«Самаранефтегаз»: Применение гидрогелевых растворов при бурении боковых наклонно-направленных и горизонтальных стволов

Отложения Волго-Уральского бассейна и, в частности, Самарской области в основном представлены ангидритами, зеленовато-серыми и бурыми алевролитами, мергелями. Перемежающие их глинистые отложения после вскрытия бурением под действием фильтрата бурового раствора теряют естественную устойчивость и разрушаются. Их интенсивное разрушение обусловливает возникновение ряда осложнений в процессе проводки скважины.

При бурении боковых (БС) наклонно направленных и горизонтальных стволов гидратация глин вызывает обрушение стенок ствола и, как следствие, его многократные проработки, затяжки и посадки бурового инструмента, образование на нем сальников, низкие механическую скорость бурения, эффективность выноса шлама на поверхность и качество цементирования, загрязнение продуктивного пласта. В связи с этим на таких объектах требуется использование высокоингибирующих систем буровых растворов с улучшенными структурно-реологическими и фильтрационными свойствами. Буровой раствор должен оказывать ингибирующее и крепящее действие на неустойчивые глинистые и соляные породы. Необходимые свойства такого бурового раствора: высокая ингибирующая способность, оптимальные реологические характеристики, минимальные фильтрация и содержание твердой фазы, высокая устойчивость к поливалентной агрессии.

Целью данной работы является определение наиболее эффективного типа бурового раствора c точки зрения снижения рисков осложнений и сокращения сроков строительства боковых наклонно направленных и горизонтальных стволов.

Анализ применяемых буровых растворов

В ходе работы был проведен анализ бурения боковых стволов в период с 2014 по 2015 г., установлены наиболее часто встречающиеся осложнения геологического характера, на которые приходится 17 % всего времени бурения бокового ствола, из них 65 % составляют поглощения промывочной жидкости, 34 % – обвалообразование, 1 % – нефтегазоводопроявления (несовместимые условия бурения) (рис. 1).

Для проведения сравнительного анализа времени бурения боковых стволов на объектах АО «Самаранефтегаз» были выбраны четыре скважины Южной группы месторождений, схожие по геологическому разрезу и длине БС, пробуренные с использованием различных типов буровых растворов (табл. 1). Из таблицы видно, что при использовании бурового раствора Premium-Gel плановая продолжительность бурения сократилась на 14 сут (с 45 до 31 сут). При применении биополимерного хлор-калиевого, эмульсионного и полимер-известкового буровых растворов время бурения больше плановых значений соответственно на 3, 9 и 7 сут. Увеличение продолжительности бурения связано с осложнениями, вызванными неустойчивостью глинистых пород (осыпи, обвалы, поглощения, затяжки и прихваты бурового инструмента).

По итогам анализа изменений параметров исследуемых буровых растворов в процессе бурения БС можно сделать вывод, что буровой раствор Premium-Gel обладает наибольшей стабильностью на протяжении всего времени бурения. Важным критерием эффективности бурового раствора при бурении в глинистых отложениях является показатель фильтрации, который для указанного раствора имеет минимальные значения (1–1,5 см³/30 мин) на протяжении бурения всего интервала.

При использовании биополимерного хлор-калиевого и эмульсионного буровых растворов наблюдаются значительные колебания их плотности в процессе проводки боковых стволов, что указывает на обвалообразования глинистых пород под действием фильтрата буровых растворов. Показатель фильтрации данных буровых растворов выше показателя фильтрации раствора Premium-Gel и составляет – 2,5–4,5 см³/30 мин.

При применении полимер-известкового бурового раствора отмечаются большой разброс реологических параметров, а также плотности в процессе бурения, что может свидетельствовать об обвалообразовании, значительное изменение показателя рН, негативно отражающегося на активных глинистых отложениях. Из-за высоких значений рН стенки скважины адсорбируют катионы Na+, это усиливает набухание глинистых пород и способствует их обрушению.

Таким образом, на основе выполненного анализа изменений параметров нескольких типов буровых растворов выявлено, что наиболее стабильным с точки зрения сохранения параметров является раствор Premium-Gel.

Для сопоставления ингибирующей способности рассматриваемых буровых растворов проведены следующие лабораторные исследования [1]:

• гидратация (набухание) глин тульского яруса в приборе ПНГ (прибор набухаемости глин);

• исследование размокаемости образцов керна тульского яруса с использованием прибора ПРГ (прибор размокаемости грунтов);

• исследование диспергируемости шлама;

• линейное расширение глинистых сланцев (оценивалось с помощью прибора Swellmeter OFITE в течение 7 сут);

• определение увлажняющей способности буровых растворов (по методике ВНИИКРнефти, РД 39-2-83).

Для исследования гидратации исходный монолитный образец керна был измельчен до фракции менее 0,25 мм. Взаимодействие фильтрата бурового раствора с измельченным образцом породы в течение 2 ч не изменило показаний прибора (стрелка не сдвинулась с нулевой отметки). Это свидетельствует о том, что при нормальных условиях фильтрация всех трех видов буровых растворов имеет низкие значения, набухание глин отсутствует.

По результатам исследования размокаемости можно заключить, что после нахождения образцов керна в средах буровых растворов в течение 3 сут в нормальных условиях образцы не потеряли первоначальные форму и массу, т.е. не разрушились.

Для сопоставления ингибирующей способности растворов исследовали диспергируемость шлама. Ниже приведен порядок проведения исследования.

1. Образец керна турльского яруса с глубины 1418,5 м был раздроблен до фракции 2-5 мм.

2. Измельченные образцы высушивались до постоянной массы при температуре 105 °C.

3. Образцы фиксированной массы помещались в герметичные ячейки и заливались исследуемыми буровыми растворами объемом 145 мл.

4. После этого ячейки прогревались в четырехвальцовой печи в течение 8 ч при температуре 80 °С и частоте вращения 25 мин^-1.

5. После извлечения и охлаждения ячеек образцы керна промывались водой, просеивались через сито фракцией 1 мм и высушивались до постоянной массы при температуре 105 °С.

Результаты исследования показали, что при применении буровых растворов Premium Gel, биополимерного, хлор-калиевого потеря кернового материала составила соответственно 0,3, 2,52 и 6,54 %. Следовательно, наилучшими ингибирующими способностями обладает буровой раствор Premium-Gel, так как всего 0,3 % шлама диспергировало или измельчилось до размера фракции менее 1 мм.

Для тестирования буровых растворов по линейному расширению глинистых сланцев был взят измельченный керновый материал тульского горизонта, спрессован в компрессоре при давлении, соответствующем пластовому на глубине 1500 м, в течение 1 ч. Затем спрессованные образцы были помещены в установку Swellmeter, имитирующую скважинные условия. Наблюдения за ними велись в течение 7 сут.

По итогам теста можно сделать вывод, что наименьшее воздействие на глины тульского горизонта (с глубины 1418,5м) оказал биополимерный хлор-калиевый буровой раствор, Premium-Gel дал средний результат, а известковый буровой раствор – самое высокое линейное расширение образца глины. Результаты представлены на рис. 2.

Для определения увлажняющей способности буровых растворов [2] были взяты цилиндрические образцы, спрессованные из саригюхского бентонита, диаметром 20 мм и высотой 32 мм, взвешены, помещены в три исследуемые среды буровых растворов. Через 4 ч столбики извлекли, промыли под струей воды, после чего была замерена конечная масса образцов. Затем полученные данные были использованы для расчета приведенных ниже показателей.

Показатель увлажняющей способности для каждого анализируемого раствора рассчитывался по формуле

              (1)

где ?t – текущая скорость увлажнения, см/ч; К – коэффициент коллоидальности глины, определяемый по метиленовой сини; τ – время увлажнения образцов, ч.

Текущая скорость увлажнения

             (2)

где Р₂, Р₁ – вес соответственно увлажненного и исходного образца, г; К₁ = 1 см – коэффициент [1].

Наименьшим абсолютным показателем увлажненности обладает Premium-Gel – 0,78 см/ч, для биополимерного хлор-калиевого раствора этот показатель составил 1,85 см/ч, полимер-известкового – 2,1 см/ч.

Исследование трех систем буровых растворов, используемых на месторождениях АО «Самаранефтегаз», по пяти методикам показало, что наилучшие ингибирующие свойства имеет раствор Premium-Gel (табл. 2). Данный тип бурового раствора является наиболее эффективным с точки зрения снижения рисков осложнений в процессе бурения боковых наклонно направленных и горизонтальных стволов в интервалах неустойчивых глинистых отложений.

Буровой раствор Premium-Gel

Основой бурового раствора Premium-Gel, разработанного ООО «НПО Бентотехнологии», являются три хлористые соли (CaCl₂, MgCl₂, KCl), каустическая сода и вода. Именно эти компоненты вследствие полного отсутствия коллоидной фазы придают раствору высокие реологические свойства. В качестве реагентостабилизаторов используются крахмал (стабилизирует фильтрацию), смазывающая добавка (регулирует коэффициент трения и обеспечивает смазывающую способность бурового инструмента), бактерицид(предотвращает бактериальное воздействие на раствор), пеногаситель (предотвращает вспенивание бурового раствора).

Premium-Gel является высокоингибирующим буровым раствором на основе гидрогеля, предназначен для бурения в условиях высокой поливалентной и газовой агрессии. Раствор обеспечивает устойчивость активных и разупрочненных глинистых отложений, снижение проницаемости водоносных пластов, качественную очистку ствола скважины и сохранение продуктивного коллектора. Из-за низкого содержания твердой, в том числе коллоидной, фазы в составе Premium-Gel и минимального показателя фильтрации (1-2см³/30 мин.) данный тип бурового раствора может быть модифицирован в буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта.

Заключение

В ходе работы проведен анализ геологических осложнений на месторождениях АО «Самаранефтегаз» в период с 2014 по 2015 г., выполнен лабораторный анализ разных типов буровых растворов, исследовано их влияние на устойчивость стенок ствола скважины, аварийность и сроки бурения.

От выбора бурового раствора при бурении осложненного участка зависит время бурения всей скважины.

В результате проведенных анализа и исследований можно сделать вывод о том, что буровой раствор Premium-Gel обладает наибольшей ингибирующей способностью по отношению к разбуриваемому разрезу и является наиболее эффективным с точки

зрения снижения рисков осложнений в процессе бурения боковых наклонно направленных и горизонтальных стволов в интервалах неустойчивых глинистых отложений. Также при использовании данного типа бурового раствора существует потенциал снижения времени бурения ориентировочно на 10 % относительного планового показателя вследствие снижения рисков геологических осложнений.

Список литературы

1. Выбор  раствора для разбуривания глинистых пород/В.Н. Кошелев, М.С. Гвоздь, Б.А. Растегаев [и др.]//Бурение и нефть. – 2015. – № 9. – С. 27.

2. РД 39-00147001-773-2004.  Методика контроля параметров буровых растворов. – Краснодар: НПО «Бурение», 2004.

С.О. Киселева, В.В. Порошин, В.А. Яшков,
АО «Самаранефтегаз»

Статья опубликована в научно-техническом Вестнике ОАО «НК «Роснефть» № 1, 2016 г., стр. 16; ISSN 2-74-2339. Публикуется с разрешения редакции.