USD 75.8146

+0.05

EUR 89.8934

-0.04

BRENT 48.16

+0.32

AИ-92 43.28

0

AИ-95 47.52

+0.03

AИ-98 52.9

+0.03

ДТ 48.53

+0.03

6 мин
314
0

Буровой раствор для бурения глинистых отложений надсолевого комплекса Припятского прогиба

Бурение надсолевых отложений Припятского прогиба зачастую сопровождается осложнениями: прихваты бурильного инструмента, кавернообразование, сальникообразование, потеря циркуляции. Для минимизации последствий подобных осложнений целесообразно использовать ингибирующий буровой раствор. В данной статье представлены результаты применения, разработанного в БелНИПИнефть ингибирующего бурового раствора.

Буровой раствор для бурения глинистых отложений надсолевого комплекса Припятского прогиба

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



Статья «Буровой раствор для бурения глинистых отложений надсолевого комплекса Припятского прогиба» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№9, Сентябрь 2020)

Авторы: