РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ ВЫСОКОЭФФЕКТИВНОГО БУРОВОГО РАСТВОРА ULTIMUD НА АСТРАХАНСКОМ ГКМ

РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ ВЫСОКОЭФФЕКТИВНОГО БУРОВОГО РАСТВОРА ULTIMUD НА АСТРАХАНСКОМ ГКМ

Астраханское газоконденсатное месторождение расположено в юго-западной части Прикаспийской впадины Астраханской области Российской Федерации, в 60 км к северо-востоку от города Астрахань. Входит в Прикаспийскую нефтегазоносную провинцию и приурочено к центральной, наиболее приподнятой части Астраханского свода.

Астраханское месторождение было открыто в августе 1976 года, а в 1987 году начата опытно-промышленная эксплуатация месторождения. И на протяжении нескольких десятилетий ведется поиск и внедрение эффективных технологий, способствующих оптимизации процесса строительства скважин.

В геологическом строении Астраханского ГКМ выделяются три основных стратиграфических комплекса:

надсолевой, представленный терригенными породами (в основном, глинистыми породами, в меньшей степени песчаниками, гипсами и др.) от неогенового до триасового возрастов;

солевой, сложенный, в основном, каменной солью (галитом) с межсолевыми глинистыми и гипс-ангидритовыми пропластками нижнепермского возраста;
  • подсолевой – продуктивный горизонт, сложенный известняками средне-каменноугольного возраста с плотной покрышкой из аргиллитов нижнепермского возраста (сакмаро-артинский ярус).

Геологические особенности района работ формируют ряд специфических проблем, возникающих при строительстве скважин на Астраханском ГКМ:

  • осыпи, обвалы, сальникообразования в протяженных надсолевых интервалах, сложенных преимущественно глинистыми породами;
  • рапопроявления при разбуривании солевых отложений;
  • поглощения в кровельной части продуктивного горизонта.

Компания «МХК «Еврохим» в 2020 году запланировала бурение разведочной скважины на правобережной части Астраханского газоконденсатного месторождения. Партнером для реализации проекта в части сервисного сопровождения буровых растворов была выбрана компания «АКРОС». Но для успешного осуществления проекта технической группе «АКРОС» необходимо было реализовать амбициозную задачу – разработать универсальную систему бурового раствора, которая позволит свести к минимуму риски возникновения осложнений при строительстве разведочной скважины 2Р.

Для достижения поставленной цели потребовалось поэтапное решение отдельных задач, что сформировало структуру исследования и определило круг необходимых методических инструментов. Прежде всего был обобщен и проанализирован имеющийся опыт практического бурения в интересуемом регионе для выявления основных рисков и «вызовов». Среди первых были выделены нестабильность свойств промывочной жидкости при температурах до 250 °С и загрязнения рапой, различными типами солей, ангидритом, цементом, выбуренной породой и кислыми газами; среди вторых – необходимость широкого диапазона значений удельного веса (от 1,20 - 2,20 г/см3) и высоко ингибирующих свойств системы для сохранения устойчивости открытого ствола скважины, а также эффективность вскрытия продуктивного пласта. На основании полученных данных были сформулированы основные требования к параметрам разрабатываемого раствора.

В результате теоретических и практических изысканий была разработана высокоингибированная система бурового раствора на водной основе ULTIMUD.

Принцип действия ULTIMUD основан на применении высокомолекулярного полярного поверхностно-активного реагента – ULTISTAB, который одновременно выполняет функции стабилизатора глинистой суспензии и понизителя фильтрации, а также ингибитора набухания и диспергирования глин.

Механизм ингибирования системы напоминает работы классических органических ингибиторов, но, в отличие от единичных молекул амино-групп (базовая основа большинства так называемых «органических ингибиторов») адсорбция полимера приводит к полной нейтрализации заряда на поверхности глинистой пластины. Адсорбция полимера на поверхность глин происходит приоритетно относительно водных диполей, в том числе в случае наличия сформированного двойного гидратного слоя, что приводит к дегидратации поверхности.

После адсорбции полимера на поверхности глины и внутри кристаллической решетки гидратация становится невозможной вследствие образования гидрофобного слоя, т. е. приводит к полной нейтрализации заряда на поверхности глинистой пластины.

Высокая молекулярная масса, гибкость и разветвленность полимерной цепи обеспечивает энергетическое сцепление не только между единичными глинистыми пластинами, но и прочные структурные связи в пределах кластеров, что способствует повышению стабильности пород ствола скважины. (рис.1)

рис 1_слева.jpg

     

рис.1 справа.jpg

В процессе лабораторных исследований били смоделированы две типовые рецептуры системы ULTIMUD: стандартная – рецептура для невысоких плотностей и нормальных забойных температур, и НТНР-рецептура для условий АВПД и АВПТ. Типовые рецептура представлены в таблице 1.

 

Компонент

Назначение

Концентрации, кг/м3

   

Стандартная рецептура

HPHT рецептура

(для бурения соляных толщ, АВПД, АВПТ)

Бентонит

Структурообразователь

30-40

60-80

Поликатионный сополимер

Основа системы/ингибитор глин/понизитель фильтрации

50-80

80-100

KCl/NaCl/CaCl2/ CaBr2/ZnBr2/HCO2Na

Утяжелитель, минерализация для разбуривания солевых отложений

-*

До насыщения

Карбонат кальция

Кольматант

60

60

Барит

Утяжелитель

-*

До 2,20

                                                                                              Таблица 1 Типовая рецептура

* - не входит в базовую рецептуру, используется при необходимости.

Одной из ключевых особенностей нового раствора ULTIMUD стал его реологический профиль – низкая для данных показателей плотности пластическая вязкость и «хрупкие» гели, обеспечивающие снижение гидродинамических колебаний в скважине при промывке скважине и восстановлении циркуляции после длительных остановок, что особенно важно для разведочных скважин с геологической нагрузкой. (табл 2.)

 

Параметр

Единицы измерения

Диапазон значений

   

Стандартная рецептура

HPHT рецептура

Удельный вес

г/см3

1,08-1,50

1,50-2,20

Пластическая вязкость

сП

10-50

40-80

ДНС

фунт/100фт2

12-30

20-40

6/3 RPM

-

8/6

10/8

СНС 10с

СНС 10мин

фунт/100фт2

4-12

6-25

4-15

8-25

Фильтрация API

мл

<5

<3

Фильтрация HPHT (80°С, 500psi, бумага)

мл

<10

<8

Термостабильность

°С

110

250

                                                                                              Таблица 2 Типовые параметры

Для подтверждения соответствия эксплуатационных характеристик системы ULTIMUD заявленным требованиям, совместно с представителем АО «МХК «Еврохим» были проведены расширенные лабораторные испытания. Рассмотрим более подробно их результаты.

1)    Ингибирующие свойства системы:

  • метод HRDT – оценка сохранности глинистого материала после динамического термостарения – находится на уровне 98,6%, что сопоставимо с результатами, которые демонстрируют растворы на углеводородной основе (рис.2)

Масса исходного образца = 30.0 г, масса извлеченного образца= 29,59 г

 рис 2 .jpg


рис2.jpg

Рис.2. Метод HRDT

  • метод оценки динамического линейного набухания глины (FANN LSM 2100) – полученные результаты значительно превосходят показатели классических растворов на водной основе. (рис.3)

рис 4.png

Рис.3. Сравнение растворов

2)    оценка изменения параметров системы при «наработке» выбуренной породы (табл. 3)

    

Параметр

Единицы измерения

Параметры при вводе не модифицированного бентонита

   

Базовый раствор

+80кг/м3

+100кг/м3

+120кг/м3

+160кг/м3

Удельный вес

г/см3

1,24

1,28

1,29

1,30

1,33

Пластическая вязкость

сП

28

32

36

39

45

ДНС

фунт/100фт2

26

31

32

36

42

6/3 RPM

-

8/5

8/6

9/6

10/7

11/8

СНС 10с/10мин

фунт/100фт2

6/9

7/10

8/10

9/11

10/12

Фильтрация API

мл

2,7

2,3

2,0

1,7

1,6

Фильтрация HPHT (80°С, 500psi, бумага)

мл

9,0

8,0

7,6

6,8

6,2

Система раствора ULTIMUD толерантна к загрязнению выбуренной породой, критического изменения параметров и потери стабильности раствора не происходит.

Реологические и фильтрационные показатели загрязненного раствора близки к параметрам свежеприготовленного бурового раствора.

 

3)    Стабильность параметров системы в условиях высоких температур (табл. 4)

Приготовленный буровой раствор подвергли термостатированною при температуре 220°С.

                                                                                                                                                  

Наименование

Ед. изм.

До термостатирования

После термостатирования

при 220°С в течении 16 ч

Уд. вес

г/см3

1,96

1,97

Температура замера реологии

◦С

49

49

Пластическая вязкость

сП

71

66

ДНС

фунт/100фут2

23

25

6/3 RPM

-

6/4

7/5

СНС

фунт/100фут2

5/7

6/8

FL API

мл/30мин

2,1

2,6


 

4)    Продемонстрирована полная толерантность системы к агрессивным загрязнителям и примесям – цемент, ангидрит, рапа и их смесь, а также возможность утяжеления системы до плотности 2,15 г/см3 (табл.5)


Наименование

Ед. изм.

10кг/м3 цемент

10кг/м3 ангидрит

100л/м3 рапа

Комплекс загрязнителей

Раствор после загрязнений и доп. утяжеления

Уд. вес

г/см3

1,96

1,96

1,88

1,89

2,15

ПВ

сП

68

70

50

52

64

ДНС

фунт/100фут2

27

24

17

19

23

6/3 RPM

-

9/6

8/5

5/4

7/5

10/8

СНС

фунт/100фут2

7/10

6/9

4/6

5/8

8/29

FL API

мл/30мин

2,5

2,6

3,2

3,6

3,4


В результате проведенных лабораторных испытаний систему ULTIMUD была согласована для применения при строительстве разведочной скважины 2Р.

Соблюдение технологических режимов бурения и уникальные эксплуатационные характеристики бурового раствора ULTIMUD позволили безаварийно закончить строительство разведочной скважины 2Р на правобережной части Астраханского газоконденсатного месторождения.

На данный момент времени скважина Астраханская 2P закончена и успешно осваивается.

Вариативность рецептуры позволила адаптировать свойства системы под каждый интервал:

  • при бурении надсолевого комплекса, сложенного высокоактивными глинами, поликатионный сополимер ULTISTAB вводился в систему в качестве высокоэффективного ингибитора глин, обеспечивающего стабильность открытого ствола; реологические и фильтрационные характеристики дополнительно контролировались классическими реагентами полимерной группы.
  • для безаварийного бурения интервалов солевого купола в состав системы вводился хлористый натрий до концентрации насыщения; соленасыщенная система при этом сохраняла все эксплуатационные характеристики.
  • по мере углубления скважины и увеличения забойной температуры и давления скважины из рецептуры исключались полимерные компоненты, не предназначенные для использования в условиях высоких температур, увеличивались концентрация поликатионного сополимера ULTISTAB и бентонита, которые выполняют функции регулирования фильтрации и структурно-реологических параметров;
  • для предотвращения поступления сероводорода в систему превентивно вводится нейтрализатор.

 В процессе строительства скважины 2Р с применением раствора ULTIMUD были достигнуты следующие показатели:

  • при бурении интервалов, сложенных терригенными породами, не были зафиксированы случаи сальникообразования на элементах КНБК;

  • отсутствие осложнений и критических изменений параметров раствора при прохождении интервалов с агрессивными загрязнителями, особенно с сероводородом свыше 30 %;

  • стабильность параметров системы в условиях высоких температур;

  • отсутствие поглощений в кровельной части продуктивного горизонта;

  • гибкость рецептуры системы позволила произвести бурение всех интервалов скважины без смены типа раствора, что позволило сократить объемы утилизации отработанного бурового раствора на 22%;

  • сокращение сроков строительства скважины на 21,2% (рис 4).

рис 5.png

Рис. 4. Диаграмма сравнения сроков строительства

Успешное применение системы ULTIMUD на одном из самых сложных месторождений в стране позволяет рекомендовать ее дальнейшее внедрение не только на Астраханском ГКМ, но и на других площадях Урало-Поволжского региона, разработка которых долгое время сдерживалась по причине сложности горно-геологических условий.

Авторы статьи: 

Илья Смирнов, руководитель технологической службы компании «АКРОС»

Денис Сапожников, инженер технологической службы компании «АКРОС»

Андрей Аквилев, компания «ЕВРОХИМ»

Андрей Евдокимов, компания «ЕВРОХИМ»

 


Наверх ↑