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 заказчика 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)
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. Метод HRDT
- метод оценки динамического линейного набухания глины (FANN LSM 2100) – полученные результаты значительно превосходят показатели классических растворов на водной основе. (рис.3)
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. 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, Андрей Евдокимов, представители заказчика