Применение уникальных технологических решений при проводке скважин в условиях катастрофических поглощений бурового раствора на нефтегазовых месторождениях континентального шельфа юга Социалистической Республики Вьетнам

Введение
Поглощение промывочной жидкости (рис. 1) является одной из самых трудоемких и дорогостоящих проблем, возникающих в процессе строительства нефтегазовых скважин по всему миру. Экономические затраты обусловлены потерей бурового раствора в пласт и непродуктивно затраченным временем на восстановление циркуляции. В случае бурения скважин в морских условиях данная проблема несет колоссальные издержки недропользователя.
Наибольшую опасность в процессе проводки скважин представляют поглощения высокой интенсивности без выхода циркуляции – так называемые полные или катастрофические поглощения бурового раствора [Total Drilling Fluids Losses], вызванные геологическими особенностями разбуриваемых пород. В случае наличия экстремальных скважинных условий, таких как совокупность тектонических разломов, высокого пластового давления и высоких забойных температур [High Pressure and High Temperature, HPHT], эффективная ликвидация поглощений требует применения нетривиальных решений.

Обоснование актуальности
Актуальность исследования заключается в применении отечественных технологических решений в целях повышения качества проводки нефтегазовых скважин, сокращении времени строительства, а также экономии трудовых и материальных ресурсов.
Цели и задачи работы
В данной работе представлен успешный опыт применения специальной технологии для ликвидации зон катастрофического поглощения бурового раствора, на неф-
тегазовом месторождении «Белый Тигр» континентального шельфа юга Социалистической Республики Вьетнам.

Обзор источников, использованных в работе
Большую сложность, с точки зрения ликвидации интервалов поглощения – представляют зоны, обусловленные наличием естественных трещин [Natural Fractures, NF] и тектонических разломов [Fault]. Поскольку, в случае превышения давления раскрытия трещины забойного давления [Bottom Hole Pressure, BHP] > [Fracture Reopening Pressure, FRP], существует риск повторного раскрытия трещины. По мере рецидивного раскрытия, образуется связанная сеть, способная неограниченно принимать буровой раствор (Lavrov, 2016). Большинство традиционных кольматирующих материалов не способны эффективно решить проблемы, вызванные вышеописанным механизмом при наличии аномально высокого пластового давления (АВПД) [Abnormally High Reservoir Pressure] (Shad et al., 2021) [1–10] .
Потери бурового раствора иногда легче предотвратить, чем устранить. Грамотное планирование траектории скважины является очевидным мероприятием для минимизирования риска вскрытия тектонических разломов. Однако, существуют ситуации, когда невозможно обойти зону предполагаемого геологического нарушения.
Современные технологии, такие как бурение обсадной колонной [Casing While Drilling, CWD], бурение с контролем давления [Managed Pressure Drilling, MPD] и бурение на депрессии [Underbalanced Drilling, UD] позволяют полностью предотвратить потери бурового раствора, однако, это возможно за счет существенных затрат (Patel et al., 2019; Islam and Hossain, 2021).
При прогнозировании возможного пересечения тектонических нарушений малой мощности затраты на дополнительные технологии могут быть нецелесообразны. В подобных случаях снизить объем потерь бурового раствора может позволить применение специальных блокирующих составов, способных кольматировать трещины и разломы большого размера и предотвращать повторное раскрытие.
Сегодня кольматирующие материалы можно классифицировать на 7 категорий, одной из которых является состав с большой мгновенной фильтрацией [High-Water-Loss Lost Circulation Materials] (Alsaba et al., 2014). Данный тип состава позволяет получить обезвоженную, герметичную и прочную пробку. Благодаря стойкости к высоким перепадам давления, состав с большой мгновенной фильтрацией проявляет высокую эффективность и адаптивность применения в условиях наличия трещин и разломов (Alkinani, 2019; Liang et al., Sun et al., 2021; Yang et al., 2022).

Приведение результатов исследования
Компанией СП «Вьетсовпетро» проведен мониторинг международного рынка с целью подбора состава с большой мгновенной фильтрацией для проведения опытно-промышленных испытаний в 2021 г. Цель испытаний – определение результативности применения при ликвидации поглощений в олигоценовых отложениях, обусловленных наличием разломов и трещин значительного размера (согласно геологической оценке до 10 мм), а также АВПД и высокой забойной температуры.
Отмечено несколько подходящих решений. Однако, в ходе лабораторных испытаний преимущество оказалось за технологией под названием «Ultra-Block» научно-производственной компании «Химпром». Конкурентными особенностями данного образца являются высокий процент кислоторастворимости и стоимость продукта, с учетом практически равной заявленной эффективности.
В IV квартале 2021 г. проведены пилотные испытания в двух скважинах месторождения «Белый Тигр» континентального шельфа Южно-Китайского моря.
Ярким примером является разведочная скважина BH-55 (рис. 2). В силу высокого риска пересечения профиля скважины тектонического разлома и узкого операционного окна давлений, разбуривание отложений олигоцена (сейсмический горизонт СГ-8В, СГ-10) осуществлялось с применением технологии контроля давления MPD (секции 8 1/2" и 6"). Разбуривание вышележащего участка миоцен-олигоценовой пачки (СГ-5, СГ-8), ввиду невысокого риска осложнений, производилось классическим методом бурения на репрессии (секция 12 1/4"). В качестве превентивных мероприятий проектом предусматривалось поддержание концентрации специальных кольматирующих материалов [Wellbore Strengthening Materials, WBSM] в активном объеме бурового раствора.
В процессе проводки секции 12 1/4" зафиксировано полное поглощение бурового раствора без выхода циркуляции. Применение WBSM и традиционных разнофракционных кольматирующих наполнителей обеспечивало лишь временный контроль интенсивности. Технология «Ultra-Block» (концентрация продукта
241 кг/м³, плотность 1.40–1.45 г/см³) в объеме 19 м³ позволила полностью изолировать зону катастрофического поглощения, обеспечив безаварийный спуск и качественное цементное крепление обсадной колонны 9 5/8".
По результатам испытаний отмечен положительный результат. Применение состава мгновенной фильтрации обеспечило существенное сокращение затрат на химические реагенты и непроизводительного времени до 200 часов на двух пилотных скважинах, осложненных катастрофическим поглощением бурового раствора.

Выводы
Состав с мгновенной фильтрацией рекомендуется к применению в скважинах, обусловленных риском поглощения бурового раствора высокой интенсивности. Данный состав имеет высокую стойкость к перепадам давления и экстремальным забойным температурам. В случае возможности состава растворяться в кислотах, минимизируется риск снижения дебитов скважин на этапе эксплуатации.
Кроме того, позитивный опыт спровоцировал повышенный интерес вьетнамского рынка на технологические решения российских компаний. Качественный рост имиджа отечественных компаний на международной арене – залог успешной производственной кооперации, либо трансфера технологий.