Разработка рецептур буровых растворов для бурения скважин на Самотлорском нефтегазоконденсатном месторождении



При бурении скважин на нефтяных и газовых месторождениях важнейшим фактором достижения успеха является подбор оптимального по составу бурового раствора. Сложность данного процесса состоит в том, что рецептура подбирается индивидуально для объектов месторождений, так как каждое месторождение имеет отличающееся геологическое строение и состав горной породы. Применение буровых растворов, контроль и регулирование их свойств является материально и трудно затратным делом, их приготовление требует значительных денежных средств, а механическая очистка временных затрат.

Буровые растворы имеют широкий диапазон функций, они могут удалять разрушенную горную породу при бурении на поверхность земли, охлаждать буровой инструмент, передавать свою гидравлическую энергию забойному двигателю турбобура, способствуют разрушению горной породы при подаче под высоким давлением через отверстия в долоте, в целом позволяют повышать качество буровых работ.

В результате своей индивидуальной рецептуры приготовления свойства буровых растворов определяют по различным параметрам, в которые входят: плотность, вязкость, статическое напряжение сдвига, динамическое напряжение сдвига, водоотдача, pH и другие характеристики.

Актуальность данной темы исследования обусловлена тем, что при качественном подборе рецептуры бурового раствора решаются определяющие эффективность процесса бурения технико-экономические показатели и качество вскрытия продуктивного пласта на Самотлорском НГКМ.

Требования к параметрам и рецептуре буровых растворов

Состав и свойства бурового раствора должны быть такими, чтобы могли обеспечить лучшие технико-экономические показатели бурения скважины. При этом, важно брать во внимание основные технологические требования ограничений. Основные требования к буровым промывочным жидкостям регламентируются «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», из которых можно выделить основные положения:

– облегчение разрушения породы породоразрушающим инструментом или, по крайней мере, не затруднять процесс разрушения и удаления обломков с поверхности забоя;

– не ухудшать фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта;

– не вызывать коррозию бурового оборудования и инструмента;

– обеспечение получения достоверной геолого-геофизической информации при бурении скважины;

– не разрушать и не нарушать прочность горной породы в стенках скважины, сохраняя ее номинальный диаметр;

– должны быть устойчивыми к изменению термобарических условий;

– должны быть экономичными с точки зрения скорости проходки;

– обладать высокими показателями защиты к требованиям пожаровзрывоопасности.

Поскольку в процессе бурения скважин на Самотлорском месторождении возможны осложнения в виде частичного поглощения бурового раствора в районах палеогеновых и меловых отложений рекомендуется предусмотреть запас бурового раствора не менее двух объемов скважины. Для предотвращения негативного воздействия буровой промывочной жидкости на продуктивность пластов необходимо осуществление тщательной очистки буровой промывочной жидкости от выбуренной породы (шлама) и контроль за параметрами промывочной жидкости для предотвращения вредного влияния на проницаемость призабойной зоны продуктивных пластов. Газонефтеводопроявления (ГНВП) в процессе бурении возможны при снижении гидростатического давления из-за недолива жидкости в скважину либо снижения плотности бурового раствора, заполняющего скважину ниже допустимой величины. При бурении возможны и прихваты бурильной колонны, а также сужение ствола скважины за счет разбухания глин из-за некачественного подбора состава бурового раствора.

Раствор для бурения под направление

Для бурения направления диаметром 324 мм в интервале до 80 м применяется рецептура на основе глинистого раствора, примененного на соседней скважине или заново приготовленный буровой раствор. Раствор должен быть приготовлен на пресной воде, щелочность которой необходимо увеличивать с помощью каустической соды, при этом добавляя бентонитовый материал для повышения вязкости. В таблице 1 представлены рекомендуемые параметры бурового раствора при бурении направления.

Таблица 1

Рекомендуемые параметры бурового раствора при бурении направления

Параметры	Единицы измерения	Значения
Плотность	кг/м 3	1160
Условная вязкость (УВ)	сек.	70–90
Водоотдача	см 3 /30 мин.	8
СНС1	дПа	30
СНС10	дПа	38
Водородный показатель (pH)		8–9

Усредненная рецептура приготовления бурового раствора для бурения под направление представлена в таблице 2.

Таблица 2

Усредненная рецептура приготовления бурового раствора для бурения под направление

Реагент	Назначение	Масс. %
Бентонит ПБМА	Образование коллоидной структуры бурового раствора	6.2–7.0
Гипан	Регулирование вязкости и структурно-механических свойств	0.20–0.35
Кальцинированная сода	Удаление ионов Са++ при разбуривании цементного стакана	0.1–2.0
Каустическая сода	Регулятор рН раствора	0.2–0.6
Камцел ПАЦ-ВВ	Загуститель и понизитель фильтрации	0.435
Камцел ПАЦ-СВ	Загуститель и понизитель фильтрации	0.1–0.4
Лубриол	Смазочная добавка	1
АЛС	Понизитель вязкости и фильтрации	0.2–0.4
ПЭС	Пеногаситель	0.1–0.3
Пресная вода	Дисперсная среда	Оставшаяся часть

Раствор для бурения под кондуктор

Для бурения кондуктора диаметром 245 мм в интервале до 850 м применяется рецептура на основе полимерглинистого раствора, примененного на предыдущем интервале или заново приготовленный буровой раствор. Очистка раствора осуществляется с помощью вибрационных сит.

Анализируя геологический разрез пород Самотлорского НГКМ можно сделать вывод о том, что в интервалах вскрытия при бурении кондуктора в основном залегают пески и глины и в связи с этим главной проблемой при бурении будет являться опасность осыпей и обвалов стенок скважины.

Так как главной проблемой при бурении кондуктора является укрепление стенок ствола скважины, необходимо придерживаться максимальной скорости проходки и применять буровой раствор расчетной плотности и повышенной вязкости. При этом буровой раствор должен обладать хорошим свойством коркообразования, небольшой водоотдачей, сильными ингибирующими и смазывающими свойствами.

Буровой раствор предлагается обработать реагентом ГИПАН для регулирования реологических параметров и фильтрационных свойств, который хорошо защищает буровой раствор от агрессивного воздействия минерализации, а также высоких температур. В таблице 3 отображены рекомендуемые параметры бурового раствора при бурении под кондуктор.

Таблица 3

Рекомендуемые параметры бурового раствора при бурении под кондуктор

Параметры	Единицы измерения	Значения
Плотность	кг/м 3	1160–1180
Условная вязкость (УВ)	сек.	45–60
Водоотдача	см 3 /30 мин.	8
Пластическая вязкость	сПз	20
Динамическое напряжение сдвига (ДНС)	дПа	73–130
СНС1	дПа	27–72
СНС10	дПа	58–120
Водородный показатель (pH)		9–10

Для достижения необходимых характеристик и параметров свойств бурового раствора рекомендуется соблюсти рецептуру приготовления, представленную в таблице 4.

Таблица 4

Усредненная рецептура приготовления бурового раствора для бурения под кондуктор

Реагент	Назначение	Масс. %
Бентонит ПБМА	Образование коллоидной структуры бурового раствора	6.2–7.0
Гипан (гидролизованный полиакрилонитрил)	Регулирование вязкости и структурно-механических свойств	0.30–0.75
Кальцинированная сода	Удаление ионов Са++ при разбуривании цементного стакана	0.1–2.0
Каустическая сода	Регулятор рН раствора	0.2–0.6
Камцел ПАЦ-ВВ	Загуститель и понизитель фильтрации	0.435
Камцел ПАЦ-СВ	Загуститель и понизитель фильтрации	0.1–0.4
КМЦ-600	Повышение вязкости, снижение водоотдачи	0.1
ФК-2000	Смазывающая добавка	0.2
Бентонит ПБГ	Утяжеление	до необходимой плотности
Пресная вода	Дисперсная среда	Оставшаяся часть

Раствор для бурения под эксплуатационную колонну

Для бурения эксплуатационной колонны диаметром 178 мм в интервале проектного вскрытия колонной продуктивного пласта рекомендуется приготовить свежий раствор с применением инкапсулирующего полимера Optima либо аналогичного типа полимера. Очистку бурового раствора необходимо осуществлять комплексом очистного оборудования по замкнутому циклу.

При выполнении работ по бурению интервала эксплуатационной колонны на участках набора зенитного угла рекомендуется увеличение в составе бурового раствора концентрации полимеров и смазочных добавок для снижения силы трения бурильного инструмента и облегчения проводки ствола скважины. Также, особое внимание следует уделять таким характеристикам бурового раствора, как плотность, водоотдача, вязкость и следить за состоянием ствола скважины. В интервалах, где стенки скважины имеют прочную структуру, допускается снижение плотности бурового раствора с целью увеличения скорости проходки. В таблице 5 представлены рекомендуемые параметры бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну.

Таблица 5

Рекомендуемые параметры бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну

Параметры	Единицы измерения	Значения
Плотность	кг/м 3	1120
Условная вязкость (УВ)	сек.	40–55
Водоотдача	см 3 /30 мин.	6–8
Пластическая вязкость	сПз	15
Динамическое напряжение сдвига (ДНС)	дПа	60–100
СНС1	дПа	15–24
СНС10	дПа	24–96
Водородный показатель (pH)		8,5–9,5

При первичных признаках газонефтеводопроявлений (ГНВП) допускается возможность увеличения удельного веса бурового раствора до 1240–1260 кг/м ³ .

Усредненная рецептура приготовления бурового раствора для бурения под эксплуатационную колонну представлена в таблице 6.

Таблица 6

Усредненная рецептура приготовления бурового раствора под эксплуатационную колонну

Реагент	Назначение	Масс. %
Бентонит ПБМА	Образование коллоидной структуры бурового раствора	2–3
Полимер Optima	Ингибитор глин, понизитель фильтрации	0,3–0,5
Кальцинированная сода	Удаление ионов Са++ при разбуривании цементного стакана	0,1–0,5
Каустическая сода	Регулятор рН раствора	0,1–0,5
Камцел ПАЦ-ВВ	Загуститель и понизитель фильтрации	0,2
Камцел ПАЦ-СВ	Загуститель и понизитель фильтрации	0,2
Лубриол	Смазочная добавка	1
АЛС ТУ	Понизитель вязкости и фильтрации	0,2–0,3
Пеногаситель ПЭС	Пеногаситель	0,1
Пресная вода	Дисперсная среда	Оставшаяся часть

Раствор для бурения под эксплуатационную колонну

При бурении под хвостовик эксплуатационной колонны рекомендуется приготовить свежий безглинистый биополимерный буровой раствор типа Flo-Pro NT либо Baradrill-N либо аналогичный тип бурового раствора.

Перед бурением горизонтального интервала необходимо выполнить комплекс работ связанных с приготовлением емкостей к заготовке раствора (промывка и чистка). Вода затворения/разбавления раствора должна обязательно испытываться на содержание хлоридов, жесткость, рН. Разбуривание башмака и оснастки 178 мм колонны рекомендуется производить на растворе, оставшимся от бурения предыдущего интервала, с циркуляцией в обход рабочих емкостей через центральную систему грубой очистки (ЦСГО). Очистку бурового раствора рекомендуется осуществлять комплексом очистного оборудования по замкнутому циклу.

Рецептура бурового раствора должна быть подобрана для обеспечения характеристик, представленных в таблице 7.

Таблица 7

Рекомендуемые параметры бурового раствора при бурении под хвостовик

Параметры	Единицы измерения	Значения
Плотность	кг/м 3	1080
Условная вязкость (УВ)	сек.	50–60
Водоотдача	см 3 /30 мин.	5
Пластическая вязкость	сПз	10–15
Динамическое напряжение сдвига (ДНС)	дПа	120–215
СНС1	дПа	67–89
СНС10	дПа	77–96
Водородный показатель (pH)		9–10

Таким образом разработанные составы буровых растворов для бурения под направление, кондуктор, эксплуатационную колонну и хвостовик должны обеспечивать:

– небольшую вязкость и низкое поверхностное натяжение на границе с горными породами;

– обладание стабильными показателями технологических свойств;

– химическую нейтральность по отношению к разбуриваемой горной породе;

– минимальную концентрацию глинистых частиц;

– в целом, оптимальный режим выноса бурового шлама с забоя, предотвращая прихваты, обвалы и обладая хорошей смазывающей способностью.

Разработанные составы буровых растворов могут быть рекомендованы для бурения пластов Самотлорского месторождения, а также для месторождений Западной Сибири с аналогичным геологическим строением.

Литература:

1. Булатов, А. И. Буровые промывочные и тампонажные растворы / А. И. Булатов, П. П. Макаренко, Ю. М. Проселков. — Москва: Недра, 1999. — 424 c. — Текст: непосредственный.
2. Овчинников, В. П. Буровые и промывочные растворы / В. П. Овчинников, Н. А. Аксенова. — Тюмень: Экспресс, 2011. — 309 c. — Текст: непосредственный.
3. Третьяк, А. Я. Буровые промывочные жидкости / А. Я. Третьяк, О. В. Савенок, Ю. М. Рыбальченко. — Санкт-Петербург: Информационно-издательское агентство «ЛИК», 2014. — 374 c. — Текст: непосредственный.