масштаба указанные технологические осложнения достигали при строительстве секции эксплуатационной колонны. Максимальная интенсивность поглощений (до полного) отмечалась в интервале 2783–2794 м, начало поглощений в этот период не было приурочено к скачкам давления и/или крутящего момента. Для ликвидации поглощений успешно применялись пачки со средним и крупным размером наполнителя, что соответствует теоретической ширине раскрытия трещин в принимающей зоне. В интервале 2794–3365м интенсивность поглощений была ниже (до 27 м3/час). Бурение в интервале 2794–3365 м сопровождалось многочисленными скачками давления и крутящего момента; начало поглощений, до глубины 2890 м, приурочено к ним.
Таким образом, в рамках технологических выводов следует признать интервал бурения 2785–2794 м более склонным к поглощениям, но менее склонным к обвалам и закупориванию кольцевого пространства. Зависимость в интервале 2794–3365 м была обратная: слабое скрепление горных пород приводило к микрообвалам во время бурения, что вело к закупорке кольцевого пространства, скачку ЭЦП и инициации поглощения. В интервале 2785-2890 м критической ЭЦП начала поглощения являлась 1,35 г/см3. Далее, при забое 2890 м, трещиноватые, высокоприемистые известняки замещались менее приемистыми, но более склонными к осыпям алевролитами. Ниже забоя 2890 м скачки ЭЦП даже до 1,47 г/см3 не приводили к инициации поглощений.

При разработке технического проекта и индивидуальной программы промывки скважины 178ПО для поэтапного подбора характеристик систем буровых растворов применялся метод компьютерного моделирования с использованием профильного программного обеспечения (в компании «АКРОС» таким ПО выступает программа MUD Office 2.0).
Второй группой осложнений, с которой пришлось столкнуться во время строительства скважины 178ПО, были многочисленные случаи пенообразования и химических агрессий (табл. 4).
Наиболее вероятной причиной произошедшего ухудшения параметров бурового раствора в интервале технической колонны № 1 признано попадание в буровой раствор газов кислой реакции из вулканогенных пород (в т.ч. базальтов), обильно встречающихся по разрезу скважины в интервале ниже 600 м. Использование извести в интервале технической колонны № 1 скважины 178ПО помогло справиться с последствиями кислотной агрессии. Однако, для пресной системы бурового раствора, которой является Syntex®, этот технологический прием имеет существенный недостаток, заключающийся в увеличении диспергации глинистых пород ввиду повышенных (10,5–11,5) значений рН. Для строительства интервала ТК1 на следующей скважине запланирован ингибированный солесодержащий раствор PRIMOSOL®, на котором этот фактор будет существенно минимизирован.
В рамках технологических выводов следует признать интервал бурения 2785–2794 м более склонным к поглощениям, но менее склонным к обвалам и закупориванию кольцевого пространства. Зависимость в интервале 2794–3365 м была обратная: слабое скрепление горных пород приводило к микрообвалам во время бурения, что вело к закупорке кольцевого пространства, скачку ЭЦП и инициации поглощения.


Для поиска химических источников пенообразования в интервале эксплуатационной колонны, которые невозможно обнаружить стандартными методами замера бурового раствора, на скважине 178ПО Лескинского ЛУ дважды отбирались пробы технической воды (пробы 1 и 2 – в табл. 5). Для сравнения была выбрана скважина с аналогичными применяемыми системами бурового раствора, но с отсутствием проблем по пенообразованию (Гыданский ЛУ, скважина 140Р, проба 3 – в табл.5). Тестирование воды проводилось в «ФФБУЗ Центр гигиены и эпидемиологии в ЯНАО» в г. Новый Уренгой, Тазовский район. Поскольку направление работы данной лаборатории в основном токсикологическое, удалось выделить только три параметра (содержание анионных поверхностно-активных веществ, содержание фосфатов и общего железа), среди которых производился поиск причины пенообразования.
Как видно из табл. 5, достоверно привязать причину пенообразования в интервале эксплуатационной колонны скважины 178ПО к превышению указанных параметров не удалось. Поскольку сам процесс пенообразования при использовании буровых растворов находится на стыке нескольких дисциплин (физической, органической и коллоидной химии) в дальнейшем представляется перспективным привлечение к решению подобного рода проблем широкого круга исследователей.
Следует также отметить, что ожидавшееся при проектировании скважины наличие сероводорода в составе пластовых газов подтвердилось частично. Он был отмечен как при бурении интервала эксплуатационной колонны в следовых концентрациях, так и при освоении, когда при обсаженном хвостовике максимальная замеренная концентрация составила 100 ppm (далее диапазон замера прибора заканчивался). Тем не менее, весь расширенный комплекс мероприятий по обеспечению безопасности при проведении работ в рамках контроля концентрации опасных газов, предусмотренный для скважины 178ПО, будет воспроизведен во время строительства следующей скважины в полном объеме.
Вопрос управления отходами буровых работ на проекте является особенно важным в условиях удаленности региона, уязвимости арктических тундровых экосистем и высокой стоимости утилизации. В процессе строительства скважины было образовано суммарно 3591,6 м3 отходов буровых работ. Удельные средневзвешенные величины образования отходов с учетом баланса накопления естественных осадков и испаряемости (данные Всемирной Метеорологической Базы данных [3], метеостанция Диксон, расчет испаряемости по методу Зайкова), а также сбросов во время крепления обсадных колонн и установки цементных мостов показаны в табл. 6. Удалось практически двукратно сократить объем используемой технической воды по сравнению со средними величинами ее потребления. При этом достичь сокращения величины удельного расхода буровых растворов оказалось невозможным ввиду значительных (более 1100 м3 в сумме по всем интервалам) поглощений.


Ожидавшееся при проектировании скважины наличие сероводорода в составе пластовых газов подтвердилось частично. Он был отмечен как при бурении интервала эксплуатационной колонны в следовых концентрациях, так и при освоении, когда при обсаженном хвостовике максимальная замеренная концентрация составила 100 ppm (далее диапазон замера прибора заканчивался).
Подводя итоги проведенных работ по растворному сопровождению на скважине 178ПО Лескинского ЛУ, можно сделать следующие выводы:
1. в целом избранные системы бурового раствора показали стабильность по параметрам во время длительных операций по строительству интервалов, проведению ГИС и вынужденных простоев без наличия циркуляции. Необходимость в замене системы бурового раствора возникла лишь в интервале технической колонны № 1 по причине существенной хемогенной агрессии пластовых газов;
2. несмотря на ограниченную (ввиду крайней удаленности площадки проведения буровых работ) номенклатуру химических реагентов, совместными усилиями специалистов ООО «Газпромнефть-ГЕО», АО «Инвестгеосервис» и компании «АКРОС» удалось дать адекватный технологический ответ на все возникшие в процессе строительства скважины 178ПО технологические осложнения;
3. для нейтрализации хемогенных агрессий, а также сокращения объема образования отходов буровых работ существует перспектива применения на следующей поисково-оценочной скважине высокоингибированных систем буровых растворов, имеющихся в технологическом багаже компании «АКРОС». В настоящий момент прорабатывается вопрос экономической целесообразности подобной замены.
Отметим, что строительство скважины 178ПО Лескинского ЛУ явилось нестандартным технологическим вызовом, позволившим задействовать полный комплекс инженерных решений компании «АКРОС» в области промывки скважины: от разработки гидравлической программы и лабораторного тестирования до применения рецептуры в полевых условиях. Успех реализации проекта стал возможным как благодаря поэтапному подходу к разработке рецептур бурового раствора, отвечающих специфике объекта, так и строгому выполнению выданных инженерных рекомендаций, обеспечившему минимизацию осложнений при бурении и ГИС. Полученный опыт позволяет выделить перспективные решения для строительства следующей поисково-оценочной скважины в силур-девонском комплексе и дальнейшего освоения перспективного региона.

Литература

1. Филимонова И.В. и др. Устойчивые тенденции изменения региональной структуры добычи нефти в России // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2019. – Т. 14. – №. 3. – С. 33.
2. Гладышева Я.И. Перспективы палеозой-триасового нефтегазоносного комплекса на севере Западной Сибири // Геология нефти и газа. – 2018. – №. 4. – С. 35–38.
3. Всемирная Метеорологическая База данных. URL.: https://www7.ncdc.noaa.gov/CDO/dataproduct (дата обращения: 10.03.2022).
4. Булатов, А.И. Охрана окружающей среды в нефтегазовой промышленности / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ю. Шеметов. – Москва: Недра, – 1997. – С. 101.

References

1. Filimonova I.V. i dr. Ustoychivyye tendentsii izmeneniya regional'noy struktury dobychi nefti v Rossii [Stable trends in the regional structure of oil production in Russia]. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika [Neftegazovaya geologiya. Theory and practice], 2019, Vol., 14, no. 3, pp. 33. (In Russian).
2. Gladysheva YA.I. Perspektivy paleozoy-triasovogo neftegazonosnogo kompleksa na severe Zapadnoy Sibiri [Prospects for the Paleozoic-Triassic oil and gas complex in the north of Western Siberia]. Geologiya nefti i gaza [Geology of Oil and Gas], 2018, no. 4, pp. 35–38. (In Russian).
3. Vsemirnaya Meteorologicheskaya Baza dannykh [World Meteorological Database]. (In Russian). Available at: https://www7.ncdc.noaa.gov/CDO/dataproduct (accessed: 10.03.2022).
4. Bulatov, A.I. Okhrana okruzhayushchey sredy v neftegazovoy promyshlennosti [Environmental protection in the oil and gas industry] Moscow, Nedra Publ., 1997, p. 101. (In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Кольцов К.В.

    Кольцов К.В.

    руководитель направления по бурению

    ООО «Газпромнефть-ГЕО» Санкт-Петербург, 191167, РФ

    Матвеев М.П.

    Матвеев М.П.

    инженер технологической службы

    ООО «АКРОС» г. Москва, 117485, РФ

    Просмотров статьи: 942

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru