Развитие технологий разведочных работ, в частности, сейсморазведки позволило провести более детальный анализ структуры. В результате, в начале 2000-хгг. было подтверждено наличие в разрезе верхней юры перспективных объектов. Выявленная структура получила название Крупская.
В 2007 г. было начато строительство поисковой скважины 1 Крупская, проектной глубиной более 6000 м. Скважину предполагалось (согласно проектным документам) закончить строительством в 2010 г., но из-за сложных условий проводки скважины, а также несоответствия горно-геологических условий проектным, бурение скважины было приостановлено.
На сегодняшний день скважина законсервирована при забое более 5000 м. Необходимо провести расконсервацию и бурение двух последних интервалов для достижения проектной глубины.
Для реализации этого проекта технической группой компании «АКРОС» была предложена высокоингибированная система бурового раствора на водной основе ULTIMUD®.
Принцип действия ULTIMUD® основан на применении высокомолекулярного полярного поверхностно-активного реагента – ULTISTAB®, который одновременно выполняет функции стабилизатора глинистой суспензии и понизителя фильтрации, а также ингибитора набухания и диспергирования глин.
Помимо высоких ингибирующих свойств система ULTIMUD® обладает высокой термостабильностью и толерантностью к загрязнениям. Ключевые свойства данной системы бурового раствора были апробированы при бурении нижних интервалов параметрической скважины Чумпаловская-1 в условиях забойных температур до 170 °С и давлений свыше 1000 атм, а также при строительстве скважины 2Р Астраханского ГКМ, где на секции под II техническую колонну применялся ULTIMUD® высокой плотности с нейтрализатором сероводорода.
Фактические значения реологических параметров растворов, применявшихся на вышеуказанных скважинах, приведены в табл. 1.
Горно-геологические условия проводки нижних интервалов скважины № 1 Крупской площади являются более сложными, соответственно, ставят перед проектной группой задачу поиска технических решений: система бурового раствора должна сохранять стабильность параметров при температуре до 214 °С не менее четырех суток при плотности не менее 2,35 г/см3, а также отвечать требованиям, обозначенным в табл. 2.
Помимо этого, при разработке рецептуры бурового раствора учитывался ряд дополнительных критериев, необходимых для снижения рисков аварийности:
• обеспечение минимальных реологических характеристик бурового раствора с седиментационной устойчивостью (SAG-фактор) системы не более 0,53; данный подход предполагает максимально возможное снижение гидродинамических колебаний в скважине с условием сохранения необходимой седиментационной стабильности;
• необходимость содержания в составе системы эффективного нейтрализатора сероводорода;
• снижение зависимости реологических показателей при низких скоростях сдвига от температуры.
Разработка системы прошла в два этапа: выбор базового состава системы и непосредственно лабораторные испытания для подтверждения теоретических гипотез.
Принципиальный состав системы ULTIMUD® включает в себя:
• бентонит – основной структурообразователь системы;
• ULTISTAB® – основа системы, ингибитор глин и понизитель фильтрации. Оказывает значительное влияние на реологические свойства системы, поэтому важно определять оптимальную концентрацию реагента и его модификаций для каждого конкретного случая;
• соль – тип и концентрация которой позволяют минимизировать концентрацию твердой фазы в растворе, и влияют на реологические характеристики системы;
• утяжелитель. В качестве утяжелителя для системы рассматривался только барит;
• вспомогательные реагенты: нейтрализатор сероводорода, дефлокулянты, смазывающие добавки. Единое требование ко всем вспомогательным веществам – минимальное влияние на параметры системы.
Первым этапом тестов стал подбор оптимальной концентрации структурообразователя – бентонита.
В отличие от классических растворов на основе бентонита или биополимера в системе ULTIMUD® не происходит линейного увеличения всех реологических характеристик с ростом концентрации структурообразователя. Изменение количества бентонита главным образом влияет на показатель пластической вязкости, минимально – на седиментационную устойчивость системы.
На реологические характеристики раствора, помимо бентонита, влияет концентрация и молекулярная масса основного реагента – ULTISTAB®. Для снижения вязкости системы была разработана низкомолекулярная модификация продукта, позволяющая минимизировать рост пластической вязкости системы с повышением плотности.
Второй этап испытаний был направлен на оценку эффективного количества и качества добавляемой в раствор соли. Повышение минерализации раствора позволяет уменьшить концентрацию утяжелителя, что является весьма актуальной задачей для промывочной жидкости плотностью 2,35 г/см3. Поскольку компоненты системы ULTIMUD® устойчивы к воздействию солей одно- и двухвалентных металлов, для анализа были выбраны несколько материалов: хлорид калия, хлорид натрия, хлорид кальция и бишофит.
В результате серии испытаний установлено, что оптимальным решением является сочетание хлорида кальция и натрия в примерно равных соотношениях.
Значимым этапом дальнейших исследований являлась оценка термостабильности системы. На данном этапе возникли трудности, связанные с ограничениями существующих методов исследований, а именно – необходимость создания в лабораторных условиях термобарических условий, эквивалентных скважинным. Выражаясь простыми словами, при исследовании термостабильности надо создать в термоячейке избыточное давление, необходимое для предотвращения кипения водной фазы бурового раствора.
В ходе первой серии экспериментов после термостатирования бурового раствора наблюдались негативные изменения – рост фильтрации, снижение седиментационной устойчивости системы. Одной из основных причин изменений являлось снижение давления внутри термоячейки, обеспечить полную герметичность данного оборудования не удалось. Для исключения влияния несовершенных термодинамических условий проведения исследований дальнейшие эксперименты проводили в промышленном автоклаве с возможностью поддержания постоянного избыточного давления. Применение данного подхода позволило сделать следующие выводы:
1) ключевой компонент системы ULTISTAB® полностью сохраняет свойства после термостатирования;
2) характеристики бурового раствора изменяются после продолжительного термостатирования.
Данные результаты продвинули ход исследований к следующему этапу – глубокому химическому анализу двух других основных компонентов системы – бентонита и барита. В результате исследований были найдены предположительные причины изменения характеристик бурового раствора – содержание в указанных компонентах солей трехвалентных металлов, вступающих в химическую реакцию при высоких температурах.
Итогом этапа подбора основной компонентной рецептуры явилась замена типа бентонита, подбор дополнительных реагентов для нивелирования влияния примесей, содержащихся в утяжелителе и бентонитовой глине.
В результате была подобрана уникальная рецептура бурового раствора, позволяющая сохранить свои свойства после термостарения при температуре 214 °С в течение четырех суток.
Для финальной рецептуры требовалось решение, позволяющее минимизировать эффект зависимости реологических параметров от температуры и позволяющее применить поглотитель сероводорода, минимально влияющий на свойства системы.
При подборе поглотителя сероводорода было решено использовать проверенные и устоявшиеся инженерные решения: поглотитель на основе триазина, соли цинка и двухвалентного железа [1].
Поглотитель сероводорода на основе триазина деградировал при высокой температуре и от его использования решили отказаться. Продукты на основе солей цинка и двухвалентного железа негативного влияния на свойства раствора до и после термостарения не оказали.
При подборе реагента, регулирующего реологические свойства при высоких температурах, использовался опыт, полученный при решении аналогичных задач при строительстве параметрической скважины Чумпаловкая-1.
На рис. 2 представлена зависимость вязкости раствора от температуры для бурового раствора в базовой рецептуре и раствора, обработанного выбранным дефлокулянтом.
По окончании лабораторных изысканий по подбору компонентного состава система ULTIMUD® прошла аккредитационные исследования в лаборатории РГУНиГ им. И.М. Губкина для применения при строительстве скважины № 1 Крупской площади.
Итоговые параметры системы (до и после термостатирования при температуре 214 °С в течение 96 часов), отражены в табл. 3.
Таким образом, в результате совместной работы специалистов проектной группы из компании «АКРОС», ПАО «Газпром», ООО «Газпром добыча Краснодар» была разработана система бурового раствора, соответствующая техническим требованиям и технологическим вызовам бурения скважины № 1 Крупской площади.
Успешно завершена разработка рецептуры бурового раствора высокой плотности, выдерживающего длительное воздействие сверхвысоких температур и обладающего устойчивостью к разного рода загрязнителям. Особо стоит отметить толерантность системы к различным солям, позволяющую производить бурение в разрезах с интервалами солевых отложений. Это одно из ключевых преимуществ раствора ULTIMUD® перед широко распространенными промывочными жидкостями для НТНР-скважин на основе лигнитов, вскрытие солевых пластов на которых невозможно [2].
Система потенциально востребована и на других площадях Урало-Поволжского региона, на Камчатке, может быть рекомендована к применению при бурении сверхглубоких разведочных и добывающих скважин в любом регионе страны и за ее пределами.
