Несмотря на значительные преимущества систем на углеводородной основе, применение таких растворов имеет ряд недостатков, в первую очередь связанных с экологическими ограничениями. В 2017 году компаниями «АКРОС» и «Газпром нефть» были проведены полномасштабные полевые испытания систем буровых растворов на основе формиата калия и натрия, позволившие проанализировать эффективность применения таких систем и определить основные особенности применения. По результатам проделанной работы определены выводы по особенностям применения таких систем и перспективы их применения в России.
В рамках внедрения буровых растворов на основе формиатов калия и натрия на месторождениях ПАО «Газпром нефть» были проведены полномасштабные лабораторные исследования. На основании лабораторных исследований определены к применению в полевых условиях рецептуры и разработаны алгоритмы поддержания свойств системы бурового раствора при бурении.
С применением рецептуры на основе формиата калия было пробурено два интервала на Южно-Приобском месторождении ООО «Газпромнефть-Хантос» и три интервала на Приразломном месторождении ООО «Газпром Нефть Шельф».
По результатам проведения полевых испытаний подтвердилась высокая эффективность применения систем буровых растворов на основе формиата калия:
- получены высокие технико-экономические показатели бурения
- получен опыт бурения горизонтальных скважины без применения смазочных добавок, при этом нагрузки и моменты сопоставимы или ниже, чем в системах, обработанных смазочной добавкой
- разработана методика поинтервальной обработки с применение раствора тяжелой плотности
- подтверждена возможность получения высокой плотности до 1.41 г/см3 без применения баритового утяжелителя
- внедрена технология, позволяющая снизить экологические риски, связанные с применением буровых растворов
- реализовано бурение горизонтального участка и интервала под эксплуатационную колонну с применением одного типа бурового раствора вместо двух, за счет чего снижены объемы утилизации и приготовления на скважину.
Система на основе формиата калия подтвердила свою эффективность и имеет значительные перспективы по внедрению в России в качестве альтернативы растворам на углеводородной основе, в особенности в условиях бурения при АВПД. По результатам применения системы в полевых условиях выработаны полевые практики применения и оптимальные рекомендации по управлению свойствами раствора. Проведены сравнительные анализы по эффективности ингибирования, снижению коэффициента трения, обеспечению высоких ТЭП бурения.
Введение
Системы буровых растворов на основе формиатов широко известны, их применению посвящено большое количество публикаций [1,2,3,4,5,], в том числе отмечается ряд преимуществ таких систем по сравнению с другими типами буровых растворов на водной основе. На основании опубликованных данных можно выделить ряд специфических особенностей, присущих системам на основе формиатов и предопределяющих эффективность их применения:
- Соли формиата калия и натрия повышают термостабильность полимеров, применяемых для регулирования свойств буровых растворов на водной основе [1]
- возможность использования основы высокой плотности позволяет снизить концентрацию утяжелителей, что в свою очередь позволяет разрабатывать системы с минимальным содержанием твердой фазы [1,2,3]
- применение рецептур с минимальным содержанием твердой фазы создает предпосылки к повышению механических скоростей бурения и снижению загрязнения призабойной зоны продуктивного пласта [4]
- ряд публикаций отмечает высокую смазывающую способность систем на основе солей формиатов, что в свою очередь дает возможность рассматривать применение систем буровых растворов на основе формиатов для бурения скважины с большим отходом от вертикали и горизонтальных скважин [1,3]
- формиаты обладают меньшим негативным воздействием на окружающую среду в сравнении с хлоридом калия, натрия и кальция, традиционно применяемым для приготовления буровых растворов на водной основе [1]
- ряд публикаций отмечает, что применение насыщенных систем на основе формиатов создает предпосылки к повышению стабильности ствола скважины за счет осмотических процессов [1,2,8].
Обладая рядом значительных технических преимуществ, перечисленных выше, основным недостатком солей формиатов является сравнительно высокая стоимость по сравнению с другими солями, традиционно применяемыми при приготовлении буровых растворов. Таким образом, при решении вопроса о применении систем буровых растворов на основе формиатов, ключевым является выбор между высокой стоимостью, сопоставимой со стоимостью растворов на углеводородной основе, и ожидаемым технологическим эффектом от применения.
Несмотря на то, что системы на основе формиатов получили широкое распространение за пределами России, до 2017 года опыт использования таких систем был крайне ограничен, не было опубликовано статей, позволяющих объективно оценить возможности и потенциальные преимущества применения таких растворов. В период с октября 2016 года по июнь 2017 года компаниями «АКРОС» и «Газпром нефть» была реализована программа опытно-промышленного применения систем буровых растворов на основе формиата калия в России.
При подготовке к реализации проекта компаниями было подготовлено комплексное технико-экономическое обоснование применения бурового раствора на основе формиатов. В рамках технико-экономического обоснования были проведены расширенные лабораторные исследования.
На основании проведенных лабораторных исследований, включавших в себя замеры ингибирующей способности и смазывающей способности, было принято решение о реализации полномасштабных полевых испытаний на суше и на море.
Реализация опытно-промышленных работ по применению бурового раствора на основе формиата калия на суше
Для реализации опытно-промышленных работ на суше была выбрана горизонтальная скважина Южно-Приобского месторождения. Строительство горизонтальных скважин на Южно-Приобском месторождении осложнено рядом геологических особенностей, в том числе: для входа в продуктивный пласт под углом 85-90° и последующего спуска эксплуатационной колонны приходится прибегать к бурению интервалов со сложной пространственной интенсивностью в условиях повышенных геомеханических напряжений разбуриваемых пород, которое сочетается с проявлением пластовой агрессии (карбонатной/бикарбонатной), влияние которой негативным образом сказывается на управлении физико-химическими параметрами бурового раствора.
В результате вышеуказанных особенностей, процесс строительства горизонтальных скважин на Южно-Приобском месторождении в ряде случаев осложняется нестабильностью ствола, нарушением свойств буровых растворов, что приводит к увеличению сроков строительства относительно плановых. Для сокращения сроков строительства и минимизации геологических осложнений, на протяжении всего времени разбуривания месторождения применялись различные технологические решения и приемы, направленные на оптимизацию процесса бурения.
С учетом геологических особенностей проводки горизонтальных скважин на Южно-Приобском месторождении по результатам полевых испытаний планировалось определить, позволит ли применение системы на основе формиата калия снизить временные затраты и осложнения при бурении интервалов 220 и 154 мм под транспортный ствол и горизонтальный участок соответственно.
Для бурения интервала 220 мм было запланировано применение рецептуры, приведенной в Таблице 1. С использованием системы на основе формиата предполагалось пробурить интервал с последовательным увеличением удельного веса с 1,25 г/см3 при выходе из-под башмака кондуктора до 1,41 г/см3 на окончательном забое. С учетом необходимости поэтапного увеличения плотности бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну, обработка бурового раствора была рассчитана исходя из пополнения свежеприготовленным объемами с последовательным увеличением плотности основы. Для приготовления начального объема раствора использовали «зимний» бленд формиата калия плотностью 1,35 г/см3,имеющего низкую температуру замерзания.
Таблица 1. Рецептура бурового раствора для применения на Южно-Приобском месторождении
|
Материал |
|
Кония |
Функция |
|
Формиат калия |
м3/м3 |
0,95 |
Основа раствора, утяжелитель, ингибитор глин |
|
Карбонат калия |
кг/м3 |
4 -5 |
Буфер рН |
|
Кальц. сода |
кг/м3 |
5 |
Буфер рН |
|
Каустическая сода |
кг/м3 |
0,5 |
Регулятор pH |
|
Ксантановая смола |
кг/м3 |
2-2,5 |
Структурообразователь |
|
ПАЦ высоковязкая |
кг/м3 |
2 |
Понизитель фильтрации |
|
ПАЦ низковязкая |
кг/м3 |
4 |
Понизитель фильтрации |
|
Мод. крахмал |
кг/м3 |
16 |
Понизитель фильтрации |
|
Карбонат кальция |
кг/м3 |
80 |
Формирование фильтрационной корки |
Предполагалось, что применение данного технологического приема позволит снизить концентрацию твердой фазы низкой плотности и обеспечит достижение высоких технико-экономических показателей бурения. По окончании бурения интервала 220 мм предполагалось разбавить оставшийся буровой раствор и продолжить бурение горизонтального участка в продуктивном пласте с плотностью 1,25 – 1,30 г/см3, снизив концентрацию выбуренной породы низкой плотности.
В процессе бурения интервала 220 мм проблем с движением инструмента при проведении плановых СПО не возникало. В целом процесс строительства интервала проходил в плановом режиме, параметры бурового раствора на основе формиата калия на всём протяжении бурения выдерживались в рамках программы. С глубины 1800 м в работу были запущены две центрифуги, которые позволяли эффективно контролировать выбуренную породу, а концентрация карбоната кальция в буровом растворе периодически восполнялась дополнительными обработками циркулирующего объёма. Показатель водоотдачи системы регулировался обработками полианионной целлюлозы низкой и высокой вязкости, позже применялись обработки полианионной целлюлозой низкой вязкости в сочетании с модифицированным крахмалом. Данное сочетание позволило эффективно снизить показатель фильтрации до минимальных значений, что позволяло эффективно управлять фильтрационным показателем и не выходить за регламентируемые значения. При проведении плановых шаблонировок ствола скважины были отмечены незначительные затяжки сверх собственного веса, что в последствии позволило полностью отказаться от окончательной сплошной проработки ствола скважины и спустить колонну 178 мм до проектного забоя. При бурении всего интервала не применялись обработки смазочной добавкой.
Основным ингибитором в системах на основе формиата калия является катион калия К+ в очень большой концентрации. Начальные значения данного показателя при бурении интервала транспортной колонны составили 250 000 мг/л. Обработки на пополнение позволяли поддерживать концентрацию ионов калия при бурении, интенсивность снижения концентрации напрямую соотносилась с бурением интервалов, сложенных глинистыми породами.
В таблицах 3 и 4 приведены параметры бурового раствора на основе формиата калия при бурении интервалов 220 и 154 мм.
Таблица 2. Параметры раствора при бурении интервала 220 мм
|
|
|
Интервал, м |
|||
|
|
|
1385-2300 |
2300-2600 |
2600-2950 |
2950-3129 |
|
Плотность раствора |
г/см3 |
1,28-1,33* |
1,33-1,36* |
1,36-1,4* |
1,4 - 1,45* |
|
Условная вязкость |
с/кварта |
40-55 |
40-55 |
45-60 |
45-60 |
|
Пластическая вязкость |
cП |
15-35 |
|||
|
ДНС |
фнт/100фт2 |
≥15 |
≥17 |
≥19 |
|
|
СНС (10сек/10мин) |
фнт/100фт2 |
6-15/10-35 |
|||
|
Содержание песка |
% |
<1 |
|||
|
рН |
-- |
9,5-11 |
|||
|
Толщина корки |
мм |
<1 |
|||
|
Содержание Cl-/К+ |
мг/л |
0/≥200000 |
0/≥220000 |
||
|
Содержание Ca++ |
мг/л |
<3000 |
|||
|
МВТ |
кг/м3 |
<45 |
|||
|
Содержание смазки |
% |
0 |
|||
|
Водоотдача |
мл/30мин |
≤6,5 |
≤6 |
≤5,5 |
|
|
Содержание СаСО3 |
кг/м3 |
≥60 |
≥80/≤120 |
||
|
Плотность раствора |
г/см3 |
1,25-1,3* |
|
Условная вязкость |
с/кварта |
45-60 |
|
Пл-ская вязкость |
cП |
12-30 |
|
ДНС |
фунт/100фт2 |
20-35 |
|
СНС (10сек/10мин) |
фунт/100фт2 |
10-15/15-30 |
|
Содержание песка |
% |
<0,5 |
|
рН |
-- |
≥9,5-11 |
|
Толщина корки |
мм |
<1 |
|
Содержание Cl-/К |
мг/л |
0/≥80000 |
|
Содержание Ca++ |
мг/л |
<3000 |
|
МВТ |
кг/м3 |
<12 |
|
Содержание смазки |
% |
- |
|
Фильтрация |
мл/30мин |
≤5 |
|
СаСО3 |
кг/м3 |
≥40/≤120 |
|
LSRV |
мПа*с |
≥25000 |
|
HTHP |
мл/30мин |
<12 |
|
Номер скважины |
Формиат |
СР.ЗНАЧ |
Дельта от сред. знач,% |
|
Температура пробы, оС |
49,00 |
||
|
Плотность, г/см3 |
1,44 |
||
|
Условная взякость, сек |
46,00 |
||
|
600 об/мин |
71,00 |
81,40 |
13% |
|
300 об/мин |
46,00 |
52,00 |
12% |
|
200 об/мин |
35,00 |
39,90 |
|
|
100 об/мин |
24,00 |
26,80 |
|
|
6 об/мин |
5,00 |
9,90 |
|
|
3 об/мин |
4,00 |
8,50 |
|
|
Пл. вязкость, сП |
25,00 |
29 |
13,8% |
|
ДНС, фнт/100 фт2 |
21,00 |
22 |
|
|
LSYP |
3 |
22 |
|
|
СНС 10', фнт/100 фт2 |
6,00 |
22 |
|
|
СНС 10", фнт/100 фт2 |
18,00 |
34,1 |
47,2% |
|
pH |
10,70 |
10,0 |
|
|
Водоотдача, см3/30 мин |
4,8 |
5,2 |
8,3% |
|
% Тв. фазы |
8% |
26% |
18% |
|
Смазка, % |
0,00 |
6,6 |
|
|
MBT, кг/м |
30,53 |
44,2 |
31% |
|
РЕЗУЛЬТАТЫ СРАВНИТЕЛЬНОГО АНАЛИЗА ГИДРАВЛИКИ ПРИ БУРЕНИИ |
|||
|
Производительность буровых насосов , л/сек |
36,00 |
36,0 |
|
|
Расчетное давление на стояке, атм. |
180,00 |
186,22 |
3,34% |
|
Фактическое давление на стояке, атм. |
191,00 |
196,00 |
2,55% |
|
Расчетное ЭЦП долото, г/см3 |
1,56 |
1,58 |
|
|
Потери давления в затрубном пространстве, атм. |
29,93 |
32,93 |
9,12% |
|
Потери давления в трубах, атм. |
87 |
89,88 |
3,21% |
По результатам бурения скважины с применением системы на основе формиата калия были проведен сравнительный анализ технико-экономических показателей бурения. На графике 2 приведены сравнительные сроки строительства по интервалу эксплуатационной колонны и коэффициент сложности профиля скважины. Соблюдение технологических режимов бурения и поддержание программных значений бурового раствора позволили безаварийно закончить бурением интервалы под эксплуатационную колонну и горизонтальный участок.
На графике выделена скважина, пробуренная с применением раствора на основе формиата калия. Хотя с применением системы пробурен не самый сложный профиль, достигнуты минимальные сроки строительства, составившие 10 дней. Средние сроки строительства интервала транспортной колонны на данной кустовой площадке площадке составляют 26 дней в подготовленной выборке скважин.
В дополнение к сокращению сроков строительства, при проводке скважины с применением системы на основе формиата калия, за счет применения одного типа бурового раствора для бурения двух интервалов, были получено снижение общего объема приготовления бурового раствора и сокращение объема отходов при бурении. На графике 3 приведены сравнительные данные по объемам приготовления раствора и объемам отходов по скважинам кустовой площадки, где проводились полевые испытания.
С применением системы на основе формиата калия на Южно-Приобском месторождении удалось на 32% снизить объем приготовления бурового раствора (см. график 3), при этом основные параметры раствора (содержание твердой фазы и концентрация коллоидной твердой фазы МВТ) были ниже, чем на других скважинах с применением стандартной рецептуры бурового раствора. Дополнительно получено снижение общего объема утилизации бурового раствора на 56% относительно среднего значения для соседних скважин. За счет гибкости системы бурового раствора на основе формиата калия, в конце бурения интервала под транспортный ствол он был конвертирован для бурения горизонтального участка, что позволило отказаться от чистки емкостей перед бурением интервала под хвостовик и утилизации отработанного объема бурового раствора.
Высокая устойчивость к цементной агрессии позволила провести разбурку цементного стакана без изменения физико-химических параметров бурового раствора. Бурение по продуктивному пласту было продолжено без каких-либо временных затрат и дополнительных сбросов и обработок.
Опытное применение раствора на основе формиата калия на Южно-Приобском месторождении подтвердило возможность получения сниженных реологических параметров, минимальной концентрации твердой фазы и, как следствие, снижение ЭЦП и давления на буровом насосе. Ниже в таблице 5 приведены результаты сводного анализа основных параметров бурового раствора относительно других скважин кустовой площадки. Как уже отмечалось выше, при бурении транспортного ствола не проводились обработки бурового раствора смазочной добавкой, при этом периодически проводились контрольные замеры коэффициента трения в сравнении с буровыми растворами с других кустовых площадок. Для проведения замеров использовался прибор E.P. Lubricity tester [10]. Данные замеров приведены на графике 4. Приведенные данные подтверждают, что системы на основе формиата калия обладают уникальной смазывающей способностью и позволяют снижать коэффициент трения без применения дополнительных смазочных добавок.
Таблица 5. Рецептура бурового раствора на основе формиатов калия и натрия
|
ФОРМИАТ НАТРИЯ 1.26 |
80% |
основа раствора |
|
ФОРМИАТ КАЛИЯ 1.57 |
20% |
основа раствора ингибитор |
|
БИОПОЛИМЕР |
2,5 кг/м3 |
структурообразователь, загуститель |
|
КРАХМАЛ |
10 кг/м3 |
понизитель фильтрации АНИ и НТНР. |
|
АКРИЛОВЫЙ ПОЛИМЕР |
4 кг/м3 |
понизитель фильтрации высокотемпературный |
|
КАРБОНАТ КАЛЬИЦЯ |
80 кг/м3 |
кольматант для формирования фильтрационной корки |
|
КАРБОНАТ КАЛИЯ K2CO3 | 25 кг/м3 |
буфер рН |
|
MEX-HB | 20 л/м3 |
дополнительный ингибитор глин |
|
Высокоэффективная смазочная добавка |
|
Обработка перед спуском колонны |
Несмотря на ряд преимуществ, достигнутых по реологическим параметрам, снижению содержания твердой фазы и снижению коэффициента трения, оценить влияние системы раствора на мех. скорость бурения на пробной скважине в полной мере не удалось, скважина пробурена с мех. скоростью, близкой к средней по 933 кусту. Важно отметить, что при бурении скважин использовались различные КНБК и различные подрядчики по наклонно-направленному бурению. Основное сокращение по срокам строительства интервала достигнуто за счет сокращения времени на промывку, шаблонировку и СПО на 28%. Сравнительный анализ приведен на графике 5.
По результатам проведения опытно-промышленных работ с применением системы на основе формиата калия на кустовой площадке 933 Юно-Приобского месторождения были достигнуты следующие технические преимущества:
- обеспечены минимальные сроки строительства интервала под эксплуатационную колонну (наиболее сложный с точки зрения бурения интервал)
- снижены объемы приготовления бурового раствора на скважину на 32% за счет использования одного типа раствора для бурения двух интервалов
- снижен объем сброса бурового раствора в среднем на 56% за счет более высокой ингибирующей способности системы
- за счет применения системы с минимальным содержанием твердой фазы удалось снизить реологические параметры в среднем на 13% относительно стандартных рецептур, применяемых на проекте
- снижение реологических параметров позволило снизить ЭЦП и давление на насосе, данная особенность системы может быть использована при бурении скважин с большим отходом от вертикали, скважин малого диаметра, либо на скважинах с «узким окном плотности»
- система на основе формиата калия имеет пониженный коэффициент трения по сравнению со стандартными системами на основе хлористого калия
- в целом применение системы позволило безаварийно провести бурение в склонных к осыпанию породах и сократить сроки подготовки ствола.
Реализация опытно-промышленных работ по применению бурового раствора на основе формиата калия/натрия на шельфе.
Продолжение опытно-промышленных работ в 2017 году включало в себя также бурение трёх интервалов на Приразломном месторождении. С применением системы были пробурены два интервала под эксплуатационную колонну диаметром 311 мм и один интервал 444,5 мм. Ниже приведен обзор по обработкам, стратегии обработки и поддержанию параметров, примененный при проводке одного из интервалов 311 мм, как наиболее подробный и показательный с точки зрения свойств системы и работы с ней.
Интервал начат бурением 18.05.2017 с глубины 2386 м, окончательный забой 3467 м достигнут 20.05.2017 около 21:00. 21.05.2017 до 12:00 22.05.2017 подъем с обратной проработкой. Шаблонировка (включая подъем) с 20:00 22.05.2017 до 19:00 24.05.2017. С 20:00 24.05.2017 – проведение ГИС. Спуск геофизических приборов до глубины 2418 м. Подъем ГИС до 3:30 26.05.2017 Спуск обсадной колонны с 9:25 26.05.2017 Обсадная колонна спущена до глубины 3467 28.05.2017 в 6:25.
Перед началом бурения интервала была согласована рецептура, предполагавшая применение насыщенного рассола с минимальным содержанием свободной воды. Предполагалось, что поддержание минимального содержания свободной воды и максимальной минерализации позволит сформировать условия для осмотического переноса, по аналогии с растворами на углеводородной основе, и будет способствовать повышению стабильности стенок скважины. Приготовление бурового раствора на бурение интервала проводилось по рецептуре, согласованной перед началом бурения интервала.
Для обеспечения высоких технико-экономических показателей бурения перед началом бурения интервала были согласованы целевые диапазоны параметров бурового раствора, которые планировалось поддерживать при бурении. Согласованные параметры бурового раствора приведены в таблице 7.
Таблица 6. Целевые параметры бурового раствора
|
Плотность, г/см3 | 1.32-1.38 |
1.32 на начало бурения и 1.38 на окончательном забое |
|
УВ |
42-45 сек |
после первых циклов циркуляции и прогрева раствора условная вязкость по воронке Марша – 38 сек, произведена обработка +1.5 кг/м3 MEX-GUM S, условная вязкость увеличилась до 42 сек |
|
рН |
10.15 – 10.5 |
|
|
Фильтратоотдача АНИ |
5 мл/30 мин |
на свежем растворе 2.9 мл/30 мин |
|
Фильтратоотдача HTHP мин |
<10 мл/30 |
на свежем растворе 6.6 мл/30 мин |
Таблица 7. Параметры свежеприготовленного раствора при трёх температурах
|
Параметры |
20 С |
40 С |
60 С |
|
600 об/мин |
43 |
41 |
35 |
|
300 об/мин |
27 |
26 |
23 |
|
200 об/мин |
21 |
17 |
17 |
|
100 об/мин |
14 |
14 |
12 |
|
6 об/мин |
5 |
5 |
4 |
|
3 об/мин |
3 |
3 |
3 |
|
Пл. вязкость, сП |
16 |
15 |
12 |
|
ДНС, фнт/100 фт2 |
11 |
11 |
11 |
|
СНС 10 сек, фнт/100 фт2 |
5 |
5 |
5 |
|
СНС 10 мин, фнт/100 фт2 |
6 |
6 |
5 |
При подготовке к бурению интервала была согласована стратегия по поддержанию свойств бурового раствора, включавшая в себя следующие основные элементы:
- при бурении необходимо было выдержать постоянный уровень минерализации бурового раствора – целевой показатель стартовой плотности смеси солей - 1.265 г/см3. Необходимо избежать разбавления низкоминерализованной основой;
- поддерживать минимальные реологические характеристики – целевой показатель вязкости по воронке марша - не более 45 сек;
- для регулирования фильтрации бурового раствора не использовать полианионную целлюлозу и крахмал, для предотвращения роста пластической вязкости;
- поддерживать плотность бурового раствора до 1.38 г/см3.
Контроль плотности и содержания выбуренной породы
По опыту бурения предыдущих скважин ожидалось, что эффективность очистки при бурении эксплуатационного интервала 311 мм составит 60-65%. С учетом ожидаемого коэффициента эффективности оборудования очистки, ожидаемое количество твердой фазы, которая должна была поступить в циркулирующий буровой раствор , составило 44 м3 или 106 тонн.
Для предотвращения роста плотности и увеличения содержания выбуренной породы, по согласованному плану, было принято решение проводить разбавление бурового раствора на опережение, не дожидаясь выхода параметров за оговоренные рамки. Учитывая высокие скорости бурения на предыдущих скважинах, одной из ключевых проблем стала высокая наработка выбуренной породы, снизить содержание которой постфактум не всегда удавалось.
На основании согласованного подхода по обработке и поддержанию свойств, был запланирован и реализован следующий подход. При бурении каждые 300 метров выводили из циркуляции 30 м3 и пополняли 70 м3 свежего раствора.
Подход был полностью реализован при бурении, что позволило обеспечить выполнение целевых показателей по плотности и содержанию выбуренной породы. На графике 9 приведены тренды по изменению плотности бурового раствора относительно плана, с указанием точек ввода свежего бурового раствора.
На графике 2 приведены расчетные соотношения между основой раствора (смесь рассолов формиата натрия и калия с плотностью 1.265, карбоната кальция 75-80 кг/м3 и выбуренной породой).
Реологические параметры
При бурении интервала был реализован план по поддержанию минимальных реологических параметров бурового раствора. При подготовке к бурению интервала были замерены реологические параметры бурового раствора при трёх температурах для определения оптимального реологического профиля, ниже приведены данные по реологическому профилю свежеприготовленного бурового раствора.
Из таблицы видно, что при повышении температуры снижается пластическая вязкость раствора, но при этом незначительно изменяются структурные свойства. Таким образом, несмотря на низкие значения вязкости по воронке при циркуляции, дополнительные обработки загустителями будут приводить к увеличению структурных свойств при низких температурах (СНС, 6 и 3 об/мин, ДНС).
При бурении одним из критериев по поддержанию минимальной реологии являлась вязкость по воронке Марша, которая поддерживалась в рамках 40-50 сек. После перевода скважины на свежеприготовленный буровой раствор на первой промывке была получена вязкость по воронке Марша 38 сек, произведена обработка биополимером - ксантановой смолой в концентрации 1.25 кг/м3, суммарная расчетная концентрация 2.5 – 2.9 кг/м3. Дополнительно при бурении исключены обработки реагентами, повышающими вязкость бурового раствора (ПАЦ, крахмал).
Регулирование водоотдачи
По согласованному плану работ для регулирования водоотдачи планировалось применение двух реагентов: модифицированного крахмала, средняя концентрация около 10 кг/м3, и акрилового полимера, средняя концентрация от 2 до 4 кг/м3. Применение полианионной целлюлозы было исключено в связи с тем, что по результатам пилотных тестов обработки ПАЦ приводили к росту пластической вязкости.
Применение сочетания модифицированного крахмала и акрилового полимера позволило получить на свежем растворе значения фильтрации АНИ – 2.5 мл/30 мин, ВТВД – 6.6 мл/30 мин. При этом планировалось поддерживать целевые показатели фильтрации АНИ <5 мл, HTHP <10 мл.
При бурении температура раствора в циркуляции значительно повысилась. Начиная с 2781 м и до окончательного забоя температура раствора на устье была выше 50 С, тогда как максимальная пластовая температура по ГТН составляет 54 С. Вероятной причиной сильного разогрева циркулирующего раствора является повышение температуры на забое вследствии трения инструмента. Дополнительно при циркуляции происходила механическая деструкция крахмала при прохождении через насадки долота с высокой скоростью. Термостойкость модифицированного крахмала составляет около 90 С акрилового полимера до 190 С.
Механическое и температурное воздействие на раствор приводило к увеличению значений водоотдачи АНИ и НТНР при бурении. Для снижения тренда на повышение водоотдачи раствор обрабатывался акриловым полимером в концентрации 3 кг/м3 и 2.5 кг/м3 на глубинах около 2800 и 3150 м по циклу. Обработки дали положительный эффект и позволили снизить тренд на повышение водоотдачи. Дополнительную роль в контроле водоотдачи сыграло плановое пополнение свежеприготовленным раствором каждые 300 м бурения.
На графике 5 приведены данные по замерам водоотдачи и выделены точки обработок.
Регулирование рН
Для поддержания рН системы и регулирования соотношения карбонат/бикарбонат применялся рекомендованный производителями [9] реагент карбонат калия K2CO3. Начальная расчетная концентрация буфера составила 18 кг/м3 (Приложение 1). Целевым показателем по поддержанию рН было значение от 10.1 до 10.5.
На растворе, приготовленном на интервале под техническую колонну, который использовался для продавки цемента, был разбурен цементный стакан, высокое содержание буфера позволило исключить негативное влияние ионов кальция на полимеры и дополнительно повысить рН раствора до уровня 10.7. Дополнительно перед разбуриванием цемента были проведены пилотные тесты с обработкой свежеприготовленного раствора цементом в концентрации 10 кг/м3.
Результаты пилотного теста приведены ниже в таблице 8.
Таблица 8. Результаты пилотного теста с цементом
|
|
Свежий |
+10 кг/м3 |
|
Температура |
20 |
20 |
|
Плотность, г/см3 |
1.30 |
|
|
УВ |
43 |
|
|
600 об/мин |
49 |
43 |
|
300 об/мин |
31 |
27 |
|
200 об/мин |
23 |
22 |
|
100 об/мин |
15 |
14 |
|
6 об/мин |
4 |
4 |
|
3 об/мин |
4 |
4 |
|
Пл. вязкость, сП |
18 |
16 |
|
ДНС, фнт/100 фт2 |
13 |
11 |
|
СНС 10 сек, фнт/100 фт2 |
5 |
4 |
|
СНС 10 мин, фнт/100 фт2 |
6 |
6 |
|
Фильтрация АНИ |
2.2 |
3.2 |
|
pH |
10.38 |
10.8 |
|
Pf |
5 |
5.5 |
При бурении содержание буфера снижалось равномерно со снижением рН. Для поддержания рН и соотношения карбонат/бикарбонат на забое 3350 метров буровой раствор в циркуляции был обработан К2СO3 в концентрации 5 кг/м3.
При бурении значения рН и Pf раствора определялись в соответствии с рекомендациями производителя [9]. Образец фильтрата разбавлялся 1 к 9, рН определялся электронным рН метром, Pf титрованием. Соотношение карбонат/бикарбонат так же определялось по формуле, рекомендованной производителем формиатов R=(3.894*10-10exp(2.193*pH).
На графике 6 приведены данные по изменению рН и Pf раствора по глубине с указанием обработок.
Важно отметить, что при проведении обработок карбонатом калия необходимо соблюдать большую осторожность, при снижении рН ниже 9 в процессе бурения может происходить карбонатное/бикарбонатное загрязнение бурового раствора, которое приводит к росту фильтрации и повышению показателя СНС за 10 мин.
Контроль содержания ионов калия и натрия ионометрия
При бурении интервала проводились замеры ионометрии по четырем катионам – калий, натрий, магний и кальций. С начала бурения интервала получаемые значения хорошо соотносились с расчетными значениями концентраций.
Концентрации магния и кальция оставались незначительными на протяжении бурения интервала - карбонатный буфер CO3- связывал катионы кальция Ca2+ и магния Mg2+. Дополнительно для анализа точности замеров катионов был проведен тест: в лаборатории был приготовлен 5% тестовый раствор хлорида калия – табличное содержание K+ 27015 мг/л, результат замера по ионометрии 28 г/л, что говорит о высокой точности измерений.
Дополнительные особенности применения раствора на основе формиатов. Температура раствора при циркуляции.
Вероятно, насыщенные или близкие к насыщенным растворы формиатов обладают большей способностью сохранять тепло по сравнению с водой или водными растворами. После начала бурения циркулирующий раствор очень быстро (первые 300 метров) разогрелся до 55°С и в последующем температура на устье выросла до 67°С на устье на окончательном забое. В течение нескольких дней при проведении СПО раствор в рабочей ёмкости сохранял высокую температуру – 45-50°С.
Данную особенность необходимо учитывать при планировании обработок (в рецептуре должен обязательно присутствовать реагент, устойчивый к повышенным температурам).
Дополнительно при планировании обработок для поддержания вязкости необходимо учитывать высокую температуру раствора в циркуляции и увеличение вязкости при остывании раствора.
Пенообразование
Высокое содержание буфера рН K2CO3 приводит к пенообразованию при циркуляции и приготовлении бурового раствора. Повышенный уровень пенообразования наблюдался при циркуляции сразу после разбуривания цементного стакана.
При бурении интервала для удаления пены применялись следующие мероприятия:
- обработка пеногасителем на приемном коробе
- обработка пеногасителем и работа дегазатора в рабочей емкости.
В целом данные мероприятия позволяли контролировать пенообразование, буровые насосы работали в штатном режиме без скачков давления.
Очистка ствола и вынос шлама
В рамках сопровождения применения раствора были проведены наблюдения по выносу шлама при бурении и прокачке вязких пачек. Как уже указывалось выше, при бурении интервала вязкость раствора поддерживалась до 45 сек. При подъеме с обратной проработкой были прокачены 4 вязких пачки объемом 25-30 м3 на основе бурового раствора с плотностью 1.37-1.39 г/см3 и вязкостью >100 сек (Целевой показатель 120 сек), на глубинах 2467, 2897, 2448, 2166 м. Таким образом, условная вязкость высоковязкой пачки была в 2.5 - 3 раза выше, чем вязкость бурового раствора в циркуляции. Все пачки визуально показали очень высокую эффективность. Важно отметить характер выхода шлама при прокачке вязких пачек. При циркуляции рабочего раствора по виброситам идет мелкий шлам, не крупнее песчаника, затем выходит вязкая пачка, при этом содержание шлама в самой вязкой пачке увеличивается незначительно, через 7-10 минут после прохождения вязкой пачки начинается обильный выход шлама размером от 5 до 7 мм.
На фото 1 и 2 приведены фотографии шлама, отобранного на этапе циркуляции и при выходе вязкой пачки.
При этом объем шлама, вымытый на промывке в технической колонне, был визуально меньше, чем на циркуляциях до этого, то есть по мере подъема КНКБ количество шлама в стволе снижалось. По сравнению с другими скважинами спуско-подъемные операции прошли без значительных осложнений. Обсадная колонна была спущена до проектного забоя без осложнений.
Данный опыт показывает, что для обеспечения эффективного выноса шлама не всегда необходимо поддержание высоких реологических показателей промывочной жидкости. Так, показания вискозиметра при 6 и 3 оборотах при бурении всего интервала поддерживались на уровне 4-6.
Данный опыт требует дополнительного изучения и анализа движения шлама в кольцевом пространстве в зависимости от свойств бурового раствора. Согласно опубликованным рекомендациям [6], для обеспечения эффективного выноса шлама значения 6 и 3 об/мин необходимо было бы поддерживать более 12,5. Однако в типовых рекомендациях не учитывается тип бурового раствора и влияние на остальные реологические параметры систем буровых растворов.
По результатам бурения секции 311 мм под эксплуатационную колонну реализованы следующие мероприятия:
- проведено бурение секции с применением системы растворов на основе формиата натрия/калия
- проведено бурение секции с удельным весом 1.32-1.38 г/см3, при этом от момента вскрытия покрышки продуктивного пласта до спуска обсадной колонны прошло около 7 суток
-реализовано бурение интервала с низкими реологическими параметрами, условная вязкость поддерживалась на уровне 40-45 сек, при этом не отмечено значительного ухудшения по времени подъема и шаблонировки.
В результате применения системы бурового раствора на основе формиатов на шельфовом проекте Приразломное удалось подтвердить эффективность системы в качестве альтернативы растворам на углеводородной основе. Тем не менее, в связи со значительным усложнением профилей скважин, заказчиком было принято решение продолжить работы с применением растворов на углеводородной основе.
Фото 1. Фото шлама при циркуляции Фото 2. Фото шлама после выхода вязкой пачки
Заключение
Проведенные опытно-промышленные работы с применением систем буровых растворов на основе солей формиатов подтвердили эффективность применения таких систем и позволяют сделать следующие выводы:
- применение солей формиатов позволяет разрабатывать рецептуры высокой плотности, свыше 1,35 г/см3, с минимальным содержанием утяжелителей;
- удалось подтвердить, как при применении на суше, так и на шельфе, что данная особенность позволяет снизить реологические параметры, при этом не оказывая негативного влияния на вынос выбуренной породы;
- соли формиатов при использовании в качестве основы бурового раствора способны оказывать укрепляющее действие на стенки скважины, на проектах на суше и на проекте на море удалось исключить осложнения, связанные с нестабильностью ствола и избежать длительных проработок;
- системы на основе формиатов обладают повышенной смазывающей способностью, в процессе реализации опытно-промышленных работ не применялись смазочные добавки, при этом нагрузки на крюке и момент не отличались от других систем на водной основе, обработанных смазочными добавками;
- в целом применение систем на основе формиатов имеет большие перспективы для бурения на месторождения России для проводки скважин в условиях АВПД, малых диаметров и значительных экологических ограничений.
Помимо положительных моментов, применение систем позволило выявить ряд вопросов, требующих дальнейшей проработки и анализа:
- применение карбоната калия в качестве буфера рН создает предпосылки для карбонатного/бикарбонатного загрязнения [5]. Концентрация буфера быстро снижается при взаимодействии с пластовыми флюидами и разбуриваемыми породами. При применении систем на основе формиатов необходимо четко соблюдать и поддерживать значение рН раствора более 10,5;
- системы на основе формиатов чувствительны к загрязнению выбуренной породой, как и любой другой раствор на водной основе, в отличии от растворов на углеводородной основе. В связи с этим необходимо детально планировать разбавление и поддержание концентрации твердой фазы низкой плотности. В связи с тем, что при использовании систем на основе формиатов не допускается применение стандартной лабораторной реторты, рекомендуется регулярно проводить замеры по определению плотности фильтрата [9] и концентрации карбоната кальция с применением кальциметра [11];
- не удалось в полной мере проанализировать влияние систем на основе формиатов, в том числе насыщенных растворов, на стабильность ствола скважины. Данному вопросу необходимо уделить особое внимание при использовании системы в будущем. Важно сравнить сроки стабильного состояния породы и плотности буровых растворов, на которых они достигнуты, с применением РУО и систем на основе формиатов. Так же необходимо обратить внимание на зависимость стабильности ствола скважины от степени насыщения систем на основе солей формиатов;
- остается открытым вопрос по повторному использованию солей формиатов. В настоящее время значительное развитие получили технологии рециклинга РУО [7], в то же время технологиям повторного использования солей формиатов уделено недостаточное внимание в публикациях.
Признательность
Авторы выражают благодарность компании ПАО «Газпром нефть» и ООО «Газпромнефть-НТЦ» за возможность публикации данного материала.
Ссылки
1. Howard, S.K. “Formate Brines for Drilling and Completion: State of the Art” paper SPE 30498 given at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Dallas, Texas, October 1995
2. van Oort E., Ahmad M., Spencer R., Lagacy N., “ROP Enhancement in Shales Through Osmotic Processes” paper SPE/IADC-173138-MS paper prepared for presentation at the SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition held in London, UK March 2015
3. Smipson M.A., AbdRabAldera S.H., Al-Khamees S.A., Zhou S., Treece M.D., Ansari A.A. “Overbalanced Pre-Khuff Drilling of Horizontal Reservoir Sections with Potassium Formate Brines” paper SPE 92407 prepared for presentation at the 14th SPE Middle East Oil&Gas Show and Conferece, Bahrain, March 2005
4. Byrne M., Patey I., Liz G., Downs J., Turner J. “Formate Brines: A Comprehensive Evaluation of Their Formation Damage Control Properties Under Realistic Reservoir Conditions” paper SPE 73766 prepared for presentation at the SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Luisiana, February 2002
5. Bungret D., Maikrantz S., Sundermann R., Downs J., Benton W., Dick M.A. “The Evolution and Application of Formate Brines in High-Temerature/High-Pressure Operations” paper prepared for presentation at the IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, February 2000
6. K&M Technology Group, LLC “Drilling Design and Implementation for Extended Reach and Complex Wells” Second edition Houston, Texas 1999
7. Dobrokhleb P., Kozyrev A., Mishin A., Voitenko D., Kireev V., Krepostnov D. “New Technologies for Effective Recycling of Oil Based Mud. Experience of Prirazlomnoye Field” paper SPE-187696 presented at SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, October 2017
8. Cabot Specialty Fluids “Formate Technical Manual. Section B11 Compatibility with Shale” Version 1 -02/10, Cabot Corporation, M.A.-U.S.A. 2010
9. Cabot Specialty Fluids “Formate Technical Manual. Section C2 Fluids Testing and Property Maintenance” Version 8 -11/11, Cabot Corporation, M.A.-U.S.A. 2011
10. OFITE «EP (Extreme Pressure) and Lubricity Tester» Instruction Manual Updated 6/5/2017 Ver. 5.0. OFI Testing Equipment, Inc. Houston, Texas, USA.
11. OFITE “Calcimeter” Instruction Manual Updates 4/16/2015 Ver.3.1. OFI Testing Equipment, Inc. Houston, Texas US