В современных условиях нефтегазовой отрасли для освоения новых месторождений необходимы все более сложные технологии добычи. Соответственно, бурение новых скважин требует большего количества финансовых затрат.
При бурении скважин проблемными являются участки с нестабильными глинистыми породами, высокими показателями температуры и давления на забое. Данные факторы совместно с высокой проницаемостью фильтрационной корки приводят к различного рода негативным последствиям, а именно: увеличивается толщина фильтрационной корки и следовательно уменьшается диаметр пробуриваемой скважины, возникают затяжки, посадки и прихваты инструмента, также увеличивается момент на долоте, создаются пульсации давлений при спускоподъемных операциях, что, в свою очередь, ведет к обвалообразованию и т.д.
Так, в 2022 г. на месторождении Узеньское в Саратовской области после длительного простоя (26 дней), связанного с ремонтом буровой установки не удалось проработать ствол скважины по причине обильных обвалов стенок скважины, сжатия буровой колонны, скачков давления и прихватов бурового инструмента, что привело к консервации скважины.
По данным рентгеноструктурного-минералогического анализа образцов керна было выявлено, что в интервале пластов альба и апта распространены глинистые отложения полиминерального состава (каолинит, гидрослюда, хлорит, монтмориллонит); отмечается значительная разбухающая способность отдельных компонентов (гидрослюда, хлорит, монтмориллонит). Также отмечается повышенное содержание монтмориллонита с глубиной в 3 интервала. Это объясняет большую степень увеличения диаметра ствола в нижнем интервале.
Различные формы неустойчивости ствола, возникающие в результате взаимодействия бурового раствора на водной основе и глинистых отложений, обусловлены особенностями химического состава системы и ее воздействия на породу.
Поддержание низких значений водоотдачи является одним из способов предотвращения гидратации глин, что позволяет предупредить возникновение неустойчивости.
При бурении одной из скважин месторождения была использована высокоингибированная система бурового раствора с содержанием КСL – 5 % и «Полиаминного биополимера Консатон» – 1 %, производства компании ООО «Лайф Форс Групп», г. Москва. Применение данного раствора позволило добиться номинального диаметра ствола скважины на РВО сопоставимого с применением РУО, коэффициент кавернозности составил 0,98 (рис. 1).
Результаты лабораторных исследований ингибирующих свойств «Полиаминного биополимера Консатон» представлены на рис. 2.
Скорость гидратации глины снижается при добавлении «Полиаминного биполимера Консатон» на 35 % уже при добавлении 0,5 % этого реагента.
Результаты исследования растворов, содержащих «Полиаминный биополимер Консатон» до термостатирования при температуре 60 градусов, в течении 16 часов представлены в табл. 1 и табл. 2.
Вышеприведенные результаты показывают, что «Полиаминный биполимер Консатон» обладает разжижающей способностью наравне с классическими разжижителями, например, такими как пирофосфат натрия и гексаметафосфат натрия. Эффективное разжижение бурового раствора достигается при дозировке «Полиаминного биополимера Консатон» от 3 г/л.
По результатам тестирования (табл. 2) можно заключить следующее: при увеличении дозировки «Полиаминного биополимера Консатон» наблюдается способность ингибирования глины по показателю МВТ (катионообменная емкость). После добавления имитации шлама (глинопорошок) концентрацией 4 % по объему получили незначительное увеличение показателя МВТ с 50,0 кг/м3 до 63,9 кг/м3, ингибирующие свойства пирофосфата натрия менее эффективны – увеличение показателя МВТ с 53,3 кг/м3 до 81, 7 кг/м3.
Испытания подтверждают ингибирующую и термостабилизирующую способность «Полиаминного биополимера Консатон» в составах буровых растворов на водной основе.
По результатам проведенных испытаний была выбрана оптимальная система бурового раствора для бурения Узеньской группы скважин – Биополимерно-хлоркалиевый буровой раствор (KCL-5 %) с добавлением реагента «Полиаминный биополимер Консатон» 1 %, производства компании ООО «Лайф Форс Групп»,
г. Москва. Данная система бурового раствора обладает высокими ингибирующими свойствами при небольшой концентрации реагентов. Реагенты, входящие в состав системы, не загрязняют призабойную зону, что позволяет использовать систему в качестве раствора первичного вскрытия и при бурении разведочных скважин.
Дополнительную информацию о продукции, выпускаемой компанией ООО «Лайф Форс Групп», вы можете получить на сайте https://lifeforce.pro/ в разделе «Агенты для буровых растворов».
