УДК:
DOI:

Бурение горизонтальных участков скважин с применением бурового раствора на основе прямой эмульсии и винтового забойного двигателя

Drilling of horizontal sections of wells using drilling fluid based on direct emulsion and screw downhole motor

I.V. KAMAEV1, A.B. KHARITONOV1, E.V. TIKHONOV1, A.N. KHORKOV1, S.V. BEREGOVOY1,
A.P. DOLMATOV2, A.V. KLEMENT'EV2, N.M. EPANOV2, V.S. ILYASOV2
1LLC «BurService», Moscow, 127018, Russian Federation
2PJSC Gazprom Neft, St. Petersburg, 190000, Russian Federation

Раствор на основе прямой эмульсии применяется для решения многих задач. При бурении интервала под хвостовик протяженностью более 1000 м на один из продуктивных пластов Ахской свиты на одном из проектов компании «Газпром нефть» показана возможность замены РУС на ВЗД при применении данного типа раствора. Ранее подобного достичь не удавалось.

A direct emulsion solution is used to solve many problems. While drilling an interval for a liner with a length of more than 1000 m in one of the productive formations of the Akhskaya suite at one of the Gazprom Neft projects, the possibility of replacing the RSS with a PDM was shown when using this type of mud. Previously, this could not be achieved.

Бурение на пласты Ахской свиты
В настоящее время бурение скважин на данную группу пластов (табл. 1) составляет свыше 50 % от общего фонда бурения.

Для бурения используется традиционный KCl-биополимерный буровой раствор с плотностью 1,08 г/см3.
Ранее бурение в данном горизонте велось как с использованием ВЗД, так и с использованием РУС. При бурении с использованием ВЗД наблюдались такие осложнения, как невозможность доведения нагрузки до долота, неэффективность оптимизации КНБК, невозможность выполнения плановых профилей. Этими факторами объясняется значительно меньшая протяженность интервалов, пробуренных по продуктивному пласту с использованием ВЗД (табл. 2).

На определенном этапе было решено отказаться от применения винтовых забойных двигателей для бурения горизонтальных секций ввиду невыполнения механической скорости бурения и недостижения поставленных геологических целей.
При выполнении работ по строительству скважин на постоянной основе ведется оптимизация процесса бурения и поиск новых технологических решений и подходов для повышения рентабельности проекта. Одной из задач, в рамках данной оптимизации, является снижение импортозависимости от роторно-управляемых систем иностранного производства, снижение стоимости бурения секции под хвостовик за счет применения винтовых забойных двигателей как российских поставщиков, так и доступных в настоящее время зарубежных производителей.
Но для обеспечения необходимого уровня добычи углеводородов протяженность горизонтальной секции должна быть не менее 1000 м. Ранее полученный опыт показал, что для достижения заданной протяженности горизонтального участка требуется повысить эффективность используемого бурового раствора в части снижения коэффициентов трения.
Для более корректного подбора типа и рецептуры раствора потребовалось провести ряд лабораторных исследований, в том числе и с образцами кернового материала.

Подбор бурового раствора
Для подбора типа бурового раствора определены условия, которым он должен соответствовать:
• минимальное повреждение продуктивного пласта;
• обеспечение приемлемых коэффициентов трения;
• безаварийное бурение при коэффициенте аномальности пластового давления ниже 1.00.
Для проведения лабораторных исследований Заказчиком предоставлены образцы керна из одного из продуктивных пластов Ахской свиты.
Первоначально на образце керна проведен XRD-тест для определения минералогического состава породы (табл. 3).

Образец состоит на 1 % из активной глинистой породы Иллит и на 99 % из неактивных минералов.
Для подтверждения низкой активности породы определена ее катионообменная емкость (тест КОЕ) (табл. 4).

Тест КОЕ подтвердил, что активность породы низкая, так как при значениях КОЕ в пределах 0 – 10 м-экв/100г порода относится к слабореактивным.
Таким образом, определено, что коллектор не содержит в большом объеме глинистую породу, требующую повышенного ингибирования. При разработке рецептуры бурового раствора достаточно применения стандартных ингибиторов глин.
При выборе типа раствора рассмотрен буровой раствор на основе прямой эмульсии. Раствор на основе прямой эмульсии Direct Emulsion (DEM) – это раствор с повышенным содержанием углеводородной фазы. Непрерывной фазой в DEM является вода (рассол на основе хлорида калия). Этот раствор на водной основе имеет 4-й класс опасности (малоопасный отход).
Повышенное содержание углеводородной составляющей в данном растворе позволяет обеспечить необходимые смазывающие свойства, низкую фильтрацию и тонкую плотную фильтрационную корку, которые обеспечивают приемлемые коэффициенты трения.
Низкая фильтрация минимизирует повреждение продуктивного пласта. Так как углеводородная составляющая имеет плотность 0,80 – 0,84 г/ см3, возможно поддержание более высокой концентрации карбонатного кольматанта при той же плотности раствора. Это также способствует снижению фильтрации.
Так как требования в повышенных ингибирующих свойствах для раствора отсутствуют, в качестве основы принят текущий KCl-биополимерный раствор, модифицированный углеводородной составляющей (минеральное масло) и эмульгатором для прямых эмульсий (табл. 5, табл. 6).

Для определения степени влияния на коллекторские свойства разработанного раствора проведены исследования на определение восстановления проницаемости образцов керна после воздействия на них различными растворами:
• текущий KCl-биополимерный раствор;
• DEM;
• раствор на углеводородной основе (РУО).
Исследования проводились в лаборатории Геологического факультета МГУ на установке ПУМА-650.
Исследования показали (табл. 7), что DEM оказывает меньшее влияние на свойства коллектора, чем текущий KCl-биополимерный раствор.
Проведены расчеты ожидаемой ЭЦП во время бурения.
ЭЦП на DEM не превышает значений, получаемых при использовании KCl-биополимерного раствора
(табл. 8).
Таким образом, лабораторные исследования и гидравлическое моделирование показали, что DEM соответствует заданным условиям и данная система может быть рекомендована к опытно-промышленным испытаниям.

Проведение ОПИ
В качестве кандидатов для проведения ОПИ были выбраны две скважины (табл. 9), находившиеся на одном кусту. Их бурение планировалось последовательно, одна за другой.
Описание бурения скважин (табл. 10, табл. 11;
рис. 1, рис. 2).

Результаты ОПИ
Проведенное ОПИ показало, что при использовании DEM бурение горизонтальных секций на продуктивный пласт Ахской свиты протяженностью более 1000 м с использованием ВЗД, возможно. Пробурены две секции – 1434 м (рекорд протяженности горизонтального участка, пробуренного с применением ВЗД) и 1230 м.
Проведено сравнение средних значений параметров буровых растворов KCl-биополимерный (при использовании РУС) и DEM (при использовании ВЗД) (табл. 12).
Фактические дебиты скважин, пробуренных на DEM, на 5 % выше плановых. Несмотря на более высокую стоимость 1 м3 DEM по сравнению с традиционным KCl-биополимерным раствором, экономический эффект достигается за счет замены РУС на ВЗД.

Выводы
Проведенное ОПИ показало перспективность применения DEM для бурения в заданных горно-геологических условиях. Раствор данного типа предоставляет возможность строительства горизонтальных секций протяженностью более 1000 м с использованием ВЗД.
В дальнейшем планируется разработка DEM с более высоким содержанием углеводородной составляющей с целью снижения плотности раствора до
1.00 г/см3 при обеспечении необходимой концентрации карбоната кальция. Это позволит вести бурение в пластах с еще более низкими коэффициентами аномальности, обеспечивая качественную кольматацию проницаемых интервалов и безаварийное строительство горизонтальных участков скважин в условиях аномально низких пластовых давлений.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Камаев И.В.

    Камаев И.В.

    главный технолог региона Ямал

    ООО«БурСервис» г. Москва, 127018, РФ

    Харитонов А.Б.

    Харитонов А.Б.

    руководитель проектов

    ООО«БурСервис» г. Москва, 127018, РФ

    Тихонов E.В.

    Тихонов E.В.

    региональный технический руководитель

    СНГ «Халлибуртон Интернэшнл, Инк.»

    Хорьков А.Н.

    Хорьков А.Н.

    технический менеджер

    Halliburton

    Береговой С.В.

    Береговой С.В.

    главный технолог региона Ямал-Юг

    ОО«БурСервис» г. Москва, 127018, РФ

    Долматов А.П.

    Долматов А.П.

    технический специалист

    СНГ «Халлибуртон Интернэшнл, Инк.»

    Клеменьтьев А.В.

    Клеменьтьев А.В.

    руководитель программы по инновационному развитию

    ПАО «Газпром-нефть» г. Санкт-Петербург,

    Епанов Н.М.

    Епанов Н.М.

    руководитель сектора технологического сопровождения бурения

    ПАО «Газпром-нефть» г. Санкт-Петербург,

    Илясов В.С.

    Илясов В.С.

    руководитель направления по оперативному сопровождению бурения

    ПАО «Газпром-нефть» г. Санкт-Петербург,

    Просмотров статьи: 1101

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru