Регулирование параметров бурового раствора для снижения риска прихвата на месторождениях Балыкской группы

Основным видом осложнений на месторождении Балыкской группы является прихват бурового инструмента ввиду особенностей горной породы, поэтому разработка мер по недопущению данного осложнения является обязательной, причем как со стороны бурового подрядчика, так и со стороны подрядчиков по буровым растворам.

Ключевые слова: буровой раствор, буровой инструмент, исходный буровой раствор, эксплуатационная колонна, Балыкская группа, Средне-Балыкское месторождение.

Рассматривая бурение наклонно-направленных скважин на Средне-Балыкском месторождении, глубиной до 3000–3200 м, а именно при бурении скважины под эксплуатационную колонну, инженером по буровым растворам до вскрытия кровли Алымской свиты доводится содержание карбоната кальция до концентрации не менее 60 кг/м³ путем обработки бурового раствора микрокальцитом на исходный раствор и производится обработка бурового раствора сульфированным битумом САФ СДГ с доведением концентрации не менее 12 кг/м³. Данные концентрации необходимо поддерживаются до достижения проектного забоя.

Также в процессе бурения через каждые 200–300 м проходки и при первых признаках недостаточной очистки ствола скважины от выбуренной породы, производится прокачка пачки ВВП (на основе исходного раствора и ввода Реопак В) с контролем выносимого шлама на виброситах, с приемом в отдельную емкость. При этом возможна корректировка интервалов прокачки пачек исходя из фактического состояния ствола скважины и выносу шлама.

При первых признаках прилипания инструмента производится прокачивание кольматационной пачки с повышенным содержанием смазки с приёмом в рабочую емкость. Пачка готовится на основе исходного бурового раствора с кольматантом Микрокальцит (производится доведение плотности пачки, превышающей плотность исходного бурового раствора на 0,02 г/см³), а также смазывающей добавки Бурфлюб (при этом доводится содержание смазки пачки до 5 %). Само бурение под эксплуатационную колонну осуществляется с режимом на расход 36–40 л/с, а при превышении давлении более 250 атм. расход необходимо снизить, но не менее 36 л/с. Промывки осуществляются при максимально возможном расходе. При достижении проектной глубины, ствол скважины промывается в количестве 1,5–2 цикла, при одновременном выравнивании параметров бурового раствора до проектных. Так же происходит проверка хождения веса инструмента и моменты сравниваются с расчетными. В случае, если значения весов и моментов не превышают расчетные, производится бурение до проектной глубины. При завышающих значениях параметров режима бурения, производится подъем КНБК для проведения ГИС АКЦ кондуктора и смены КНБК, с проработкой мест затяжек бурового инструмента до свободного хождения.

Теперь рассмотрим бурение скважин на Мало-Балыкском месторождении, где так же, как и на Средне-Балыкском месторождении, преобладают наклонно-направленные скважины. Как уже говорилось ранее, во избежание аварий и осложнений, все работы, связанные с бурением скважины, осуществляются в строгом соответствии с проектной документацией на скважину и технологическими регламентами, в рамках Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности и законов Российской Федерации.

Для сокращения рисков высокой наработки раствора твердой фазой, а также для обеспечения безаварийного строительства интервала под 245 мм ОК, инженер по буровым растворам поддерживает концентрацию гидрофобизирующей добавки Бурфоб не менее 2.2 кг/м³ и концентрацию Детергент Н не менее 1 кг/м³.

Во время бурения интервала под кондуктор, в зависимости от глубины кондуктора, проводится промежуточная промывка в объеме 1,5–2 циклов, после чего, при достижении проектной глубины кондуктора, следует промывка в объеме 2-х циклов. По окончании промывки ствола скважины, начинается подъем КНБК на определенную высоту (в зависимости от глубины кондуктора) и промывка скважины в объеме 1 цикла, после чего в компоновку низа бурильной колонны включается калибратор спиральнолопастной и последующий спуск на забой.

По окончании бурения ствола скважины под кондуктор и последующего спуска обсадной колонны 245 мм, производится бурение под эксплуатационную колонну. При бурении скважины под эксплуатационную колонну, через каждые 200–300 м проходки, а также при первых признаках недостаточной очистки ствола скважины от выбуренной породы, инженеру по буровым растворам необходима подготовка и дальнейшая прокачка пачки ВВП (на основе исходного раствора и ввода Камеди или Реопак В) в объеме 6–8 м³ с условной вязкостью не менее 90 сек (по Маршу) с контролем выносимого шлама на виброситах, с приемом в отдельную емкость, а так же необходима корректировка прокачки ВВП по фактическому состоянию ствола скважины и выносу шлама.

Кроме того, за 50–60 м до вскрытия кровли Алымской свиты производится технологическая промывка скважины в течении 1,5–2 циклов, при наличии значительного количества шлама до полного его вымыва с прокачиванием ВВП с контролем характера выносимого шлама на ситах. Прокачку пачки ВВП необходимо проводить на максимально возможной производительности буровых насосов при интенсивном расхаживании бурового инструмента.

Таким образом, регулируя основные параметры бурового раствора с использованием таких добавок, как Бурфоб, Реопак В и прочих, можно значительно снизить риск возникновения прихвата бурового инструмента, так как от качества бурового раствора зависит дальнейшее строительство скважины.

Литература:

1. Инструкция по классификации, расследованию и учету аварий при бурении скважин на нефть и газ. — М.: ВНИИОЭНГ, 1979. — 26 с.
2. Пустовойтенко И. П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении. — М.: Недра, 1988. — 279 с.
3. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. — М.: Госгортехнадзор России, 1993. — 104 с.
4. Винниченко В. М., Гончаров А. Е., Максименко Н. Н. Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при бурении разведочных скважин. — М.: Недра, 1991. — 170 с.
5. Технологические мероприятия по снижению аварийности и осложнений при строительстве нефтяных и газовых скважин. — ООО «РН-Юганскнефтегаз», 2016.