Для поддержания уровня добычи углеводородов в Крыму по государственной программе «Развитие топливно-энергетического комплекса Республики Крым» принято решение в части бурения скважин нефтяных и газовых скважин на полуострове и предусмотрено в т.ч. и освоение Поворотного ГКМ.
Поворотное ГКМ принадлежит в Индоло-Кубанской нефтегазоносной провинции, которая располагается на территории Республики Крым и прилегающей к ней акватории Азовского моря. Ориентировочные запасы Поворотного ГКМ составляют 3,5 млрд м3 газа.
По данным портала Neftegaz.ru, до 1991 г. на Поворотном ГКМ ранее было пробурено 6 поисковых и одна разведочная скважины, по результатам работы которых был получен приток газа и газового конденсата. Дальнейшего развития проекта не последовало.
Летом 2011 г. Крымгеология и East Crimea BV возобновили работы по бурению на Поворотном ГКМ скважины POV-104 глубиной до 4 тыс. м до начала 2012 г.
После окончания строительства скважины POV-104 предполагалось бурение очередной скважины POV-105. Проект не получил развития.
Одна из причин, сдерживающая бурение скважин в Индоло-Кубанском прогибе, это мощные майкопские отложения, которые, в отличие от месторождений Юга России, Предкавказья и Северного Кавказа, начинаются с глубины 120 м и заканчиваются на глубине 3400–3500 м.
В конце палеогенового и в начале неогенового периодов Индоло-Кубанский краевой прогиб заполняли воды большого, глубокого, теплого и соленого моря. На его дне отложилась двух-трехкилометровая толща глин майкопской серии, которая впервые была детально изучена известным геологом-нефтяником академиком И.М. Губкиным у города Майкопа.
Майкопские глины представляют собой серые и бурые овальные стяжения карбоната железа – конкреции сидерита. Эти глины слагают антиклинали Керченского полуострова, которые обнаружены под Казантипом бурением на глубине более четырехсот метров.
Отложения майкопа образовывались путем отжима из-под тех мест, где силы бокового сжатия и давление от веса вышележащих осадочных отложений были больше, и нагнетались-выдавливались туда, где рост глиняного выступа не встречал достаточного противодействия. Над участками отжимания глин возникли синклинальные прогибы, а над участками нагнетания глин – антиклинальные поднятия. В зависимости от того, удалось или не удалось глиняному выступу разорвать слои вышележащих пород и достичь земной поверхности, антиклинали этого типа называют диапировыми и скрытыми диапировыми. Первые характерные в складчатой зоне кавказского направления, а вторые – крымского. Типичным скрытым диапиром является Мысовая антиклиналь полуострова Казантип. В ядре этой складки на глубине 124–3129 метров бурением было вскрыто несколько зон вязко-пластичных глин майкопской серии консистенции пластилина и пасты с очень высоким пластовым давлением [1].
В настоящее время майкопская серия делится на три подсерии: нижнюю, среднюю и верхнюю. Возраст нижней подсерии принят как нижний и средний олигоцен, средняя подсерия отнесена к верхнему олигоцену и верхняя – к нижнему-среднему миоцену [2]. Бурение скважин в таких условиях технически сложно, что дополнительно осложняется высокими температурами, которые достигают 131 °С в основании среднего майкопа и 150 °С в нижней части нижнего майкопа.
Глинистые породы относятся к переходным между типичными обломочными и химическими породами. Такое разнообразие их минералогического состава, связанности, минерализации поровой воды; их свойства изменяются в зависимости от глубины залегания, условий формирования и др. Поэтому основное количество осложнений в процессе бурения связано с разбуриванием именно в глинистых отложениях.
Классификации глинистых сланцев
Характерным признаком глин, а глин верхнего майкопа в частности, является их пластинчатость [3], т.е. способность массы влажной глины изменять под давлением свою форму и сохранять ее после устранения давления. По этому признаку все глинистые породы подразделяются на собственно глины, размокающие в воде, обладающие пластинчатостью, и на аргиллиты – камнеподобные породы, не размокающие в воде и не обладающие пластинчатостью.
Глины монтмориллонитовой группы преобладают среди групп глинистых минералов. Основной особенностью монтморилонитовых глин, делающих их важным полезным ископаемым, это их поглотительная способность.
Некоторые монтмориллонитовые глины при увлажнении резко увеличивают свой объем и приобретают студенистый, желеобразный облик. При высыхании их поверхность становится трещиноватой и весьма неровной. По этому признаку большинство монтмориллонитовых глин резко отличается от других глин.
Разными исследователями в зависимости от свойств глин приводится разная их классификация.
Так, общеизвестна классификация глинистых пород Мондшайна [4]. По этой классификации, исходя из минералогического состава, водонасыщенности и коллоидальности метиленовой сини, глинистые породы разделены на пять групп (A, B, C, D, E) (таблица 1).
Сланец класса А в основном характеризуется высоким содержанием воды и относительно высоким содержанием набухающих глин. Слово монтмориллонит, использованное в таблице 2, относится к набухающим глинам, определяемым по результатам теста с метиленовой сини. В настоящее время более общепринятым названием является слово смектит. Монтмориллонит входит в группу смектитов. Сланец класса А при взаимодействии с водой диспергирует и переходит в буровой раствор в качестве бурового шлама. Диспергирование и вымыв породы может пойти достаточно далеко с образованием каверн, особенно в условиях низких скоростей бурения. На виброситах будет наблюдаться отстой, содержащий небольшое количество отдельных частиц, если вообще это имеет место.
Сланец класса B реагирует на поглощение пресной воды, в основном становясь более пластичным или менее прочным. Вода медленно проникает из ствола скважины в тело сланца. В сланцах этого типа может встречаться аномальное поровое давление. Если не учитывать возможное действие давления, сланец класса B обычно остается довольно стабильным после проходки долотом. Наблюдаемый на виброситах буровой раствор, выходящий из скважины, должен содержать отдельные частицы сланца со скругленными краями и углами.
Сланец класса C более склонен к обрушению в скважину, чем первые два класса. Поглощение пресной воды вызывает некоторое размягчение, вероятно наличие интервалов, в которых сланец еще будет твердым после поглощения воды и некоторого разбухания, так что от основной массы породы должны отделяться фрагменты и выпадать в скважину. Механизм фрагментации может быть результатом капиллярного поглощения вдоль плоскостей напластования или просто проникновения воды в массу сланца из скважины. Сланцы класса С могут также находиться под действием аномального давления. При бурении с достаточно высоким отрицательным дифференциальным давлением в скважину могут выпадать большие части сланца. Фрагменты, высвобождаемые в процессе капиллярного поглощения вдоль плоскостей напластования, как правило, будут на вибросите с острыми краями и углами.
Сланец класса D относится к хрупким сланцам и разделяется на небольшие частицы при погружении в воду, но весьма незначительно, если вообще разбухает и размягчается. Гидратация при контакте с водным буровым раствором вызывает разделение по плоскостям старых трещин. Сланцы класса D могут находиться под аномальным давлением и проявлять склонность к интенсивному обрушению при бурении с отрицательным дифференциальным давлением. Обрушение еще больше усиливается, если плоскости напластования являются крутопадающими.
Сланцы класса Е, вероятнее всего, будут обнаруживаться достаточно глубоко и обычно находятся под аномальным давлением. Этот сланец склонен к интенсивному обрушению после поглощения пресной воды. Может происходить фрагментация путем растрескивания, и при бурении с отрицательным давлением можно ожидать попадание в скважину больших кусков с высокой прочностью. На интервалах с чередующимися смектитами и иллитами жилы иллита могут разделяться на два различных сланца из-за неодинаковой степени разбухания.
Классификация Мондштайна достаточно сложна и неоднозначна, так как не дает четкого разграничения глин по классам. Оценить восприимчивость каждого класса глин к воздействию растворов еще сложнее ввиду отсутствия количественных критериев взаимодействия с буровыми растворами.
В.С. Новиков в работе [5] классифицирует глинистые минералы от их структурных особенностей и проводит характеристику глинистых минералов в зависимости от строения, состава и энергетического состояния. Нестехиометрические замещения катионов приводят к нарушению электронейтральности кристаллической структуры и отрицательным зарядом на внешней поверхности кристаллической решетки, по величине которого глинистые минералы располагаются в такой последовательности: каолинит, монтмориллонит, гидрослюда (таблица 2).
В.Н. Кошелев с коллегами установил [4], что между объемной плотностью, влажностью, емкостью обменного комплекса глин и минерализацией поровой воды существует определенная связь, которая описывается математической моделью.
На основании этих исследований глинистые породы подразделены также на пять классов, каждый из которых характеризуется набором свойств, которые определяют требования к буровым растворам и их свойствам. Характеристики и описание глин приведены в таблице 3.
Согласно работе [6] Е.М. Сергеев с соавторами в зависимости от осадочного происхождения различного возраста и степени литификации монтмориллонит относят к ячеистой микроструктуре, которая характеризуется наличием изометричных открытых ячеек размером от 2–3 до 10–12 мкм. Стенки ячеек сложены микроагрегатами, которые взаимодействуют по типу базис-базис и базис-скол с образованием ближних и дальних коагуляционных контактов. Ячеистая структура молодых глинистых осадков представлена главным образом монтмориллонит-гидрослюдистым составом, содержащим не менее 25–30 % глинистых частиц. Ячеистые структуры образуются в условиях «спокойного» осадконакопления как в пресных, так и в соленых водах. Ячеистая микроструктура наиболее рыхлая и наименее прочная из всех микроструктур глинистых образований.
Из анализа таблиц 1–3 с классификацией глин можно сделать заключение, что майкопские глины относятся к группе слабоуплотненной набухающей глине, группы монтмориллонитов с ячеистой микроструктурой, развитой удельной поверхностью, высокой адсорбционной способностью по метиленовому синему красителю и минерализацией пластовой до 13 г/л.
Описание технологии промывки
На основании вышеприведенного анализа до начала бурения скважин на Поворотном месторождении можно предположить следующие ситуации, которые могут возникнуть во время вскрытия бурением майкопских отложений при строительстве скважин, а именно:
- сальникообразование с последующим поршневанием;
- посадки, затяжки и проработки во время спуско-подъемных операций;
- неконтролируемый рост вязкостных и структурно-реологических параметров бурового раствора по причине механического диспергирования выбуренной глинистой породы;
- возможность потери подвижности бурильного инструмента.
Строительство скважин в таких сложных горно-геологических условиях подразумевает, согласно проектным решениям, многосекционные металлоемкие конструкции и применение долот большого диаметра.
В марте 2020 года в рамках принятой программы развития топливно-энергетического комплекса Республики Крым были возобновлены работы по бурению вертикальной разведочной скважины Поворотного месторождения с целью уточнения запасов углеводородов.
Строительство скважины подразумевает 4-секционную конструкцию (без учета «забивного» 630 мм направления). Конструкция скважины и диаметр применяемых долот приведен в таблице 4.
Групповым рабочим проектом бурение разведочных скважин на Поворотном месторождении бурение всех секций скважины (за исключением 426 мм кондуктора) предусматривает безамбарную технологию на KCl-полимерном известковом растворе с параметрами, приведенными ниже в таблице 5.
Выбор типа бурового раствора основывается на геологической информации о породах вскрываемых скважиной.
Согласно нормативно-технологическим документам и проектным решениям, главные проблемы при выборе рецептуры бурового раствора при проводке скважин на Поворотном месторождении это:
- глины майкопских отложений, мощность, которых достигает более 3000 м;
- аномально-высокие пластовые давления, которые в зависимости от интервала бурения изменяются от 1,7 до 1,95 г/см3 в эквиваленте плотностей.
- повышенные температуры, достигающие 150 °С.
Все эти факторы требуют постоянного анализа и систематизации полученных промысловых данных, поиска новых технологий в улучшении технико-экономических показателей строительства скважин, а повышенные забойные температуры, высокие давления и большие объемы бурового раствора требуют со стороны растворных компаний опыта работы в горно-технологических условиях бурения скважин на месторождениях Юга России и Северного Кавказа.
Если поддержание высокой плотности бурового раствора не представляет особых сложностей и решается выбором качественного баритового утяжелителя, то выбор типа бурового раствора и материалов для вскрытия глин майкопских толщ требует отдельного обсуждения.
На основании анализа рецептур буровых растворов при строительстве скважин на месторождениях Северного Кавказа и Юга России известно, что чаще всего вскрытие майкопских отложений осуществляется с применением пресных буровых растворов или растворов на углеводородной основе.
Бурение и вскрытие майкопских глин на минерализованных растворах крайне редко, и их применение носит больше характер опытных испытаний.
С другой стороны, нужно добавить, что применение KCl-полимерных буровых растворов требует высокой технологической дисциплины: своевременного мытья и очистки емкостей, линий трубопровода, подвоза технической воды для приготовления раствора, поддержания в работоспособном состоянии наземного и внутрискважинного оборудования, своевременного вывоза отходов бурения и т.д. Нельзя не отметить, что использование KCl-полимерных систем требует дополнительных затрат на его утилизацию, особенно в условиях природоохранных зон.
Бурение интервала на скважине Поворотного месторождения под первую 426 мм техническую колонну в интервале 120–1200 м было осуществлено на KCl-полимерном буровом растворе с минерализацией по хлорид-ионам, согласно программным значениям 80 000–100 000 мг·экв/л и плотностью 1,70 г/см3, значение фильтрации, замеренное на фильтр-прессе компании OFITE, не превышало 5 см3/30 мин по стандарту ISO 10414-1. Поддержание вязкостных и структурно-реологических параметров на протяжении бурения всего интервала по мере углубления в условиях механических скоростей на уровне 8–10 м/час происходило пополнением свежеприготовленным KCl-утяжеленным буровым раствором. Температура выходящего раствора из скважины на окончание бурения составляла 47 °С.
В качестве понизителя фильтрации в рецептуре бурового раствора использовали высокоочищенную полианионную целлюлозу, для предотвращения сальникообразования и прихватов – противосальниковую добавку и смазочные добавки на основе метиловых эфиров рапсового масла ведущих отечественных поставщиков химреагентов и материалов.
В целом бурение под первую промежуточную колонну протекало без особых осложнений, планируемый комплекс ГИС был проведен в полном объеме, 426 мм обсадная колонна спущена на проектную глубину 1200 м и зацементирована. Все работы были проведены в плановые сроки строительства скважины.
Бурение интервала под вторую 245 мм [BV1] было начато также на KCl-утяжеленном полимерном буровом растворе плотностью 1,80 г/см3, минерализацией фильтрата 80 000–100 000 мг·экв/л, условной вязкостью 70 сек по воронке Марша.
На протяжении бурения всего интервала с глубины 1460 м до 2000 м постоянно отмечался рост вязкостных и структурно-реологических параметров, условная вязкость в течение трех циклов циркуляции (360–420 мин) с механической скоростью бурения 3–4 м/час и производительностью буровых насосов 28–32 л/сек достигала 190 сек по воронке Марша. Температура выходящего раствора из скважины с глубины 1900 м достигала 62 °С.
Программой промывки для бурения скважины на Поворотном месторождении было предусмотрено применение таких разжижителей, как Окзил-М (окисленный лигносульфонат натрия) и гидрофобизирующей добавки ГКЖ-11Н на основе кремнийорганических соединений.
С глубины 2000 м для усиления ингибирующего действия было принято решение об увеличении минерализации фильтрата до 170 000 мг·экв/л по ионам хлора. Увеличение минерализации и использование вышеуказанных материалов во время бурения в интервале 2000–2572 м в качестве дефлокулянтов приводило к разжижению бурового раствора, но эффект имел кратковременный характер. Так, уже через два цикла циркуляции буровой раствор снова загустевал и значения условной вязкости по Маршу, замеренной при комнатной температуре, превышали 200 сек и достигали нетекучего состояния. Температура выходящего раствора с глубины 2500 м достигала 67 °С.
В целом ожидаемого эффекта от повышения минерализации бурового раствора и применяемых типов дефлокулянтов получено не было.
Выбор дефлокулянта и оценка разжижающей способности утяжеленного KCl-полимерного раствора
С целью оптимизации рецептуры бурового раствора были проведены лабораторные исследования широко применяемых разжижителей по отношению к утяжеленному баритом KCl-полимерному буровому раствору. По этой причине во время циркуляции с глубины 2186 м была отобрана и отправлена проба бурового раствора в центральную лабораторию ООО «КорТекс Сервисез» для подбора разжижителей утяжеленного KCl-полимерного раствора.
В качестве дефлокулянтов для лабораторных испытаний были выбраны следующие материалы торговых марок:
Desco CF – таниновый дефлокулянт, применяемый для контроля реологии пресных и минерализованных буровых растворов в условиях до 200 °С;
Окзил-СМ – модифицированный лигносульфонтный материал, содержащий в своем составе соли хрома и алюминия;
Flosperse 3018 CS и Lamsperse 300 – высокотемпературные синтетические полимеры на основе производных полиакриламидов и их замещенных;
ГКЖ-11Н – кремнийорганическая гидрофобизирующая жидкость;
НМН-500 – композиционный состав производных солей нафтеновых кислот;
NeoInvert GF – гидрофобизирующая добавка – ПАВ на основе производных высших жирных кислот и их амидов.
Рассматриваемые в статье материалы принадлежат четырем группам:
- модифицированые природные разветвленные полифенольные полимеры (Desco CF, Окзил-СМ);
- синтетические полимеры (Flosperse 3018, CS Lamsperse 300);
- кремнийорганическая (ГКЖ-11Н);
- замещенные органические кислоты и их соли (NeoInvert GF, НМН-500).
Если разжижающий эффект синтетических полимеров и кремнийорганических соединений известен широко, то дефлокулирующее действие замещенных органических кислот в литературе упоминается редко. В статье авторы Азербайджанского государственного университета нефти [7] отмечают разжижающую способность сульфированного остатка нафтеновых кислот, а в патенте [8] группой авторов компании ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» рассматривается раствор на углеводородной основе, в котором основными компонентами выступают литиевые и кальциевые соли нафтеновых кислот.
