В ноябре 2017 года на левом берегу Волги в Старополтавском районе Волгоградской области стартовал сложный и многообещающий проект по строительству поисково-оценочной сверхглубокой скважины – Ерусланской №6.
Масштабность задачи заключалась не только в уникальной глубине профиля (6100 м), но и в том, что успех данного предприятия гарантировал бы выход добычи газа в регионе на абсолютно новый уровень и существенно способствовал бы развитию местной производственной инфраструктуры.
Компания «АКРОС» была привлечена для оказания сервисных услуг по инженерно-технологическому растворному сопровождению строительства и с учетом специфики проекта предложила ведение работ с применением собственных систем PRIMOSOL и LIMEX HT. Данный выбор оправдал себя в полной мере, позволив избежать возникновения глобальных осложнений при бурении и достичь запланированных результатов. Остановимся подробнее на основных моментах и решениях в реализации проекта.
Еще на этапе подготовки и планирования работ специалисты технологической службы компании «АКРОС» совместно с представителями заказчика ООО «РИТЭК» подробно изучили и детально проанализировали весь накопленный опыт строительства подобных скважин в регионе с целью прогнозирования возможных существенных рисков в процессе бурения. Оценка позволила выявить следующие основные геологические и технологические трудности:
- обеспечение стабильности ствола скважины в нижнем Триасе для безаварийного спуска технической колонны;
- необходимость подбора оптимальных плотности и компонентного состава бурового раствора при прохождении зон аномально высоких пластовых давлений и температур (АВПД и АВПТ) в Кунгурском ярусе и подсолевом комплексе пород карбона.
Последнее достаточно характерно для разведочных скважин с подобным АВПД при условии работы с промывочными жидкостями высокой плотности, поскольку, как правило, в интервалах с аномальным пластовым давлением безопасный диапазон плотности между коэффициентами аномальности и гидроразрыва минимален. Ошибки в подборе оптимальных параметров раствора чреваты усугублением условий бурения, газопроявлениями и непроизвольными гидроразрывами пласта.
Именно поэтому на следующем этапе – этапе проектирования, особое внимание было уделено проведению максимально полного комплекса гидравлических расчетов и определению эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) и максимальных давлений, возникающих в стволе скважины при циркуляции. Уже на этой стадии рецептуры предложенных систем PRIMOSOL и LIMEX HT были оптимизированы таким образом, чтобы в полной мере гарантировать выполнение гидравлической программы на плотности раствора в 1,89 - 1,93 г/см3 с учетом его загрязнения выбуренной породой и соответственно прогнозируемых концентраций твердой фазы.
Последующий этап собственно проведения работ – бурения на системе PRIMOSOL, компонентный состав и поддерживаемые характеристики которой приведены в таблице №1 ниже, как и ожидалось, был осложнен в интервалах залегания глин нижнего Триаса ввиду их чувствительности к гидродинамическим колебаниям, вызываемым потоком промывочной жидкости. Усугубило ситуацию и отраженное на графике №1 отклонение фактического значения градиента пластового давления от проектного.
Однако грамотно подобранная система ингибированного раствора PRIMOSOL и ее полевое применение, то есть своевременное реагирование и корректировка параметров в соответствии с фактическими условиями работы, способствовали уменьшению негативного влияния неоднородности отложений Триаса и препятствовали существенному росту плотности и снижению влажности глины при углублении. Здесь необходимо пояснить, что выбор промывочной системы для этого этапа был обусловлен двумя отличительными характеристиками раствора.
Во-первых, PRIMOSOL эффективно кольматирует микротрещины глин и обеспечивает геомеханическую устойчивость ствола скважины, то есть отвечает на осложнение, спрогнозированное, как уже упоминалось, на этапе планирования работ. В основе указанного механизма лежит процесс химической адсорбции полигликоля, составляющего фильтрат, проникающий в матрицу породы, а также заполнение и герметизация порового пространства и микротрещин породы малорастворимыми частицами гильсонита за счет их пластичной деформации.
Во-вторых, данную систему отличает механизм ингибирования бурового шлама тонким, прочным полимерным покрытием, за счет чего диспергирование глинистых частиц в растворе минимизируется, что, в свою очередь, снижает объемы разбавления и, как следствие, объемы утилизации отработанного раствора. Указанные свойства неоднократно тестировались в лаборатории ООО «АКРОС» в том числе:
- по методу HRDT, то есть оценке сохранности глинистого материала после динамического термостатирования (результат – 75% сохранности);
- по методу оценки динамического линейного набухания глины (FANN LSM 2100).
Табл.1. Рецептура и параметры ингибированного раствора PRIMOSOL
|
КОМПОНЕНТЫ |
ФУНКЦИЯ |
КОНЦЕНТРАЦИЯ КГ(Л)/М3 |
|
Хлорид калия |
Ингибитор глин |
100 - 120 |
|
Биополимер ксантановая смола |
Cтруктурообразователь |
2 - 3,5 |
|
Полианионная целлюлоза |
Понизитель фильтрации |
7 - 10 |
|
Модифицированный крахмал |
Понизитель фильтрации |
18 - 20 |
|
Гильсонитовая суспензия |
Ингибитор , микрокольматант |
15 - 20 |
|
Асфальтен |
Асфальтен, микрокольмотант |
10 - 15 |
|
Карбонат кальция |
Кольматант |
100 - 130 |
|
ПАРАМЕТРЫ БУРОВОГО РАСТВОРА
|
||
| Плотность, г/см3 | 1,26 - 1,42 | |
| ПВ, мПа/с | 20-35 | |
| ДНС, фунт/100фт2 | 18-25 | |
| СНС 10 сек, фунт/100фт2 | 7-15 | |
| СНС 10 мин, фунт/100фт2 | 15-30 | |
| Водоотдача, мл/30 мин | 4-5,5 | |
| рН | 10-11 | |
| МБТ, кг/м3 | 35-42 | |
Дальнейшее бурение проходило в интервалах с высокими забойными давлениями и температурами, в связи с чем был осуществлен перевод скважины на другую растворную систему – LIMEX HT.
LIMEX HT – Полимер-известковый буровой раствор, обработанный стойкими структурообразователями и реагентами-термостабилизаторами для контроля свойств в условиях АВПТ и АВПД, а также обеспечения устойчивости к загрязнению пластовыми флюидами.
В целом следует отметить, что принципы строительства скважин в подобных условиях (АВПД и АВПТ) отличаются от типовых, так как диапазон применяемых материалов крайне ограничен, а сами условия препятствуют нормальному функционированию бурового и прочего скважинного оборудования. Именно поэтому специалисты компании «АКРОС» постарались учесть все установленные технологические особенности при подборе рецептуры промывочной жидкости (см. таблицу №2.).
Табл.2. Ключевые свойства бурового раствора LIMEXHT
|
СВОЙСТВА БР
|
ТРЕБОВАНИЯ ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН С АВПД И АВПТ |
|
|
Реология АВПД/АВПТ |
Прогнозируемость (для контроля за ЭЦП бурового раствора и осаждением, развитием статического напряжения сдвига) |
|
|
Пластическая вязкость |
Максимально низкая (для минимизации ЭЦП промывочной жидкости) |
|
|
Водоотдача АВПД/АВПТ |
Максимально низкая (для предотвращения загрязнения пласта и предупреждения риска дифференциального прихвата бурильных труб) |
|
|
Стабильность к загрязняющим примесям |
Устойчивость в присутствии газа, соляного раствора и цемента
|
|
|
Стабильность во времени |
Стабильность как в статических, так и в динамических условиях
|
|
|
Толерантность к шламу |
Отсутствие существенного влияния бурового шлама |
|
|
Утяжеление |
Возможность оперативного утяжеления при выбросе газа |
|
С учетом термостабильности раствора как ключевого моментадля безаварийной проводкискважины, особенно в интервале 5711 – 6100 м,термостойкая малоизвестковая ингибированнаясистема LIMEX HT стала оптимальным решением в рамках реализации проекта по скважине №6 Ерусланской площади.
LIMEXHT – малоглинистый устойчивый к загрязнениям буровой раствор на водной основе, разработанный специально для высокотемпературного сверхглубокого бурения. Применение данной системы позволило ответить на такие сложные технологические вызовы, как:
- ожидаемая плотностью бурового раствора в конце интервала до 1,89 г/см3;
- прогнозируемая забойная температура до 135°С.
В нижеприведенной таблице №3указаны основные параметры бурового раствора и его рецептурав интервале под хвостовик Ø127мм.
Табл.3. Подобранная рецептура и параметрыраствора LIMEXHT(хвостовик Ø127мм)
|
КОМПОНЕНТЫ |
ФУНКЦИЯ |
|||||
|
БЕНТОНИТ |
Структурообразователь |
|||||
|
ПОЛИАКРИЛАТ НАТРИЯ |
Высокотемпературный понизитель фильтрации, стабилизатор глин |
|||||
|
ПОЛИМЕРИЗОВАННЫЙ ЛИГНИТ |
Высокотемпературный понизитель фильтрации |
|||||
|
МОДИФИЦИРОВАННЫЙ ХРОМЛИГНИТ |
Дефлокулянт, понизитель фильтрации |
|||||
|
ИЗВЕСТЬ |
Регулятор щелочности |
|||||
|
КАРБОНАТ КАЛЬЦИЯ |
Кольматант |
|||||
|
БАРИТ |
Утяжелитель |
|||||
|
ПАРАМЕТРЫ |
СОГЛАСНО ТЕХНИЧЕСКОМУ ЗАДАНИЮ |
ЛАБОРАТОРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ |
ФАКТИЧЕСКИЕ (t° – 138 °С) |
|||
|
ДО ТС* |
ПОСЛЕ ТС* |
|||||
|
Плотность (г/см3) |
1,89 |
1,89 |
1,89 |
1,89 |
1,89 |
|
|
Пл. вязкость (мПа*сек) |
35 |
75 |
62 |
55 |
65 |
|
|
ДНС (фнтс/100фт2) |
35 |
75 |
43 |
52 |
50 |
|
|
СНС 10' (фнтс/100фт2) |
15 |
25 |
15 |
20 |
25 |
|
|
СНС 10' (фнтс/100фт2) |
25 |
45 |
36 |
31 |
45 |
|
|
Водоотдача API (мл/30 мин) |
- |
<5 |
3 |
5 |
4,4 |
|
|
Водоотдача HTHP (мл/30 мин) |
- |
<10 |
- |
- |
9 |
|
*ТС - термостатирование
В процессе бурения параметры бурового раствора поддерживались строго в заранее рассчитанном диапазоне и дополнялись регулярно гидравлическими расчетами. Кроме того, важным моментом при использовании системы LIMEX HTстало поддержание минимальной концентрации коллоидной твердой фазы, находящейся в обратно пропорциональной зависимости от плотности раствора: при увеличении плотности ее концентрация снижалась. С забойной температурой 138°Cкатионобменная емкость раствора поддерживалась на уровне 27 – 35 кг/м3. Все это позволило минимизировать риск дестабилизации ствола скважины и возникновения поглощений бурового раствора по причине гидроразрыва.
Таким образом, можно утверждать, что гибкость в практическом ведении работ, вкупе с интегрированным подходом к разработке программы бурения и промывки скважины, подбору оптимальной долотной программы и КНБК и оптимизации режимов бурения,позволили успешно завершить строительство объекта, в том числе технологически сложного интервала под хвостовик Ø 127ммглубиной 5711 – 6100м с забойной температурой 138 °С.
Подводя итоги полученному опыту растворного сопровождения на скважине №6 Ерусланской площади в условиях АВПД и АВПТ, можно сделать следующие выводы:
подбирать оптимальную плотностьбурового раствора следует, не только руководствуясь величиной минимально рекомендуемой репрессии напласт, но и с учетом результатовгеомеханическогомоделирования устойчивости ствола скважины;
на этапе планирования и проектирования работ необходимо максимально полно анализировать имеющийся опыт для идентификации вероятных осложнений и рисков, продумывать решения, отвечающие на них;
для скважин с АВПД / АВПТ и угрозой возникновения поглощений рекомендуется проводить гидравлические расчетыЭЦП и определять максимально допустимые значения по реологическим параметрам промывочной жидкости с учетом планируемых скоростей проходки и режимов бурения;
при разработке техническихпроектов и программ промывки разведочных скважин следует отдавать предпочтение поэтапному подбору систем буровых растворов с применением, по возможности, метода компьютерного моделирования и специального профильного программного обеспечения для визуализации полной картины процесса строительства объекта (в ООО «АКРОС» таким ПО выступает программа MUD OFFICE).
Растворная системаPRIMOSOLзарекомендовала себя как оптимальное решение для интерваловнижнего Триаса, где ключевым моментом является поддержание стабильности ствола скважины;в то же время система LIMEXHT подтвердила свою эффективность при сверхглубоком бурении интервалов с АВПД и АВПТ, что позволяет рекомендовать их широкое применение вбурении в подобных условиях.
В завершении хотелось бы еще раз отметить, что строительство скважины №6 Ерусланской площади явилось нестандартнымтехнологическим вызовом, позволившим задействовать полный комплекс инженерных решений в области промывки скважины: от разработки гидравлической программы и лабораторного тестирования до применения рецептуры в полевых условиях. Успех реализации проекта стал возможным как благодаря поэтапному подходу к разработке рецептур PRIMOSOLи LIMEX HT, отвечающих специфике объекта, так и строгому выполнениювыданных инженерных рекомендаций, обеспечившему предотвращение осложнений при бурении и спуске колонн в интервалах АВПД / АВПТ. Полученный опыт дает основания для безопасного строительства все более сложных скважин АВПД / АВПТ в будущем.
Авторы статьи:
Д.А. Сапожников – Инженер технологической службы ООО «АКРОС»
А.В. Морозов – представитель заказчика