ОПЫТ РЕАЛИЗАЦИИ ИНЖЕНЕРНЫХ РЕШЕНИЙ ПО БУРОВЫМ РАСТВОРАМ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА БАЖЕНОВСКУЮ СВИТУ ПАЛЬЯНОВСКОЙ ПЛОЩАДИ КРАСНОЛЕНИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ОПЫТ РЕАЛИЗАЦИИ ИНЖЕНЕРНЫХ РЕШЕНИЙ ПО БУРОВЫМ РАСТВОРАМ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА БАЖЕНОВСКУЮ СВИТУ ПАЛЬЯНОВСКОЙ ПЛОЩАДИ КРАСНОЛЕНИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Во второй половине 2015 года на Пальяновской площади Красноленинского месторождения компанией ООО «Газпромнефть-Хантос» реализован проект по строительству двух горизонтальных скважин на Баженовские отложения. При реализации проекта специалистами ООО «Газпромнефть-Хантос» совместно со специалистами «Газпромнефть-НТЦ» был реализован целый комплекс технических мероприятий, обеспечивший успешное бурение скважин. Разработка проекта включала в себя подбор оптимальных решений всего комплекса буровых работ – выбор оптимальных КНБК, подбор рецептур и параметров буровых растворов, оптимизацию процесса бурения на основе геомеханического моделирования и гидравлических расчетов. В данной статье приведен обзор решений и мероприятий по буровым растворам, разработанный совместно специалистами ООО «Газпромнефь-Хантос», ООО «Газпромнефть-НТЦ» и ООО «АКРОС» позволивший решить ряд сложных технических задач возникающих при строительстве подобных скважин.

Приступая к разработке программы по буровым растворам для строительства горизонтальных скважин на Пальяновском месторождении был проведен детальный анализ регионального опыта проводки подобных скважин и определение основных технологических рисков при бурении.

По результатам проведенного анализ были определены следующие основные технологические вызовы специфические для бурения горизонтальных скважин на Баженовские отложения:

  • определение оптимальной плотности бурового раствора при бурении траспортного ствола;

  • предотвращение поглощений бурового раствора в результате высоких значений эквивалентной циркуляционной плотности при бурении транспортного ствола (ЭЦП);

  • обеспечение стабильности горизонтального участка и безаварийного спуска хвостовика оборудованного под проведение многостадийного ГРП.

Бурение скважин на Баженовские отложения на месторождениях ХМАО сопряжено с целым рядом технических сложностей, в первую очередь с необходимостью обеспечения стабильности ствола Данная задача приобретает особую важность в проектах где разработка Баженовских отложений планируется посредством строительства горизонтальных скважин. Общеизвестно, что наибольшие трудности по обеспечению стабильности стенок возникают при необходимости проводки ствола через неустойчивые породы под зенитными углами свыше 30 градусов. В таких условиях при разработке программы промывки необходимо решить целый ряд технических задач для обеспечения безаварийного бурения.

При выборе бурового раствора необходимо:

  • подобрать рецептуру обеспечивающую стабильность стенок скважины на протяжении всего периода проводки интервала;

  • выбрать оптимальные значения плотности бурового раствора на основании данных по опыту бурения скважин в регионе и геомеханического моделирования;

  • на основании выбранной плотности, проектных реологических параметров бурового раствора и данных геомеханического моделирования, проанализировать вероятность возникновения поглощений при бурении и предусмотреть мероприятия по их предотвращению и ликвидации.

С конца 2014 до середины 2015 года на Пальяновской площади Красноленинского месторождения были пробурены две пологие скважины на Баженовскую свиту. Исходя из полученного опыта применения различных рецептур буровых растворов специалистами ОАО «Газпромнефть-Хантос» были предложены мероприятия по модификации рецептуры ингибированного бурового раствора на основе хлористого калия PRIMOSOL. Так в рецептуру были добавлены обработки акриловыми полимерами, внедренные изменения рецептуры позволили повысить ТЭП бурения и стабильность параметров при загрязнении пластовыми флюидами.

   Таблица 1. Рецептуры и параметры пресного и ингибированного буровых растворов

Рецептура – содержание основных реагентов

Пресный Инкапсулирующий буровой раствор SYNTEX

Полимерный хлоркалиевый PRIMOSOL до оптимизации

Функция

Компоненты

кг(л)/м3

Компоненты

кг(л)/м3

Структурообразователь

Частично гидролизованный полиакриламид

1.5-2.5

Биополимер ксантановая смола

1-1.5

Бентонит

20-30

Понизитель фильтрации

Полиакрилат натрия

0.2-0.3

Полианионная целлюлоза

2-4

Кольматант

Карбонат кальция

60-80

Карбонат кальция

60-80

Ингибитор

Хлорид калия

30-40

Параметры бурового раствора

Плотность, г/см3

1.15-1.20

1.15-1.20

Значения вискозиметра

При 600 об/мин

38-47

51-53

300 об/мин

24-30

34-37

200 об/мин

14-21

23-27

100 об/мин

7-12

15-18

6 об/мин

4-7

6-7

3 об/мин

3-4

4-4

СНС 10сек

2-3

5-6

СНС 10 мин

4-9

16-20

Водоотдача, мл/30 мин

7

5-6

рН

7.5-8

9.5-10

МВТ, кг/м3

55-80

14-35

Важным элементом мероприятий по повышению стабильности стенок скважины при строительстве транспортного ствола на Пальяновской площади Красноленинского месторождения стал выбор плотности бурового раствора. На основании геомеханических исследований которые проводились на Пальяновской площади специалистами Газпромнефть-Хантос было предложено увеличить плотность бурового раствора, что позволило значительно повысить стабильность ствола, обеспечить безаварийное бурения и провести работы по спуску обсадной колонны без осложнений. Данный пример еще раз подтверждает необходимость анализа устойчивости стенок скважины на основе геомеханического моделирования при строительстве скважины со сложным профилем. В таблице 2. приведены основные компоненты рецептуры буровых растворов и параметры которые поддерживались при бурении.

Таблица 2. Оптимизированная рецептура и параметры раствора при бурении транспортного ствола горизонтальной скважины на Баженовские отложения

Полимерный хлоркалиевый PRIMOSOL после оптимизации для бурения транспортного ствола

Функция

Компонент

Кг/м3

Структурообразователь

Биополимер

ксантановая смола

1.5-2

Понизитель фильтрации

Полианионная целлюлоза

2-4

Кольматант

Карбонат кальция

60-80

Ингибитор

Хлорид калия / Хлорид натрия

30-40

Инкапуслятор

Стабилизатор

Полиакриламид

1.5-2

Параметры бурового раствора

Плотность, г/см3

1.27-1.46

Значения вискозиметра

При 600 об/мин

41-52

300 об/мин

31-37

200 об/мин

23-30

100 об/мин

13-20

6 об/мин

6-7

3 об/мин

4-6

СНС 10сек

5-7

СНС 10 мин

15-22

Водоотдача, мл/30 мин

<6

рН

9.5-10

МВТ, кг/м3

15-30

Учитывая необходимость поддержания высокой плотности бурового раствора при разработке программы промывки был проведен анализ риска возникновения поглощений. По результатам проведенного анализа были выявлены потенциальные риски и пласты, на которых было возможно возникновение поглощений по причине высоких значений ЭЦП при бурении. Для исключения данного вида осложнений были разработан специальный комплекс мероприятий по искусственному повышению градиента гидроразрыва (Stress Cage) основанный на установке специальных смесевых составов на основе графита и фракционированного карбоната кальция. В связи с тем, что на первой скважине при бурении транспортного ствола данный подход не был реализован в полном объеме, были получены незначительные осложнения в виде поглощений бурового раствора. При бурении второй скважины запланированная программа по применению данного подхода реализована в полном объеме позволила полностью предотвратить поглощения.

Для бурения интервала под хвостовик специалистами ООО «АКРОС» была предложена система UNIDRIL. UNIDRIL это современная система бурового раствора, обратная эмульсия на основе минерального масла. Перед применением на месторождении система UNIDRIL была исследована в лаборатории ООО «Газпромнефть-НТЦ» и по результатам исследования было получено положительное заключение и разрешение на применение раствора в поле. В таблице 3 приведены основные параметры бурового раствора и базовая рецептура. При подготовке к строительству скважины программа промывки, в особенности под хвостовик были проанализированы реологический профиль системы при различных температурах и определено (оптимальное водонефтяное отношение и реологические параметры системы UNIDRIL) с учетом рекомендованного безопасного окна плотностей, полученного в ходе геомеханического моделирования. В процессе бурения параметры бурового раствора поддерживались в заранее определенном диапазоне, что позволило минимизировать риск возникновения поглощений бурового раствора на основе минерального масла.

 Таблица 3. Оптимизированная рецептура и параметры раствора на основе минерального масла при бурении горизонтального ствола

Буровой раствор на основе минерального масла UNIDRIL

Функция

Компонент

кг (л)/м3

Основа

Минеральное масло

550-600

Раствор хлористого кальция

200-250

Структурные свойства

Пакет эмульгаторов

25-30

Органофильный бентонит

8-10

Утяжелитель

Карбонат кальция

90-100

Барит

500-550

Параметры бурового раствора

Плотность, г/см3

1.41-1.42

Значения вискозиметра

При температуре 49С

При 600 об/мин

60-73

300 об/мин

33-43

200 об/мин

21-33

100 об/мин

13-22

6 об/мин

5-9

3 об/мин

4-8

СНС 10сек

8-10

СНС 10 мин

10-30

Фильтрация ВТВД, мл/30мин

Соотношение Масло/Вода

75-80/25-20

Электростабильность, Вольт

600-750

Интегрированный подход к разработке программы бурения включающий подбор оптимальной долотной программы и КНБК, оптимизацию режимов бурения, подготовку и проработку программы промывки на строительство скважины позволил успешно завершить строительство скважины спуском компоновки для многостадийного ГРП. Бурение скважины заняло 45 дней, что соответствует заложенному проектом значению.

Полученный опыт в области буровых растворов позволят выделить перспективные подходы при строительстве горизонтальных скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами:

  • Сервисы буровых растворов и реализация всех технических решений по данному направлению были обеспечены российской растворной компанией.

  • Выбор плотностей буровых растворов должен быть подтверждён не только расчетами исходя из величины минимально рекомендуемой репрессии на пласт, но и результатами расчета устойчивости ствола скважины полученных в ходе геомеханического моделирования. Только на основании анализа этих составляющих можно принять решение по выбору оптимальной плотности бурового раствора, подобрать соответствующую рецептуру и параметры.

  • На основании выбранной к реализации программы промывки необходимо проанализировать вероятность возникновения рисков по стабильности ствола скважины с одной стороны и возникновению поглощений с другой. Для предупреждения возникновения поглощений необходимо провести гидравлические расчеты эквивалентной циркуляционной плотности и определить максимально допустимые значения по реологическим параметрам бурового раствора, с учетом планируемых скоростей проходки и режимов бурения.

  • Перспективным направлением для предотвращения поглощений при строительстве скважин в терригенных отложениях, при необходимости поддержания высокой плотности бурового раствора является применение технологии «искусственного увеличения градиента гидроразрыва».

Применение ингибированного бурового раствора PRIMOSOL на основе хлористого калия с дополнительным использование акриловых полимеров и правильным выбором плотности, позволяет обеспечить стабильность покрышки продуктивного пласта.

Применение раствора на основе минерального масла UNIDRIL обеспечило эффективный процесс бурения горизонтального участка и возможность спуска компоновки для многостадийного ГРП.

АВТОРЫ СТАТЬИ:

Черевко С. А., заместитель генерального директора по строительству скважин ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ - ХАНТОС»

Хомутов А. Ю., начальник управления буровых и тампонажных растворов Департамента Бурения и ВСР ООО "ГАЗПРОМНЕФТЬ-НТЦ

Королев А. В., генеральный директор ООО «АКРОС»

Рябцев П. Л., технический директор ООО «АКРОС»

Источник: Журнал «Бурение и Нефть», 2016, №3, 42.