Ключевые слова: буровые растворы на водной основе, ступенчатая адаптация, термостойкие синтетические сополимеры, катионные ингибиторы, сверхглубокое бурение, Устюртский регион, HTHP-фильтрация, ингибирование сланцев.
Бурение сверхглубоких скважин в Устюртском регионе Республики Узбекистан относится к наиболее сложным задачам современной нефтегазовой отрасли. Геологический разрез представлен мощными терригенными толщами юрского и палеозойского возраста, где преобладают неустойчивые аргиллиты (до 65–90 % по разрезу), песчаники и алевролиты, склонные к интенсивным осыпям, обвалам и газопроявлениям. Забойные температуры достигают 215 °С, а давления в ряде интервалов сформированы зонами аномально высокого пластового давления (АВПД).
Основные осложнения включают потерю устойчивости стенок скважины в глинистых интервалах, рост реологических параметров раствора при высоких температурах, термическую деструкцию полимерных реагентов и выход газовых пачек. Эти факторы существенно повышают риск аварий и увеличивают сроки строительства.
Цель настоящей работы – детальный анализ опыта ступенчатой адаптации систем буровых растворов на водной основе, оценка эффективности перехода между типами систем и обоснование необходимости разработки нового поколения сверхтермостойких синтетических полимеров для обеспечения безаварийного бурения на глубинах 4300– 6500 м.
Геолого-техническая характеристика разреза
Геологический разрез скважин Устюртского региона характеризуется следующими основными интервалами (на основе типовой литолого-стратиграфической колонки):
-
0–600 м – верхнемеловые отложения (склонны к частичным поглощениям, кавернообразованию, осыпям);
-
600–2500 м – нижнемеловые, верхне- и среднеюрские отложения (высокая глинистость, осыпи, обвалы);
-
2500–4300 м – средне- и нижнеюрские отложения (АВПД, газоносность, неустойчивые аргиллиты);
-
4300–6000 м – нижнеюрские и палеозойские отложения (максимальные температуры и давления);
-
6000–6500 м – финальный интервал (высокая термическая нагрузка, плотные аргиллиты и песчаники).
Физико-механические свойства пород показывают высокую глинистость (60–70 %), абразивность и склонность к осыпям в юрских и палеозойских интервалах. Давления и температуры по разрезу возрастают нелинейно, достигая на забое 215 °С.
ТАБЛИЦА 1. Типовые интервалы колонн, диаметры, осложнения
Обзор существующих систем буровых растворов на водной основе и их ограничения в HTHP-условиях
Традиционные системы на основе хлорида калия и анионных целлюлозных полимеров (карбоксиметилцеллюлоза и полианионная целлюлоза) успешно работают до температуры около 150 °С. При дальнейшем повышении температуры происходит термодеструкция большинства полимерных реагентов, что приводит к резкому росту фильтрации, увеличению реологических параметров и потере ингибирующих свойств.
Термостойкие синтетические сополимеры (акриламидного и акрилатного типа) демонстрируют значительно лучшую стабильность в диапазоне 150–170 °С и выше. Они позволяют поддерживать низкие значения HTHP-фильтрации даже в высокосоленых и жестких рассолах.
Модифицированные катионные системы на основе четвертичных аммониевых полимеров обладают высокой ингибирующей способностью к аргиллитам и активным глинам. Однако они демонстрируют повышенную чувствительность к качеству воды для предварительной гидратации и несовместимость с анионной химией.
ТАБЛИЦА 2. Сравнительные характеристики систем буровых растворов на водной основе в HTHP-условиях
Как видно из таблицы 2, ступенчатая адаптация позволяет использовать каждую систему в ее оптимальном диапазоне: стандартные – для экономичности в верхних интервалах, синтетические сополимеры – для контроля фильтрации в переходной зоне, а модифицированные катионные – для максимальной стабилизации в наиболее сложных нижнеюрских и палеозойских отложениях.
Методика ступенчатой адаптации систем буровых растворов
Реализована концепция поэтапной смены типов растворов в зависимости от ожидаемой забойной температуры и литологии:
-
До 150 °С – стандартные ингибированные системы на основе хлорида калия и целлюлозных полимеров;
-
150–170 °С – термостойкие синтетические сополимеры акриламидного и акрилатного типа;
-
Свыше 170 °С – модифицированные катионные буровые растворы.
Все лабораторные и полевые испытания проводились в соответствии со стандартами API (RP 13B-1, Spec 13A). Контроль включал HTHP-фильтрацию, линейное набухание глин (Linear Swell Meter), фактор седиментации и термическое старение в вальцовых печах.
РИСУНОК 1. Блок-схема ступенчатой адаптации систем буровых растворов в зависимости от температуры и глубины
Результаты полевых испытаний и анализа эффективности
В интервалах до 4300 м стандартные ингибированные системы обеспечивали приемлемую стабильность ствола. Переход на термостойкие синтетические сополимеры в интервалах 4300–6000 м позволил удерживать HTHP-фильтрацию в пределах 12–25 мл/30 мин при температурах до 170 °С, минимизируя рост реологических параметров. Но возникали проблемы с термодеструкцией забойных пачек, а именно рост реологических характеристик и повышение фильтрационных показателей, требовавшее постоянных дополнительных обработок забойных пачек для сохранения реологии и фильтрационных свойств. В связи с этим возник вопрос о подборе систем, способных выдерживать агрессивные термические условия.
Было найдено решение – применение модифицированных катионных систем в наиболее сложных нижнеюрских и палеозойских интервалах (свыше 6000 м), что обеспечило высокую устойчивость стенок скважины даже при содержании глин до 90 % и плотности раствора 1,44–1,57 г/см³. Шлам осыпей значительно сократился, предотвращены обвалообразования, реологические параметры и фильтрационные показатели сохранялись при длительных остановках, запись всей геофизической информации собрана.
РИСУНОК 2. График изменения HTHP-фильтрации различных систем буровых растворов после термического старения при 170 – 220 °С
Обсуждение результатов
Опыт показал высокую эффективность ступенчатого подхода: каждый тип системы использовался в оптимальном для него температурном и литологическом диапазоне. Стандартные системы обеспечивают экономичность на верхних интервалах, термостойкие синтетические сополимеры – надежный контроль фильтрации в переходной зоне, а катионные системы – максимальную стабилизацию в наиболее неустойчивых терригенных толщах.
Вместе с тем выявлены ограничения. Катионные системы обладают высокой чувствительностью к качеству воды на стадии приготовления и несовместимостью с анионными реагентами и использование в качестве основного структурообразователя бентонитовой глины. Для температур 170–215 °С требуется параллельное развитие нового поколения синтетических сополимеров с улучшенной термостабильностью, универсальностью и меньшей требовательностью к полевым условиям.
Заключение и направления дальнейших исследований
Ступенчатая адаптация систем буровых растворов на водной основе позволила успешно преодолеть неустойчивые горизонты Устюртского региона при сверхглубоком бурении. Применение комбинации термостойких синтетических сополимеров и модифицированных катионных ингибиторов обеспечило приемлемую стабильность ствола, контроль фильтрации и реологии в условиях до 215 °С.
Тем не менее для стабильной работы при максимальных температурах и давлениях необходим технологический прорыв – создание сверхустойчивых синтетических полимерных систем, лишенных недостатков текущих поколений (термодеструкция, чувствительность к солям и совместимости). Перспективными направлениями являются разработка гибридных полимеров, комбинирование с наночастицами и оптимизация катионно-анионных взаимодействий.
Авторы выражают признательность специалистам компании «Химпром» (г. Пермь) И. Важенину и Р. Кожевникову за содействие и приглашение к участию в конференции для обмена практическим опытом.
Литература
1. API RP 13B-1. Recommended Practice for Field Testing Water-based Drilling Fluids. 5th ed. Washington, D.C.: API, 2019.
2. Davoodi S. et al. Synthetic polymers: A review of applications in drilling fluids // Petroleum Science. – 2024. (или 2023 версия).
3. Liu L. et al. Synthesis of a new high temperature and salt resistant filtrate reducer for water-based drilling fluid // Colloids and Surfaces A. – 2022.
4. Abbas M.A. et al. A critical parametric review of polymers as shale inhibitors in water-based drilling fluids // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. Vol. 204. 108745.
5. Beg M. et al. Shale inhibition by low-molecular-weight cationic polymer in water-based mud // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2019. Vol. 9. P. 1995–2007.
6. Zheng W. et al. Impact of polymer addition on rheological properties of polymer-based drilling fluid under HTHP // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019
