Нестандартные решения по оптимизации процесса строительства нефтяных скважин

Проблематика

Интервалы Триасовой и Пермской систем – зона повышенного риска при строительстве скважин на месторождениях «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Бурение в этих интервалах сопряжено со сложными геологическими условиями, представленными терригенной толщей, включающей глинистые отложения, пропластки углей, песчаников, алевролитов и аргилитоподобных глин. В процессе бурения, в результате контакта фильтрата бурового раствора с активной глиной, происходит гидратация глинистых отложений. Даже низкие значения водоотдачи могут привести к ряду сложнений, таких как сальникообразование, неустойчивость участков переслаивания глины с песчаниками и алевролитами. Сальникообразование приводит к возникновению посадок и затяжек бурильного инструмента, проблемам со спуском обсадных колонн. Значительная гидратация глин приводила к коагуляции шлама и забитию желоба от устья до вибрости, что требовало ограничения механической скорости бурения. Указанные выше осложнения приводят к увеличению сроков строительства скважин и, как следствие, к значительному росту
затрат.

Главная причина этих осложнений – высокая активность глин, при которой ингибирующий буровой раствор не позволяет в достаточной степени предотвратить их гидратацию в процессе углубления. Гидратация и диспергирование глинистого шлама приводит к загрязнению ствола шламом и формированию сальников на КНБК, а также к интенсивной наработке коллоидной фазы в буровом растворе, ухудшая его реологические свойства.

Поиск решения

Для предотвращения вышеописанных негативных процессов необходимо провести комплексную оптимизацию рецептуры бурового раствора и строгий контроль за применением реагентов.
Специалисты «СК «РУСВЬЕТПЕТРО» и «Гипровостокнефть» инициировали и провели научно- исследовательскую работу по разработке ингибирующей системы бурового раствора. В результате подобрана композиция ингибиторов на основе проведения количественной оценки их способности предотвращать гидратацию глин.

Специалисты «Гипровостокнефть» проводят инженерно- технологическое сопровождение строительства скважин на объектах «СК «РУСВЬЕПЕТРО». Имея в своем оснащении лабораторию буровых растворов, сотрудники «Гипровостокнефть» подняли важный вопрос о том, что не все реагенты, применяемые для бурения, соответствуют требуемым стандартам для приготовления буровых растворов.

Одним из важных компонентов бурового раствора является частично гидролизованный полиакриламид (ЧГПАА).

Важнейшим, но часто игнорируемым параметром является степень гидролиза ЧГПАА, которая напрямую определяет его ингибирующие свойства. Для исключения применения некачественных реагентов специалистами «Гипровостокнефть» был введен обязательный входной контроль вав испытательной лаборатории, который подтверждает качество ЧГПАА с учетом степени гидролиза.

В рамках исследований была поставлена задача определить оптимальную рецептуру бурового раствора. К базовой полиакриламидной системе добавлялись различные комбинации ингибиторов

• метасиликат натрия (МСН);
• сульфированный асфальт (PetroAsf);
• хлорид калия (KCl).

Всего было протестировано 8 рецептур. Тестирование всех рецептур проводилось на буровом шламе, специально отобранном непосредственно из интервалов глубин активных глин на месторождениях «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Лучшая композиция ингибиторов определена по результатам комплексной оценки:

• геологических и фильтрационных характеристик;
• ингибирующей способности системы раствора (основан на методе Къельдаля).

Сотрудники «Гипровостокнефть» усовершенствовали метод Къельдаля для применения в среде бурового раствора. Метод основан на реакции щелочного гидролиза полиакриламида в системах буровых растворов.

Промышленные испытания и результаты

В течение года были проведены опытно-промышленные исследования (ОПИ) с применением на скважинах определенной в лаборатории рецептуры и ее оптимизация с учетом получения полевых результатов. Подобранная в ходе ОПИ система бурового раствора на водной основе (РВО) подтвердила высокую ингибирующую способность по стабилизации терригенных пород в процессе бурения. Это позволило снизить гидратацию глин и снизить осложнения, связанные с этим. Помимо этого, повышение стабильности глин позволило производить бурение без ограничения механической скорости и достичь высоких показателей эффективности:

• Сроки строительства и крепления интервала были сокращены на 2,9 суток (13,27 суток против среднего показателя в 16,17 суток).
• Подтверждена стабильность параметров бурового раствора и ствола скважины.
• Отмечено значительное снижение количества затяжек и посадок при спуско-подъемных операциях (СПО), даже после длительных простоев.
• Зафиксировано увеличение механической скорости проходки (МСП) за счет улучшенных реологических свойств.
• Уход от ограничения МСП в условиях зашламования желобной системы выходящим из скважины шламом.
• Снижены объемы приготовления и переработки бурового раствора.

Успех на Северо-Хоседаюском месторождении позволил масштабировать технологию на Западно-Хоседаюское месторождение. Здесь применение оптимизированной системы позволило сократить сроки бурения интервала и его подготовки к спуску обсадной колонны в среднем на 0,5 – 0,6 уток. Среднее фактическое время работы (без учета НПВ по техническим причинам) составило 199 часов против 212 часов на аналогах. Промышленные испытания доказали эффективность применения комбинированной ингибирующей системы на основе полиакриламида с добавлением комплекса стабилизирующих добавок.

Свой весомый вклад в достижение столь высоких результатов внесли буровики Усинского филиала «Буровая компания «Евразия» и «РМНТК «Нефтеотдача», оказывающие услуги по интегрированному суровому сервису. Отсутствие непроизводительного времени, слаженная работа буровой бригады и инженеров-технологов стали залогом успеха.

Кроме того, проведенная работа и разработанная технология бурового раствора позволили не только стабилизировать ствол в интервале высокоактивных глин, но и создать предпосылки для оптимизации конструкции скважин. Со стороны «Гипровостокнефть» была предложена облегченная конструкция, которая позволила перейти от стандартного решения к более эффективному. Данный подход, с одной стороны, минимизировал проблемы, связанные с посадками и затяжками, а с другой – позволил оптимизировать затраты на строительство, облегчив вес конструкции более чем на 50 %, что в целом повысило технологическую и экономическую эффективность бурения.

Преимущества облегченной конструкции

1. Снижение металлоемкости конструкции.
2. Снижение затрат на буровые и цементные растворы.
3. Уменьшение отходов бурения (БШ, БСВ, ОБР).
4. Уменьшение грузоподъемности буровой установки (при спуске ОК‑178 до глубины 2320 м грузоподъемность БУ должна быть порядка 180 – 200 т).
5. При применении МБУ уменьшение сроков переезда.
6. Уменьшение размеров кустовой площадки при применении БУ с меньшей грузоподъемностью.
7. При эксплуатации используется такая же НКТ, как и на скважинах с текущей конструкцией.
8. Сохраняется возможность реконструкции скважин методом ЗБС.

Выводы

1. Качественный и количественный подбор ингибирующей композиции системы бурового раствора является критически важным для успешного бурения в сложных интервалах.
2. Обязательный входной контроль реагентов, позволяет исключить применение некачественной продукции, а также уточнить рецептуру буровых растворов с учетом непостоянства ключевых для буровых растворов характеристик в зависимости от производителя и от партии.
3. Поддержание расчетных концентраций ингибирующих добавок на протяжении всего процесса бурения является необходимым условием. Как показала практика, даже при отсутствии видимых осложнений во время бурения, экономия на реагентах впоследствии оборачивается потерями эффективности и возникновением непроизводительного времени при длительной подготовке ствола перед спуском обсадной колонны.