Ключевые слова: инвертно-эмульсионные системы, РУО, ВТВД, геологическая неопределенность, АВПД, ЭЦП, ЭСП, SAG.
Несмотря на текущую политико-экономическую конъюнктуру, доля углеводородов на рынке энергетики остается превалирующей. Однако с каждым годом все больше объектов разработки и эксплуатации переходят из категории традиционных в категорию трудноизвлекаемых запасов (ТРиЗ).
Особого внимания требует пересмотр ранее принятых подходов в сфере сервиса сопровождения буровых растворов. Необходимость такой оптимизации обусловлена постоянным усложнением процесса бурения, вызванным следующими факторами:
-
несовместимые интервалы бурения;
-
условия, обусловленные аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД);
-
условия, обусловленные аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД);
-
наличие интервалов, обусловленных геологической неопределенностью.
При проектировании и оценке подобных скважин геологическая неопределенность выражается в сложности строения объекта (высокая степень анизотропии, геологические разломы, несоответствие петрофизической модели и пр.). Межотраслевая практика строительства скважин в подобных условиях, как правило, ссылается в первую очередь на технологию применения буровых растворов на углеводородной основе [1, 2]. Однако усложнение условий диктует и смену парадигмы в части увеличения «технологического предела». Подобные условия в большей степени обусловлены процессом строительства скважин при наличии высоких температур и высоких давлений (ВТВД), которые отличаются высокой чувствительностью к изменению распределения горного и порового давлений [3]. В первую очередь, при бурении в условиях с забойной температурой Т~180 0С прогнозируются определенные ограничения применения гаммы «стандартных» материалов, таких как эмульгатор и модификатор реологии, что является первопричиной необходимости разработки отдельных линеек систем ВТВД РУО.
Основными технологическими рисками, возникающими при строительстве высокотемпературных скважин, являются:
-
высокая чувствительность к гидродинамическим колебаниям, выражающаяся изменением таких величин, как эквивалентная циркуляционная плотность (ЭЦП), эквивалентная статическая плотность (ЭСП);
-
устойчивость стенок ствола скважины;
-
наличие АВПД-зон;
-
испарение жидкости на устье;
-
наличие высокопроницаемых транзитных интервалов;
-
повышенный износ оборудования (как забойного, так и наземного);
-
термостабильность химических реагентов.
Ключевая проблематика стандартных систем буровых растворов на углеводородной основе выражается неконтролируемым изменением реологического профиля при длительном термостатировании (с возможным «расслоением» и ослаблением эмульсии). Основной модификатор реологии – органофильная глина при температурах свыше 180 0С теряет свой основной функционал, в т.ч. по причине деструкции четвертичных аммониевых соединений.
Учитывая обозначенные технологические риски, основными требованиями к проектирумым рецептурам промывочных жидкостей будут являться:
-
толерантность к загрязнению кислыми газами;
-
термостабильность (200+ 0С);
-
высокая устойчивость к загрязнению выбуренной породой;
-
управляемость и предсказуемость изменения параметров системы;
-
минимальные значения фильтрации в условиях высоких температур и давлений (ВТВД).
С целью достижения поставленной задачи по решению проблем, связанных с вышеописанными технологическими рисками, произведена работа по подбору формулировок бурового раствора для наиболее «экстремальных» забойных условий Т-200 ºС (динамическое термостатирование при такой температуре в течение 16 часов), с оценкой ВТВД-реометрии при различных сценариях [4] и имитацией загрязнения высокоактивной выбуренной породой Hymod Prima Clay (HPC).
ТАБЛИЦА 1. Ориентировочная рецептура ВТВД-раствора EXHALIBURTM
ТАБЛИЦА 2. Полученные результаты
В качестве основы предлагаемой ВТВД-системы РУО применяется синтетическое масло с минимальным содержанием ароматических соединений, что является также одним из основных условий для стабильности в условиях высоких температур. Второй немаловажной составляющей является наличие локализованного высокотемпературного эмульгатора BURMULTM. Также предлагаемая рецептура высокотемпературной системы РУО отличается отсутствием классического загустителя инвертных эмульсий – органофильной глины, что положительно скажется на реологическом профиле – в части параметров тиксотропии системы, что в дальнейшем нивелирует «всплески» ЭЦП при запуске буровых насосов после длительного отсутствия циркуляции. Основываясь на результатах, представленных в таблице 2, справедлив вывод о том, что предлагаемая система обладает своего рода «плоским» (выражается «толерантностью» к снижению температуры при длительном отсутствии циркуляции) реологическим профилем, что, в свою очередь, нивелирует негативный фактор, связанный с генерацией гидродинамических колебаний в скважине. С целью проверки изменений реологического профиля инициирована имитация загрязнения выбуренной породой HPC – 3 %. В разрезе сравнения реологических характеристик при @65 0С, отмечено увеличение пластической вязкости ПВ(PV) ~ на 35 %, динамического напряжения сдвига ДНС(YP) ~ на 50 %, статического напряжения сдвига за 10 секунд СНС 10с ~ на 150 %, статического напряжения сдвига за 10 минут СНС 10м ~ на 142 %, динамического напряжения сдвига при низких скоростях ДНСНСС(LSYP) ~ на 250 %, коэффициент тиксотропии Ктикс – 1,70. Нивелирование наработки выбуренной породы LGS (отчетливо данный эффект прослеживается при Т > 160 0C) производилось дообработкой смачивающим агентом РУО BURTREATTM в концентрации 3 кг/м3. Положительный результат подтверждается снижением показателя ПВ ~ на 20 %, при этом показания реометра при низких скоростях сдвига и Tau0 остаются в пределах высоких значений (~ 18 при 200 0С). Результаты тестирования разработанного дизайна на определение SAG-фактора указывает на однородность бурового раствора. Анализ описывает изменение плотности между верхним и нижним слоем статически выдержанного бурового раствора в заданных условиях (Т-200 0С, загрязнение имитацией выбуренной породы; при 24 ч, 48 ч, 72 ч). Полученные результаты свидетельствуют о высокой седиментационной устойчивости.
Низкие значения фильтрации с учетом термобарических условий (200 0С) на керамических дисках 5 мкм – 8 мл/30мин и 50 мкм – 18 мл/30мин указывают на минимальную инвазию фильтрата при вскрытии толщи горных пород, что, в свою очередь, будет минимизировать «расклинивающий» эффект в наиболее «чувствительных» интервалах.
Реологический профиль системы и ее термостабильность обуславливаются специально подобранной комбинацией пакета высокотемпературного эмульгатора, жидкого модификатора реологии, смачивающего агента.
Процесс разработки высокотемпературной системы РУО был в большей степени связан с оценкой реологических характеристик в заданных термобарических условиях (Т-200 0С, Р-71МПа).
РИСУНОК 1. Результаты ВТВД-реометрии до загрязнения имитацией выбуренной породой
РИСУНОК 2. Результаты ВТВД-реометрии после загрязнения имитацией выбуренной породой
РИСУНОК 3. Результаты ВТВД-реометрии после загрязнения имитацией выбуренной породой и дообработки смачивающим агентом
C целью прогнозирования изменения реологического профиля непосредственно при углублении, помимо термостатирования при Т-200 0С, произведена обработка исследуемой пробы ВТВД-РУО имитацией выбуренной породой HPC 3 % (что эквивалентно 10 % выбуренной породы). Данная обработка продемонстрировала тренд увеличения реологических характеристик, однако соответствующая обработка смачивающим агентом BURTREATTM в концентрации 3 кг/м3, показала возможность нивелирования подобного процесса (рис. 3), что выражается в снижении показателей пластической вязкости (на ~20 %) и динамического напряжения сдвига без изменения показателя предела текучести Tau0 (эквивалента ДНСНСС), что указывает на сохранение высокой выносящей способности и седиментационной устойчивости системы.
Полученная формулировка ВТВД РУО (EXHALIBURTM), ее реологический профиль спроецированы через призму инженерно-технологических расчетов на один из реальных проектируемых объектов в разрезе сравнения с классическими технологиями.
РИСУНОК 4. Моделирование инженерных расчетов. Менеджмент забойных давлений
Согласно результатам, представленным на рис. 4, видно, что расчетное гидродинамическое давление при применении стандартного РУО на проектном забое практически приближается к давлению гидроразрыва, тогда как при использовании предлагаемой системы прогнозируется своего рода «буферный запас», выраженный практически в 15 % на проектном забое.
РИСУНОК 5. Моделирование инженерных расчетов. Запуск буровых насосов после длительного отсут-ствия циркуляции. «Всплески» ЭЦП
Результаты моделирования инженерных расчетов на рис. 5 указывают на то, что «всплески» ЭЦП (расчетные) при применении классического РУО составляют до 1,77–1,78 г/см3, при применении предлагаемой ВТВД РУО EXHALIBURTM – 1,71 г/см3 (при одной и той же рассматриваемой плотности и водонефтяного отношения бурового раствора).
Так образом, приведенные выше технологические расчеты подтверждают высокую управляемость реологического профиля предлагаемой технологии.
Полученная формулировка РУО (EXHALIBURTM) является безальтернативной в своей категории на сегодняшний день. Ее ключевой особенностью является наличие возможности оптимизации под различные забойные условия, в частности – это актуально при проводке ствола скважины в интервалах, чувствительных к любым гидродинамическим колебаниям, в том числе в экстремальных ВТВД-условиях (задел последующих исследований – термостабильность при Т ≥ 250 0С), что в значительной степени поможет в бурении скважин на ТРиЗ.
Также необходимо принять во внимание, что финальная формулировка полностью состоит из локализованных материалов, что в полной мере соответствует концепции сохранения высокотехнологичного суверенитета в нефтегазовой отрасли, а также открывает новые горизонты для последующих исследований.
Литература
1. Усманов А.М., Тихонов Е.В., Руденко С.И., Суворов А.В., Коновалов С.А., Алеко С.В., Нетичук И.А., Мишин А.В., Бахирев М.М. Успешное строительство разведочной скважины на арктическом шельфе Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции – Текст: непосредственный // Бурение и Нефть. – 2025 г. № 6.
2. Усманов А.М., Вафин Р.М. К вопросу об эффективности строительства скважин на нефть и газ с применением буровых растворов на неводной основе – Текст: непосредственный // Бурение и Нефть. – 2023 г. № 11. – С. 18–20.
3. Vikrant Wagle, Abdullah AIYami, Michael Onoriode, Jacques Butcher. Low Equivalent Circulatig Density Organoclay-Free Invert Emulsion Drilling Fluids. Journal of Energy Technology, September 2022.
4. Marinescu, Pavel, Steven Young, and Gamal Ramses Iskander. New generation ultra-high temperature synthetic-based drilling fluid; development and best practices for extreme conditions and ECD management. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. Society of Petroleum Engineers, 2014.
