Традиционно используемые ингибирующие растворы при бурении в толщах набухающих глинистых пород не снижают наработку избыточных объемов раствора и не обеспечивают стабилизацию ствола скважины. В качестве новой технологии для бурения глинистых и солевых отложений предлагается новый состав бурового раствора, стабилизированный катионным полимером из четвертичных аммониевых соединений.
Строительство глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях, обусловленных чередованием неустойчивых глинистых и солевых отложений, наличием зон аномальных пластовых давлений, повышенных температур, большими глубинами залегания углеводородного сырья, сопряжено с возникновением осложнений и аварий в процессе бурения. Наиболее сложные осложнения связаны с интервалами залегания неустойчивых глинистых пород – пластичных глин и хрупких аргиллитов (сланцев).
Глины в естественных условиях залегания проявляют пластичные (вязкопластичные) свойства, при контакте с буровым раствором самопроизвольно увлажняются, набухают, диспергируют, их пластичность увеличивается. Сланцы проявляют хрупкие (упруго-пластичные) свойства, они при контакте с буровым раствором не набухают, не диспергируют, не пластифицируются, сохраняют состояние хрупкого тела. Очевидно, потеря устойчивости стенок ствола скважины в пластичных и хрупких породах под воздействием бурового раствора будет проявляться по-разному: в глинах в виде сужений, вывала, обвала, а в сланцах – осыпаний, обвала, кавернообразований.
Нарушение целостности разных горных пород на стенках скважины происходят либо с увеличением объема, т.е. с набуханием, либо без изменения объема. Диаметр ствола скважины в глинах постоянно меняется: то уменьшается (cужение), при набухании, то увеличивается (кавернообразование), при вывале и обвале. Образованные каверны в глинах со временем самозалечиваются, затем процесс набухания и обвала повторяется и, таким образом, отмечается определенная цикличность в отклонение диаметра скважины от номинала. В неустойчивых хрупких сланцах, разупрочнение на стенках ствола приводит только к увеличению диаметра скважины: каждое последующее проявление потери устойчивости сопровождается увеличением и превышением предыдущего диаметра ствола скважины. В таких породах самозалечивания каверн не происходит, наоборот, с течением времени наблюдается увеличение размеров каверн. Следовательно, подходы и способы стабилизации неустойчивых глин и сланцев на стенках ствола скважины должны отличаться и не могут быть взаимозаменяемыми.
При бурении солевых отложений также существует вероятность потери устойчивости ствола скважины в межсолевых глинистых породах, рапопроявления, ухудшение показателей бурового раствора под воздействием температурной и полисолевой агрессии. В процессе углубления скважин неизбежно попадание в буровой раствор различных солей из проходимых пород или пластовых вод. Поэтому придание раствору устойчивости к солевой агрессии является важной технической задачей. Особенно она усложняется при проходке мощных хемогенных толщ. Коагуляция глинистой фазы, происходящее при засолонении приводит к дестабилизации системы: возрастает величина показателя фильтрации, структурно-реологические показатели значительно ухудшаются и не поддаются управлению.
Термо- и солеустойчивость буровых растворов в значительной мере определяется реагентами-стабилизаторами, применяемыми для снижения показателя фильтрации, и химическими добавками, способствующими сохранению свойств стабилизатора при более высоких температурах. Для стабилизации системы прибегают к разбавлению и вводу большого количества полимеров.
Используемые в настоящее время буровые растворы многокомпонентны, что создает определенные сложности при управлении свойствами и показателями раствора. Традиционно используемые водные буровые растворы за рубежом и в нашей стране, представляют с собой глинистые суспензии, стабилизированные анионно-неионными высокомолекулярными соединениями полимерами. В качестве полимеров-стабилизаторов наибольшее применение нашли: водорастворимые эфиры целлюлозы (анионные и неионные), крахмал (неионный) и акриловые реагенты (анионные). Сюда же можно добавить лигносульфонаты и гуматы, относящиеся к анионным соединениям.
Рассмотрим существенные недостатки анионно-неионных буровых растворов при бурении скважин в глинистых и солевых отложениях:
- низкие ингибирующие свойства, из-за чего происходит рост структурно-реологических показателей («скачки» технологических показателей) и наработка объема раствора;
- низкая крепящая способность раствора (потеря устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях);
- биодеструкция анионных и неионных полимеров и дестабилизация рабочего раствора;
- низкая устойчивость раствора к полисолевой и температурной агрессии, а также к изменению рН среды;
- несовместимость пресной и соленой систем: переход от пресной в соленую чревато резким ухудшением свойств и показателей раствора, повышением расхода стабилизаторов и т.д.;
- многокомпонентность и сложность управления свойствами раствора в процессе бурения скважины и т.д.
В дополнение можно отметить, что устранение указанных недостатков, для анионно-неионных растворов, практически невозможно. Принципиально, по части совершенствования, анионно-неионные буровые растворы, если ориентироваться на известные химические реагенты, исчерпали свой потенциал. Недостатки традиционных растворов легко устранимы при использовании катионных полимеров в качестве стабилизаторов буровых систем. Впервые, исследование и разработка систем катионных буровых растворов (Катбурр) началось в лаборатории крепления и заканчивания скважин ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2010 г. В настоящее время исследовано и получено более 15 патентов на катионные буровые растворы.
Рассмотрим применение систем катионных буровых растворов, как новые технологии при промысловых испытаниях при бурении скважины №939 в надсолевых и солевых отложениях в мульдовой зоне Астраханского ГКМ.
Бурение в глинистых отложениях (30-2900 м)
Осложнения в виде осыпей и обвалов стенок при бурении скважин в глинистых отложениях Астраханского ГКМ наблюдаются практически повсеместно. Глинистые отложения представлены четвертичными, неогеновыми, палеогеновыми, меловыми, юрскими и триасовыми отложениями. Основные проблемы при бурении вызваны набуханием и диспергированием глинистого шлама, приводящее к ухудшению свойств и показателей раствора, сальникообразованиями, затяжками, посадками, прихватами инструмента и поглощениями.
Переход на Катбурр был осуществлен при забое 60 м: вводом катионного полимера, который состоит из четвертичных аммониевых соединений (ЧАС) в товарном виде до 5%; хлористого калия до 3%; флотореагента-оксаль Т-92 до 3-4%. В дальнейшем, в процессе бурения содержание катионного полимера ЧАС в растворе довели и поддерживали в пределах 5-8%. Технологические показатели Катбурр при бурении под кондуктор приведены в таблице 1.
После спуска кондуктора диаметром 426 мм на глубину 350 м бурение под I-ую техническую колонну производилось долотом диаметра 393,7 мм. До глубины 1849 м бурение проходило без осложнений. С увеличением глубины было отработано управление структурно-реологическими показателями раствора, как в сторону увеличения, вводом биополимера и гидрогеля алюминия, так и в сторону уменьшения, вводом катионного полимера ЧАС. При бурении и «проработке» в глинистых отложениях под I-ую техническую колонну технологические показатели Катбурр практически не менялись (Таблица 2).
ПФ катионного раствора, в отличии от традиционно используемых, в процессе бурения глинистых отложений не меняется и находится в диапазоне 1,5-3 см3, что значительно ниже проектных величин. После корректировки раствора вводом крахмала, начиная с глубины 1850-1900 м, ПФ раствора находился на уровне 0,5-1 см3 и до конца бурения надсолевого интервала был ниже единицы. В традиционно используемых растворах ПФ в процессе бурения скачкообразно меняется и периодически увеличивается, часто выходя за пределы проектных величин, в связи, с чем приходится обрабатывать буровой раствор, для снижения ПФ.
Из-за стабильности структурно-реологических и фильтрационных показателей катионной системы минимизируются химические обработки водными растворами реагентов. При этом, из-за отсутствия наработки объемов раствора происходил рост плотности Катбурр, даже несмотря на эффективное удаление глинистого шлама из состава раствора, что прослеживается по изменению глинистой (коллоидной) фракции.
Однако, часть карбонатных и ненабухающих глинистых (аргиллиты, алевролиты), и других пород переходят в раствор в виде тонкодисперсного шлама, что и является причиной роста плотности рабочей жидкости. Удаление такого шлама эффективно через песко- и илоотделитель и/или центрифугу. Фактически, в условиях отсутствия наработки объема катионного раствора, предусмотренная система очистки оказалась недостаточно эффективной и не обеспечила своевременное удаление выбуренной породы из рабочей жидкости.
Из таблицы 2 видно, что ухудшение структурно-реологических показателей катионного раствора в процессе бурения набухающих и диспергирующих глин надсолевого интервала не происходит: УВ, ПВ, ДНС и СНС1/10 во всем интервале бурения стабильны. Причем специальных химических обработок катионного раствора в процессе бурения не производилось, за исключением пополнения объема на углубление скважины. Если рассматривать традиционно используемые буровые растворы, то в процессе бурения они в указанном интервале подвержены к загущению за счет набухания, диспергирования и перехода в раствор глинистого шлама, в связи с чем, приходится периодически их разжижать путем ввода достаточно больших, до 10-15%, объемов водных растворов реагентов. Например, при глубине скважины 2500 м объем рабочей жидкости составляет 430 м3, из них 310 м3 в скважине и 120 м3 на поверхности. Понятно, что каждая операция по ражижению водными растворами реагентов по 40-65 м3 приводит к наработке дополнительных объемов раствора, подлежащих к утилизации. «Скачки» структурно-реологических показателей традиционно используемых растворов значительны, и превосходят проектные значения.
Впервые на Астраханском ГКМ была применена ингибирующая система, стабилизированная катионным полимером, благодаря ингибирующим свойствам Катбурр, удалось пробурить надсолевой интервал глинистых пород неогена, палеогена, юры, мела и триаса без наработки объема раствора (таблица 3).
Бурение под I-ую техническую колонну завершено при глубине 2900 м в связи с вскрытием кровли нижнемеловых отложений на глубине 2858 м. После вскрытия скважиной кровли нижнепермских солевых отложений I-ая техническая колонна диаметром 324 мм спущена на глубину 2896 м и зацементирована до устья.
Некоторые химические реагенты оказались не востребованными в процессе бурения под I-ую техническую колонну. Так как функции антибактерицида выполнял катионный полимер ЧАС, то необходимость в использовании ремацида отпала. Кроме того, при управлении свойствами и технологическими показателями раствора контроль и регулирование рН среды не производилось, из-за чего отпала необходимость в щелочных реагентах.
Следует также отметить, что часть рабочего раствора в количестве 60 м3 была доставлена для хранения в пос. Аксарайск. Хранение данного раствора в течение 9 месяцев, включая летний период, прошло без каких-либо изменений свойств и показателей катионной системы. Следовательно, катионные буровые растворы не подвержены биодеструкции и являются жидкостями многоразового использования.
Бурение в солевых отложениях (2900-3833 м)
Отложения соленосной формации представлены твердыми, непроницаемыми плотными породами кепрока, кунгурской соленосной толщей, сложенной чистыми солями. Нижняя часть формации представлена солями и сульфатно-терригенными пластами, трещиноватыми, зачастую рапонасыщенными. При строительстве скважин имеют место рапопроявления с дебитами различной интенсивности и поглощение бурового раствора.
В нижней части кунгурского яруса залегают отложения филипповского горизонта, представленные маломощными слабопроницаемыми пластами известняков, разделенными и перекрытые ангидритами. Отложения сакмарско-артинского возраста представлены толщей аргиллитов с прослоями сильно заглинизированных карбонатных разностей. Глинистые породы в солевых отложениях отличаются неустойчивым поведением. Температура в нижней части солевых отложений достигает 105-110 °С.
Как было отмечено, при засолонение анионно-неионных растворов происходит коагуляция и дестабилизация системы. Предложенный катионный раствор Катбурр при переходе от пресной системы в соленную не претерпевает коагуляцию и дестабилизацию: показатель фильтрации и структурно-реологические показатели остаются стабильными и не нуждаются в дообработке (таблица 4). Засолонение традиционного бурового раствора, на примере лигносульфонатно-полимерного с скважина №1109, происходит с коагуляционным загущением и дестабилизацией системы. Даже при стабилизации системы (таблица 4, п.7) управлять показателями раствора значительно сложнее: ПФ требует дополнительной обработки, а структурнные и тиксотропные свойства необходимо снижать.
В связи с недостатком системы обвязки циркуляционной системы на скв.№939, приготовление соленасыщенного утяжеленного Катбурр производить при циркуляции не представлялось возможным. Поэтому было принято решение засолонять и утяжелять раствор на поверхности, порционно, набирая при перемешивании в гидромешалку, катионный раствор и воду, в соотношении 1:1, для снижения содержания коллоидной фракции. После чего раствор насыщали солью, параллельно совершая ввод химреагентов (ЧАС, крахмал; биоксан). Технологические показатели раствора после засолонения и обработки химреагентами составили: плотность 1310 кг/м3; УВ 25 с; ПФ 1,6 см3; ПВ 13 мПа•с; ДНС 5 Па; СНС 5/10 дПа, рН 6,5. Таким образом, приготовили 380 м3 соленасыщенного неутяжеленного раствора. После засолонения необходимого количества раствора, перешли к порционному утяжелению до плотности 1850 кг/м3.
После утяжеления объем соленасыщенного катионного бурового раствора составил 500 м3. При этом соленасыщенный утяжеленный катионный буровой раствор имел следующие технологические показатели: плотность 1850 кг/м3; УВ 55 с; ПФ 1,5 см3; ПВ 53 мПа•с; ДНС 14 Па; СНС 16/21 дПа, рН 6,5.
В процессе бурения было выявлено, что солевая агрессия не оказывает отрицательного влияния на показатели Катбурр, что позволило пройти весь интервал, без дополнительных обработок (таблица 5). При этом все показатели раствора были стабильными, а ПФ, например, при углубление в солевых отложениях, вовсе, уменьшился до нулевых значений. Следует отметить, что ПФ Катбурр, замеряемый в условиях имитирующих забойные условия – при температуре 110-115°С и перепаде давления 3,5 МПа – не превышал 6-7 см3.
Во время всего процесса углубления в солевых отложениях структурно-реологические и фильтрационные показатели не претерпели изменений: влияние температуры и солей – хлоридов и сульфатов, на показатели раствора можно признать положительным. В связи с этим вопрос необходимости в дополнительных обработках полностью отпал, что минимизировало расход всех химических регентов. В среднем расход понизителей фильтрации и разжижителей бурового раствора снизился в пять с лишним раза. Кроме того, выяснилось не востребованность СМЭГ-5, глинопорошка и триэтаноламина при бурении солевого разреза.
Механическая скорость бурения в солевом разрезе составила 4,51 м/ч при проектном 3,54 м/ч, что на 27% превышает проектную механическую скорость. Коэффициент кавернозности в солевом разрезе свк.№939 составил Кк=1,05, что значительно ниже коэффициентов кавернозности проектного (Кк=1,1) и ранее пробуренных скважин (в среднем Кк=1,15).
Бурение под II-ую техническую колонну завершено при забое 3833 м. На глубину 3826 м спущена II-ая техническая колонна диаметром 244,5 мм и зацементирована до устья.
Промысловые испытания Катбурр на скважине №939 выявили следующее:
- рН среды катионной системы не влияет на технологические показатели и свойства раствора и находится в пределах 6-7. Управление рН среды катионного раствора не производится;
- содержание и увеличение концентрации катионов кальция и магния оказывают улучшающее действие на свойства и технологические показатели катионной системы. Мероприятий по осаждению катионов кальция и магния в катионном растворе не производится;
- в катионных системах с содержанием крахмала, водорастворимых эфиров целлюлозы и биополимера, процессы биодеструкции не протекают, и отпадает необходимость в применении бактерицида;
- высокие ингибирующие свойства раствора и глиноёмкость. Впервые получен результат – отсутствие наработки раствора в глинистых отложениях;
- малокомпонентность, поскольку полимер ЧАС одновременно является стабилизатором (понизителем ПФ), разжижителем, бактерицидом и ингибитором набухания глин;
- простота в управлении структурно-реологическими и фильтрационными показателями раствора. Небольшие добавки водных растворов катионного полимера ЧАС обеспечивают стабильные технологические показатели раствора в течение длительного времени;
- стабильные структурно-реологические и фильтрационные показатели раствора в течение всего цикла строительства скважины;
- простота перехода на высокоминерализованный раствор: не требуется дополнительных затрат стабилизаторов;
- высокая термосолестойкость: низкое значение ПФ при воздействии высоких температур и полисолевой агрессии;
- совместимость с цементными растворами.
Из недостатков Катбурр можно выделить высокое значение пластической вязкости.
Полученные результаты свидетельствуют о необходимоcти расширения внедрения систем катионных растворов в различных сложных геолого-технических условиях. В настоящее время намечается пробурить 6 скважин на Астраханском ГКМ с использованием совершенствованных модификаций Катбурр. По результатам испытаний будет принято решение о выборе оптимального состава Катбурр на котором планируется производить, в дальнейшем, бурение скважин на Астраханском ГКМ.
