Введение
С течением времени топливно-энергетический комплекс Российской Федерации, в частности, направление строительства скважин на нефть и газ, нуждается во все большей оптимизации, а также способах изменения определенного технологического предела всех этапов строительства скважин, что напрямую касается и сервиса по сопровождению буровых растворов. Все больше объемов строительства скважин аккумулируются в более отдаленных и осложненных площадях залегания углеводородного сырья РФ. Одним из ярких примеров является Тимано-Печорская неф-
тегазоносная провинция.
Данный регион по своей сути является одной из наиболее уникальных территорий [1, 2], месторождения которой включают в себя порядка 8 основных нефтегазоносных комплексов.
Технологические вызовы
Применение «традиционных» подходов при строительстве скважин в данном регионе (в условиях своего рода «геологической неопределенности») с течением времени становится все более экономически нецелесообразным – с каждой скважиной растут и экономические затраты на строительство объектов в целом. Одни из наиболее часто встречающихся проблем – дестабилизация ствола скважины при вскрытии Триасовой и Пермских систем, представленных переслаиванием песчаников полимиктовых, глинистых с алевролитами, глинами, мергелями и известняками, а также переслаиванием глин и аргиллитов.
В данном регионе применялось множество систем буровых растворов (различных сервисных подрядчиков), отличающихся типом и механизмом ингибирования, но ни одна из ранее предложенных технологий концептуально не позволила предотвратить проблемы, обусловленные нарушением устойчивости стенок ствола скважины.
Основные технологические вызовы указаны на рис. 1:
По результатам анализа опыта строительства скважин в регионе, компаниями-недропользователями принято решение о смене типа системы промывочной жидкости на определенных объектах (в основном – это скважины относительно сложной архитектуры, а также с заведомо прогнозируемыми осложнениями) с раствора на водной основе (РВО) на раствор на углеводородной основе (РУО).
Ясно, что только решение о смене системы раствора не может являться своего рода панацеей при решении проблем со стабильностью ствола скважин. Исходя из этого, полностью пересматриваются параметры режимов бурения, методология строительства объектов, индивидуальный подбор рецептур под фактические условия объектов.
С точки зрения исключения воздействий избыточных касательных напряжений на стенки ствола скважин,– применение растворов на углеводородной основе позволяет относительно быстро увеличить плотность промывочной жидкости, «подстроиться» под фактические условия строительства объекта.
Помимо этого, эмульсионные системы обладают довольно высокими реологическими характеристиками; низкой фильтрацией (что позволяет избежать излишней инвазии фильтрата в пласт); высокой ингибирующей способностью.
К вопросу о реологическом профиле РУО
Важно также принять во внимание, что стандартные реологические параметры бурового раствора при бурении скважин с осложненной конструкцией, профилем – неинформативны. Пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, коэффициент консистенции, показатель нелинейности и условная вязкость бурового раствора перестают определять его способность выносить шлам из невертикальных участков скважин.
В данном случае необходимо, в первую очередь, придерживаться такого параметра, как напряжение сдвига при низкой скорости сдвига (LOW-SHEAR Yield Point —LSYP):
LSYP=2·R3-R6 (1),
где R3-показания вискозиметра FANN при 3-х оборотах; R6-показания вискозиметра FANN при 6-и оборотах.
Также, справедливо учесть, что скорость транспорта шлама в скважинах со значительным отходом от вертикали не может быть математически рассчитана ввиду отсутствия как таковой «адекватной» модели расчета, ввиду чего необходимо постоянно вести регистрацию признаков некачественной очистки ствола скважины в процессе бурения:
– дефицит выбуриваемого шлама на виброситах при бурении;
– отсутствие шлама более мелкой размерности при промывке ствола скважины перед спуско-подъемными операциями;
– осложненное хождение КНБК при СПО;
– проблемы с доведением нагрузки на долото;
– «скачок» крутящего момента и аксиального трения БК;
– рост содержания твердой фазы низкой плотности, вязкости и прогрессирующие СНС;
– признаки нестабильности ствола скважины;
– проблемы с вызовом притока при освоении.
В отличие от вертикальных участков скважины, все силы, действующие на частицы шлама в наклонных участках, направлены под различными углами друг к другу, зависящими от зенитного угла ствола скважины. Под действием собственного веса бурильная колонна в невертикальных участках скважины смещается к ее нижней стенке. При этом нарушается симметричность распределения скоростей бурового раствора в поперечном сечении потока – в узкой нижней части эксцентричного кольцевого пространства скважины, где и скапливается основной объем шлама, скорости потока оказываются минимальными. Отсюда следует, что свои наименьшие значения здесь принимает и сила гидравлического сопротивления обтеканию частиц – единственная сила, заставляющая частицы шлама перемещаться вверх по стволу скважины [3].
Также стоит обратить внимание, что при относительно высоких значениях реологических параметров, кратно растут риски, касающиеся моментов, связанных с «резким» возрастанием пусковых давлений после длительных спуско-подъемных операций; спуска обсадной колонны и т.д. Это, в первую очередь, связано со своего рода экспоненциальным ростом статического напряжения сдвига, пластической вязкости при охлаждении бурового раствора, что, в свою очередь, может являться причиной возникновения таких осложнений, как гидроразрыв, склонных к приемистости пластов; нарушение устойчивости ствола скважины по причине резкого изменения баланса перераспределения напряжений.
Рассмотрим лабораторные исследования, показывающие тенденцию изменения пластической вязкости в зависимости от температуры при стандартной плотности 1,30г/см3.
Как видно из рис. 2, с уменьшением температуры с 70 до 25 °С пластическая вязкость кратно увеличивается. Это, что касается рассмотрения стандартной системы РУО, приготовленном на базовом масле отечественного производства стандартного исполнения при неизменном давлении.
Понятно, что при известных причинах отсутствия поставок многих высокотехнологичных продуктов (COVID-19, рестрикции стран Запада), в какой-то степени временно отсутствовала возможность получения какого-либо универсального решения, позволяющего свести вышеописанный «температурный эффект» на «нет». Однако сейчас, с высокоразвивающимися темпами импортозамещения, перераспределения поставок из дружественных стран, возникает в первую очередь необходимость оптимизации рецептур РУО путем:
– подбора основы с «наименьшей термозависимостью»;
– лабораторных исследований с воссозданием, в первую очередь, забойных условий (температура, давление);
– подбора соответствующего пакета эмульгаторов, добавка высокомолекулярных жидких кислот – все на основе каждого частного случая – на этапе проектирования объекта;
– оптимизации реологических показателей;
– оптимизации технологических параметров режимов бурения;
– отказа от «принципа» требований к стандартным реологическим показателям – как ДНС;
– перехода к оценке эффективности реологического профиля путем аналитики такого параметра, как LSYP.
Заключение
С течением времени процесс строительства скважин на нефть и газ требует все менее тривиального подхода от всех участников процесса строительства объектов.
Необходимо отметить, что применение эмульсионных систем позволяет, помимо решения проблем с устойчивостью ствола скважины, достичь определенной оптимизации ТЭП бурения, а также, при «комплексном» подходе к использованию систем РУО в рамках не единичной скважины («кустовое» бурение), позволяет достичь показателей общих финансовых затрат, практически сопоставимых с применением растворов на водной основе.
Касательно применения данной технологии, как нельзя кстати справедливо высказывание «Дорогостоящий, но очень выгодный», так как, в первую очередь, технология применения РУО позволяет достичь оптимизации по самой «обширной» статье расходов при строительстве скважин (аренда буровой установки, оборудования и т.д.). Безусловно, как показывает практический опыт, высокая стоимость технологии бурения скважин на РУО значительно ниже потенциальных затрат на ликвидацию той или иной аварии, возникающей при строительстве скважин, обусловленных геологической неопределенностью.
Также отметим, что ни одна из ингибированных систем на водной основе не может достичь того же технологического предела, что раствора на неводной основе. Поэтому дальнейшее изучение, оптимизация рецептур и интеграция в существующие проекты является первоочередной задачей авторов при написании научно-исследовательской диссертации.
