Ключевые слова: прямая эмульсия, буровой раствор, углеводородная фаза, полимерный ингибитор.
Буровой раствор в цикле строительства скважины занимает важный технологический сегмент, выбор которого определяет качество строительства скважины. Среди различных систем растворов эмульсионные на основе обратной эмульсии считаются самыми эффективными, но в то же время и самыми дорогими. Растворы на углеводородной основе или РУО, как наиболее часто сокращенно называют эти системы, превосходят растворы на водной основе практически по всем показателям, и, проводя сравнение, проще перечислить их недостатки, к которым относятся: стоимость 1м3, дорогостоящие методы ГИС, экологическая составляющая и методы обращения с отходами бурения, дегазация в условиях газопроявления, повышение реологии при водо- и рапопроявлении.
В высокую стоимость 1м3 РУО основной вклад вносит углеводородная составляющая, содержание которой может варьироваться от 60 до 95 %. Природа РУО не позволяет снизить объемную долю углеводородной составляющей менее 60 %, что приводит к росту реологических показателей и последующей потере седиментационной стабильности.
Снижение стоимости раствора с углеводородной составляющей возможно путем применения прямой эмульсии, в которой объемное содержание углеводорода значительно меньше (15–45 %). Поскольку стабилизация прямых эмульсий представляет собой сложную задачу, их опытно-промышленное применение носит единичный характер.
Бурение скважин в Восточной Сибири сопряжено со вскрытием интервалов с высокой вероятностью поглощений бурового раствора. Литологический разрез представляет собой переслаивающиеся терригенные и хемогенные отложения с растворимой каменной солью и отличается низкими коэффициентами аномальности (менее 1,0). Применение соленасыщенных растворов на водной основе в данных геологических условиях создает высокую вероятность возникновения поглощений, поскольку плотность таких растворов составляет 1,20–1,23 г/см3. Поэтому для снижения рисков поглощения используют растворы на углеводородной основе РУО с плотностью 1,10 г/см3 и менее. В этих разрезах ключевая задача РУО, наряду с ингибированием и инертности к солям, это снижение плотности.
Снижение стоимости раствора с углеводородной составляющей возможно путем применения прямой эмульсии, в которой объемное содержание углеводорода значительно меньше (15–45 % объемн.). Поскольку стабилизация прямых эмульсий представляет собой сложную задачу, их применение носит единичный характер.
К технологическим вызовам прямой эмульсии следует отнести потерю седиментационной стабильности при высоком содержании углеводородной фазы, повышении температуры, минерализации, изменении рН.
Наряду с этим, при высоком содержании углеводородной фазы (выше 25 %) снижается вязкость при низких скоростях сдвига, что является важным фактором при очистке ствола скважины в горизонтальных участках и скважин большого диаметра.
Раствор на водной основе, каковым является прямая эмульсия, должен обеспечивать высокие ингибирующие свойства.
Ключевым реагентом прямой эмульсии является эмульгатор, определяющий поверхностное натяжение. Для решения этой задачи было найдено решение из двух эмульгаторов Поли Стаб и Полиойлчек БН. Разработана соленасыщенная прямая эмульсия (таблица 1) для бурения надсолевых, солевых и подсолевых интервалов.
Для скважин Восточной Сибири разработано два состава прямой эмульсии – соленасыщенный плотностью 1,05 и минерализованный 0,90 г/см3. Вода – основа раствора, щелочь – регулятор рН. В качестве структуробразователя и понизителя фильтрации использован биополимер и модифицированный крахмал. Хлористый натрий применен для соленасыщенного раствора, хлористый калий – для минерализованного низкой плотности. В качестве эмульгаторов использованы комплексы Поли Стаб и Полиойлчек Стаб БН, которые обеспечили как седиментационную устойчивость, так и реологические параметры при содержании углеводородной фазы эмульсии, масла «Полиойл Директ» 469 и 250 кг/м3 – для минерализованного и соленасыщенного раствора. Кислоторастворимый кольматант – мел. Полимерный ингибитор для нейтрализации коллоидной фазы, нейтрализатор углекислоты – окись магния, пеногаситель, бактерицид.
На стадии тестирования произвели оценку седиментационной устойчивости прямой эмульсии Полиойл Директ плотностью 0,90 и 1,05 г/см3 при температуре продуктивного пласта 13 ℃. Оценивали плотность верха и низа цилиндра ЦС через 24 ч и 48 ч. Отслоение не отмечено.
Устойчивость к загрязнениям Полиойл Директ плотностью 1,05 г/см3. Измерения реологических параметров производили при двух температурах пластовой температуры 13 ℃ и 20 ℃. Исходный раствор до загрязнения: реологические параметры соответствуют проектным значениям, пластическая вязкость менее 30 сПз, СНС1/10 33/43 дПа, Ф 1 мл. Загрязнение активным глинопорошком ПБМБ 50 кг/м3 приводит к незначительному увеличению структурно-реологических параметров, но даже незначительная дообработка эмульгаторов 1 кг/м3 показывает снижение пластической вязкости и СНС10.
Дополнительно загрязнение производили галитом – 70 кг/м3, гипсом – 20 кг/м3, углекислым газом, 0,7 МПа, 30 мин, цементом – 1,5 % к объему эмульсии, утяжеление мрамором – 300 кг/м3, рассолом КСl 1,05 г/cм3 – 30 % к объему эмульсии. Перечисленные загрязнения не приводят к существенным изменениям.
Возможность проведения электрических методов геофизических работ подтверждена измерениями проводимости и удельного сопротивления Полиойл директ плотностью 1,05 г/см3 и раствора плотность 0,90 г/см3. Сопротивление прямой эмульсии сопоставимо со значением растворов на водной основе.
Для исключения наработки коллоидной твердой фазы (МВТ) в системе применен полимерный ингибитор ПОЛИФЛОК. В отдельных методиках по оценке степени ингибирования системы показатель изменения МВТ используется как критерий степени ингибированности раствора после добавления в него глинопорошка. Так, калий, хлор и другие неорганические ингибиторы не способны снизить МВТ, а только замедляют его рост, и единственный способ в такой системе – это разбавление.
МВТ исходной глинистой суспензии составляет порядка 60 кг/м3, по мере увеличения концентрации содержания ингибитора Полифлок МВТ снижается и остается на уровне менее 10 кг/м3 после содержания свыше 1 %.
Таким образом, полимер Полифлок не только ингибирует наработку, но даже снижает МВТ, что выгодно отличает его от всех других известных ингибиторов.
Для понимания механизма снижения МВТ на лазерном анализаторе определили размер частиц. 6 % глинистой суспензии, средний размер составил 3 мкм. После добавления в эту глинистую суспензию 20 кг/м3 полимера Полифлок размер частиц увеличивается до 58 мкм. Таким образом, адсорбция полимера на коллоидных глинистых частицах нейтрализует МВТ, увеличивает их размер без коагуляции.
На двух скважинах Тас-Юряхского НГКМ применена система прямой эмульсии Полиойл Директ плотностью 0,90 и 1,10 г/см3. Скважина 1051 закончена, 1081 – на стадии бурения хвостовика. На скважине 1051 Полиойл Директ применен в интервалах: кондуктор 60–910 м, пилотный ствол – 2052 м, эксплуатационная колона – 2290 м при плотности 1,10 г/см3. Хвостовик – 3687 м при плановой плотности 0,90 г/см3. На стадии приготовления раствора использована вода с плотностью 1,01 г/см3. Фактическая плотность после приготовления составила 0,92 г/см3. Бурение хвостовика на первой скважине велось с управляемым давлением. При расчетной плотности 1,13 фактическая ЭЦП не превышала 1,05–1,06 г/см3. В процессе бурения наблюдались сложности работы всех четырех ступеней очистки. При бурении скважин не отменено критических отклонений от программных значений.
Выводы
Разработаны две системы прямой эмульсии Полиойл Директ для условий скважин Восточной Сибири – соленасыщенная и минерализованная с повышенным содержанием углеводородной фазы. Протестирована система Полиойл Директ по программе ПАО «Газпром» для условий Тас-Юряхского месторождения, подтверждена стабильность и соответствие свойств. Проведены опытно-промысловые испытания на двух скважинах с применением прямой эмульсии Полиойл Директ при бурении солевых отложений и минерализованой низкой плотности для вскрытия продуктивного пласта. Впервые пробурены скважины на прямой эмульсии низкой плотности с беспрецедентным содержанием углеводородной фазы, высокими значениями вязкости при низких скоростях сдвига.
