Применение формиатных буровых растворов при строительстве скважин на Рогожниковском месторождении

ВВЕДЕНИЕ

Значительную роль при строительстве скважин играет технология буро­вых растворов. От выбора состава и свойств промывочного агента, правильно­сти управления его качеством, технологической грамотности персонала зависит успешность буровых работ, которая заключается как в предупреждении геоло­гических осложнений и аварийных ситуаций, так и в повышении показателей работы долот, получении достоверной геологической информации и сохране­нии продуктивных характеристик коллектора.

В настоящее время разработано и используется большое количество рецеп­тур буровых растворов, отличающихся по виду дисперсионной среды и дисперс­ной фазы. Некоторые из них достаточно сложны в приготовлении и управлении свойствами, другие негативно воспринимают замену одних реагентов на другие (иногда того же класса).

Большинство же промывочных жидкостей имеют различия и по номенклатуре химических реагентов, зачастую отличающихся только по на­званию, что нередко вызывает определенные сложности для инженерного персо­нала буровых предприятий.

С технологической точки зрения замена химических реагентов в известных рецептурах буровых растворов не требует введения до­полнительных операций, если только эти вещества не ограничены какими-то специальными условиями (величина водородного показателя, уровень минерали­зации, ионный состав и так далее).

Многообразие буровых растворов, химиче­ских реагентов и материалов, средств механической очистки требует серьезной предварительной подготовки при проектировании бурения.

Разрез скважин некоторых месторождений Западной Сибири представлен высокоглинистыми горными породами свойства и состав, которых меняются в широком диапазоне. В этих условиях необходимо обеспечивать как устойчивость стенок скважины, так и качественное вскрытие продуктивных пластов.

Существующие практические решения и технологии зачастую не способны одновременно решать эти две технические задачи. Как правило, часть из них эффективна для малоглинистых отложений с высокой устойчивостью стенок скважины, другая часть технических решений предполагает применение результатов изучения взаимодействия бурового раствора с глиной без должного учета свойств и разновидностей глины. Поэтому требуется поиск новых подходов к управлению составом и свойствами буровых растворов для строительства скважин в разрезах, сложенных породами с высокой глинистостью.

Применение формиатных буровых растворов при строительстве скважин на Рогожниковском месторождении

При проводке скважин на Рогожниковском месторождении наблюдаются особенности, обусловленные наличием осложнения, связанные с обвалообразованиями, длительными проработками и т.д.

При бурении наклонных и пологих скважин возникает проблема устойчивости стволов. Практика показывает, что для ряда месторождений при достижении угла наклона скважины определенной величины, для разных пород она может быть различной, возникают осложнения при бурении.

Наиболее вероятной причиной разрушения, стволов наклонных скважин является анизотропия деформационных и прочностных свойств пород в сочетании с пульсацией давления бурового раствора на горную породу. Особенно сильно влияние увеличения зенитного угла скважины на снижение устойчивости стенок при разбуривании пород с невысокой прочностью, склонных к хрупкому разрушению, к которым, например, относится Фроловская свита.

При повышении зенитного угла также повышается вероятность образования сальников и желобов в местах с интенсивным изменением азимутального угла. Данное обстоятельство часто приводит к возникновению затяжек при СПО, зависанию бурового инструмента и недостаточной передаче осевой нагрузки на долото во время бурения.

Кроме того, при повышении зенитного угла значительно увеличивается время направленного (ориентированного) бурения.

Это уменьшает скорость бурения по сравнению с механической скоростью при бурении с вращением ротором.

Также возрастает календарное время бурения из-за многократного ориентирования кривой компоновки на забое и ожиданий выхода сигнала телеметрической системы.

Осложнения в процессе бурения в основном приурочены

• к отложениям березовской (720÷940 м);
• ханты-мансийской (1230÷1490 м);
• кошайской, фроловской свит (1750÷2410 м);
• покрышке пласта Ю₀ баженовскош свиты.

Как правило, все осложнения связаны с неустойчивостью горных пород.

При строительстве скважин на Рогожниковском месторождении применяется буровой раствора с использованием гидролизованного полиакриламида (0,1÷0,15 %), поиакрилата натрия (0,2÷0,3 %), а также смазочной добавки.

Применение бурового раствора с использованием гидролизованного полиакриламида не позволяет в полной мере предотвратить разрушение частиц шлама в процессе примывки.

Кроме того, данный раствор включает диспергированные частицы глины в свой объем, что требует его постоянного разбавления свежими порциями раствора и соответственно увеличивает затраты на поддержание свойств раствора в процессе бурения – объем раствора, используемый при бурении, увеличивается со 100÷150 м до 300÷400 м³.

Однако при использовании бурового раствора с использованием гидролизованного полиакриламида часто фиксируются различные осложнения.

Так для бурения под эксплуатационную колонну (скважина 1349 куст 99) использовался буровой раствор ОАО «Сургутнефтегаз». В процессе строительства скважины и проведения в ней промежуточного каротажа имели место затяжки до 15 тн – в интервале 1961÷2059 м, до 20 тн – в интервале 1765÷1912 м, обусловленные неустойчивым состоянием Викуловской свиты.

При проведении спускоподъемных операций для смены отработанного породоразрушающего инструмента фиксировались затяжки инструмента на глубине 1750÷1820 м, посадки инструмента на глубине 1850÷2050 м. В результате чего произошел прихват инструмента, в скважине была оставлена телесистема, а сама скважина перебуривалась.

Для бурения под эксплуатационную колонну (скважина 1967 куст 167) использовался пресный буровой раствор, разработанный ОАО «Сургутнефтегаз». При проведении спускоподъемных операций имели место затяжки до 14 тн в интервале 2937÷3135м, до 16 тн в интервале 1683÷1732 м.  Интервал прорабатывался без дополнительной промывки.

После анализа процессов бурения в каждом из опасных интервалов бурения было принято решение о применении формиат-полимерных буровых растворов  с целью  решения задач  строительства  скважин  со  значительными  вертикальными отходами  на Рогожниковском месторождении  [1÷3].

Перед формиат-полимерными растворами ставилась задача обеспечить безаварийное бурение, предотвратить значительное увеличение объема раствора в процессе бурения, обеспечить максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта.

Так, например, анализ результатов применения формиат полимерного раствора на кусте 153 показывают, что удалось поддерживать стабильную величину плотности раствора и его реологических параметров, не позволяющих осложнять процесс бурения. Исходя из условий бурения в значительной степени менялся только расход смазочной добавки (Лубриол) и формиата натрия (МКН).

Аналогичная картина наблюдалась при применении формиат-полимерного раствора при его применении на кусте 163.

При строительстве скважин на кусте 163 при использовании формиат- полимерного раствора также была достигнута задача поддержания стабильной плотности раствора, но фиксировался более значительный диапазон изменения параметров бурового раствора. Однако и в этом случае не было допущено их изменения до величин, осложняющих процесс бурения.

Баланс распределения времени, затраченного на реализацию процесса строительства скважины, показывает, что на кусте 153 (скважина 1679) на проработку ствола скважины было истрачено 47 час., то на скважине 1941 затраты на дополнительную проработку отсутствовали вовсе.

В период с  2018 по 2019 год пробурена 21 скважина на восьми кустах Рогожниковского месторождения с применением формиат-полимерных и формиат-акрилатных буровых растворов.

Их применение позволило сделать следующие выводы.

Формиатно-акриловый буровой раствор при его использовании в интервале под эксплуатационную колонну стабилен в течение всего времени бурения, параметры регулируются и легко прогнозируются. 

Данная система бурового раствора позволяет обеспечить безопасную и безаварийную проводку скважины, избежав непроизводительных затрат времени, связанных с буровым раствором.

Раствор обладает хорошими смазывающими свойствами.

Буровой раствор, оставшийся после бурения под эксплуатационную колонну, может быть использован для бурения под направление и кондуктор на следующей скважине.

Для недопущения осложнений при проводке скважин, рекомендуется перед наращиванием проводить проработку интервала с вращением ротором; нахождение КНБК на забое не должно превышать 36 часов, после чего необходимо производить шаблонирование ствола скважины.

Также необходимо обеспечивать максимальную эффективность работы оборудования системы очистки, при проведении спускоподъемных операций (подъем бурильного инструмента) наблюдаются незначительные осложнения в верхних интервалах разреза скважин (Викуловская свита).

Основные проблемы устойчивости ствола связаны с бурением Фролов- ской свиты.

В целом породы Фроловской свиты неоднородные, имеют различные текстурные особенности, песчаные, и алевритистые примеси, что говорит об их склонности к образованиям осыпей и обвалов.

Поэтому нами были сформулированы следующие рекомендации.

Необходимо максимально исключить промежуточные промывки в данном интервале при СПО, скорость подъема в данном интервале должна быть ограничена (расчет максимальной скорости подъема рассчитывается с использованием гидравлической программы инженером по буровым растворам исходя из фактических параметров бурового раствора и спущенной КНБК).

Следует рассмотреть целесообразность промежуточных промывок в интервале пластов Викуловской свиты, т.к. практика показывает, что сразу после их проведения в интервале 1900÷2000 м наблюдались посадки инструмента, что приводило к проработкам ствола скважины.

Промежуточные промывки во время «чистого» подъёма КНБК являются нерациональными: выноса шлама на вибросита не наблюдается, раствор остается стабильным (изменений параметров раствора во время промежуточных промывок на подъёме не происходит).

Возникающие посадки и затяжки при проведении СПО в интервале 1600÷3000 м часто связаны с тяжелым профилем скважины.

При бурении скважин необходимо строгое соблюдение проектного профиля скважины: нельзя допускать многократных перегибов по зенитному углу и азимуту.

Перед бурением Викуловской и Фроловской свит необходимо обрабатывать буровой раствор разнофракционным кольматантом.

Для предупреждения поглощений бурового раствора необходимо применение кольматанта (карбоната кальция) с фракционным составом и количеством в соответствии с программой промывки при бурении скважин:

• интервал 980÷2100 м карбонат кальция 60 мкм; 160 мкм, в процентном соотношении 30:70;
• интервал 2100÷3130 м карбонат кальция 5 мкм; 60 мкм; 160 мкм, в процентном соотношении 15:15:70.

Необходимо иметь запас баритового утяжелителя для увеличения плотности бурового раствора (до 20 т) на случай непредвиденных осложнений.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В практике бурения скважин наиболее часто встречаются ряд осложнений, которые связанные с технологическими и геологическими причинами:

• наработка большого объем шлама при бурении в рыхлых и слабосвязанных породах, что требует специального подхода к очистке скважины и бурового раствора;
• снижение или потеря устойчивости глинистых отложений и пород глинистого комплекса, находящихся в обнаженном состоянии в стенках скважины, вследствие нарушения естественного влажностного равновесия при контакте с буровым раствором;
• возможные обрушения стенок скважины при проходке горных пород сложенных несцементированными песками или тектонически нарушенных трещиноватых пород;
• поглощения бурового раствора при проходке зон тектонических нарушений и слабо напорных пород коллекторов;
• возникновение значительных сил сопротивления (трения) при бурении наклонно-направленных скважин;
• флюидопроявление высокоминерализованных пластовых вод;
• ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов.

Здесь перечислены осложнения, которые наиболее часто встречаются в условиях сооружения скважин на месторождениях Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.