Надсолевой комплекс Припятского прогиба имеет некоторые особенности геологического строения, которые вызывают определенные проблемы при бурении.
Характерными особенностями строения надсолевого комплекса Припятского прогиба являются:
-
ритмичное строение толщи, заключающееся в чередовании глины, мергеля, известняка с прослоями мелкозернистого песчаника;
-
значительное развитие пестроцветных глинистых пород, склонных к набуханию при контакте с водой или буровым раствором на водной основе;
-
большая мощность надсолевых отложений – от нескольких десятков метров до 1000 м, а на отдельных участках и до 3500 м [1].
Набухание глинистых пород в процессе бурения часто сопровождается различными осложнениями: осыпями, обвалами, кавернообразованиями, снижением устойчивости ствола скважины, наработкой бурового раствора и, как следствие последнего, увеличением количества отходов бурения.
Ликвидация перечисленных выше осложнений и их последствий приводят к удорожанию строительства скважины, следовательно, актуальной является разработка технологического решения предотвращающего или минимизирующего первопричину перечисленных выше осложнений – набухание глинистых пород. Таким технологическим решением является ингибирующий буровой раствор. Основное назначение подобного бурового раствора – снижение набухания и диспергации глин, минимизация влияния глинистого шлама на структурно-реологические и фильтрационные показатели раствора [2].
В научном институте БелНИПИнефть РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» разработана рецептура ингибирующего бурового раствора. Разработка основывалась на подборе эффективного ингибитора для конкретных образцов породы, отобранных при бурении интервала (шлам и глина, образующая сальники) [3-5].
В данной статье приведены результаты использования ингибирующего бурового раствора (ИБР), разработанного БелНИПИнефть на скважине №22 Карташовского нефтяного месторождения.
Основой ингибирующего бурового раствора является ксантановый биополимер, в качестве стабилизатора фильтрации выступает низковязкая полианионная целлюлоза, органическим ингибитором глин является реагент гликолевого ряда, а минеральным ингибитором – хлорид калия. Помимо перечисленных компонентов в состав входят реагенты, образующие слабопроницаемую фильтрационную корку: мел высокодисперсный, доломитовый наполнитель, графит, сульфированный асфальт. Компонентный состав бурового раствора ИБР представлен в таблице 1
Таблица 1. – Компонентный состав бурового раствора ИБР
№ |
Реагент |
Функция в буровом растворе |
1 |
Вода |
Основа бурового раствора |
2 |
Бактерицид |
Предотвращение биодеструкции |
3 |
Биополимер ксантанового типа |
Образование структуры |
4 |
Калия гидроксид технический |
Регулятор щелочности для поддержания показателя рН |
5 |
Полианионная целлюлоза низковязкая |
Снижение фильтрации |
6 |
Калий хлористый |
Минеральный ингибитор глин |
7 |
Мел высокодисперсный |
Коркообразователь, утяжелитель |
8 |
Доломитовый наполнитель |
Коркообразователь, утяжелитель |
9 |
Реагент гликолевого ряда |
Органический ингибитор глин |
10 |
Пеногаситель |
Предотвращение пенообразования и исключение воздушных включений |
11 |
Графит |
Сухая смазка, коркообразователь |
12 |
Сульфированный асфальт |
Ингибитор глин, коркообразователь |
На рисунках 1-3 приведены графики изменения параметров условной вязкости, содержания коллоидной фазы (по тесту метиленового синего – МВТ) и показателя фильтрации бурового раствора в процессе бурения скважины как наиболее результирующие параметры, характеризующие состояние бурового раствора при ингибировании высококоллоидальных глинистых отложений. Регламентируемые значения, установленные проектной документацией: по условной вязкости – 30-60 с/500 мл, по фильтрации – до 4 см3/30 мин, а по МВТ – до 60 кг/м3.
Рисунок 1 – График изменения параметра условной вязкости бурового раствора в процессе бурения скв. 22 Карташовская
Рисунок 2 – График изменения параметра фильтрации бурового раствора в процессе бурения скв. 22 Карташовская
Рисунок 3 – График изменения содержания коллоидной глины в буровом растворе в процессе бурения скв. 22 Карташовская
Изменение параметров раствора ИБР при бурении интервала надсолевых пород Припятского прогиба на скважине 22 Карташовская характеризуется следующими особенностями:
-
резкий рост параметра условной вязкости, вплоть до превышения допустимого значения 17.03.2020 г.;
-
одновременный рост содержания коллоидной глины в буровом растворе 17.03.2020 г.;
-
показатель фильтрации в процессе бурения интервала не превышал регламентируемых значений, установленных проектной документацией.
Согласно рисункам 1 и 3 отмечается резкий согласованный рост параметров условной вязкости и МВТ, что говорит о прямой взаимосвязи двух оцениваемых параметров бурового раствора и, вероятно, о значительном содержании в данном интервале скважины пестроцветных высококоллоидальных глинистых отложений.
В таблице 2 представлены общие затраты времени на бурение надсолевых отложений на скважине 22 Карташовская. Для сравнения приведено время бурения аналогичного интервала соседних скважин.
Таблица 2. – Затраты времени на бурения соседних скважин
Скважина |
Интервал, м |
Время бурения, ч |
22 Карташовская (использование ИБР) |
360-2490 |
604 |
Соседние скважины |
||
23 Карташовская |
355-2468 |
508,84 |
10 Карташовская |
363-2482 |
628,33 |
21 Карташовская |
370-2445 |
779 |
17 Карташовская |
380-2491 |
617,84 |
15 Карташовская |
355-2483 |
656 |
Среднее время бурения надсолевого интервала соседних скважин (до аналогичной глубины) |
638 |
Из представленных в таблице 2 данных следует, что время, затраченное на бурение надсолевого интервала скважины 22 Карташовская на 34 ч меньше, чем среднее время бурения аналогичного интервала на соседних скважинах, что положительно сказывается на экономической эффективности строительства скважины.
Стоит отметить, что в процессе бурения не наблюдалось признаков налипания выбуренной породы на КНБК (сальникообразования), в связи с чем сокращены затраты времени на очистку долота и элементов КНБК по сравнению с ближайшей скважиной. Также при наличии в разрезе слабосцементированных пород не отмечалось признаков их осыпания или обвалов. При этом в процессе бурения на виброситах наблюдался выход инкапсулированного шлама: частицы выбуренной породы сбрасывались в форме глобул, связанных буровым раствором. При размалывании таких частиц внутри обнаруживалась слабо увлажненная выбуренная порода, что свидетельствует о высокой ингибирующей способности раствора.
Результаты, полученные во время использования ингибирующего бурового раствора разработки БелНИПИнефть (сокращение времени бурения под первую техническую колонну по сравнению с соседними скважинами, отсутствие осыпаний, сальникообразования, вынос выбуренной породы в инкапсулированном виде) свидетельствуют об эффективности, экономической целесообразности и востребованности подобных решений для процесса бурения.
Следующим этапом является дальнейшее внедрение в эксплуатацию ингибирующего бурового раствора на других объектах, отработка технологии эксплуатации для предотвращения значительных изменений параметров в процессе бурения, а также, при необходимости, дооснащение рецептуры реагентами для усиления ингибирующих или крепящих свойств.
Литература:
1. Махнач А.А. Введение в геологию Беларуси / А.А. Махнач; нуч.ред. А.В.Матвеев. – Мн.: Ин-т геол.наук НАН Беларуси, 2004. – 198с
2. Егорова Е.В. Разработка ингибирующего бурового раствора для бурения в глинистых отложениях. Автореф. дис. канд. техн. наук. – Астрахань, 2010. – 194 с.
3. Повжик П.П., Дегтярёв Ф.В. Лабораторные испытания ингибиторов глин и выбор оптимального реагента для безаварийного бурения надсолевой части Припятского прогиба / Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса №6. 2017. С 4-8.
4. Дегтярёв Ф.В. Оценка воздействия минерального и органического ингибиторов на бентонитовую глину / Георесурсы №20(4) Ч.1. 2018. С. 355-358.
5. Дегтярёв Ф.В. Реализация системного подхода при подборе компонентов для бурового раствора, используемого при бурении пород надсолевого комплекса Припятского прогиба / Ф.В. Дегтярёв // Нефтяник полесья. – 2019. – №2(36) – С. 58-63.
Keywords: Drilling; clay, swelling, complications, inhibiting drilling mud