Перевод полимерного калиевого бурового раствора на ингибированный лигносульфонатнокалиевый раствор

КУРБАНОВ Я.М.
ДФГУП ЗапСибБурНИПИ

Ен-Яхинская сверхглубокая параметрическая скважина СГ-7 заложена на западном крыле Ен-Яхинской структуры за пределами разведанных контуров нефтегазоносности в альтернативных геологических условиях по отношению к ранее пробуренной Тюменской  СТ-6.

Целью бурения скважины является изучение глубинного геологического строения северной части Западно-сибирской НГП и оценка перспектив нефтегазоносности триасовых и палеозойских отложений.

Верхние интервалы скважины - четвертичные, палеогеновые и меловые отложения являются наиболее изученными и представлены неустойчивыми пластичными глинами, осложненными до глубины 200 м наличием многолетнемерзлых пород; ниже разрез представлен преимущественным наличием глин, аргиллитов, алевролитов с прослоями песчаников.

Указанный разрез характеризуется пониженными градиентами пластовых давлений (от 1,0 до 1,15), наличием мощных толщ глин и аргиллитов, склонных к гидратационному набуханию и обвалообразованию.

Отличительной особенностью проводки интервалов бурения до глубины спуска первой и второй технических колонн диаметром 426 и 324 мм является необходимость длительного во времени обеспечения устойчивости ствола скважины диаметром 480 и 393,7 мм протяженностью более 1000 и 2000 м соответственно до их крепления.

Для проводки ствола скважины под кондуктор, первую и вторую промежуточные технические колонны использовался ингибированный полимерный калиевый буровой раствор плотностью 1,1-1,18 г/см³. Созданы устойчивые стволы с коэффициентом каверзности не более 1,02-1,03, что обеспечило спуск без осложнений кондуктора и обсадных колонн диаметром 508, 426 и 324 мм. Сокращение глубины спуска второй технической колонны до 3555 м (проектная глубина 3750 м) связано с не подтверждением прогнозного геологического разреза и существенным высоким фактическим пластовым давлением по отношению к прогнозному в отложениях тюменской свиты и ачимовских отложениях. Так отложения тюменской свиты характеризуются Ка =1,98 в отличие от Ка =1,48-1.52, предусмотренного проектом, что послужило основанием для усложнения конструкции скважины путем спуска дополнительной обсадной колонны диаметром 273 мм (третья техническая колонна) на глубину 3932 м и внесения существенных изменений в состав и свойства бурового раствора. Изменились также температурные условия по стволу скважины: на глубине 3930 м забойная температура достигла 125 °С вместо проектной 105 °С.

При прохождении этого интервала был последовательно осуществлен перевод ранее применяемого полимерного калиевого бурового раствора на ингибированный преимущественно лигносульфонатнокалиевый раствор с плотностью 2,10-2,11 г/см³.

Как и в верхних интервалах до 3555 м преимущественное наличие глиносодержащих пород потребовало использование флокулянта типа Праестол и акрилатов комбинированного действия - гипан, унифлок. Для регулирования фильтрационных и реологических свойств использовались известные лигносульфонаты и полисахариды, ингибирование обеспечивалось комплексом реагентов основного назначения в комбинации с калиевыми реагентами.

После крепления скважины 273 мм обсадной колонной на глубину 3932 м, дальнейшее углубление в тюменской свите предполагалось на плотности бурового раствора 1,75-1,82 г/см³, однако попытки снижения плотности ниже 2.06-2.08 г/см³ приводили к поступлению газа в скважину и разгазированию раствора.

С учетом особенностей параметрической скважины, значительный коммерческий и геологический интерес к нижележащим горизонтам, а также необходимость их детального изучения (комплекс ГИС, испытания, отбор керна) продиктовали значимость роли промывочного агента по сравнению с растворами, применяемыми в разведочном и эксплуатационном бурении.

При сравнении стоимостной составляющей буровых растворов в смете на строительство глубоких опорно-параметрических, разведочных и эксплутационных скважин, видно, что с глубиной значимость бурового раствора для опорно-параметрического бурения существенно растет в силу его многофункционального назначения и соответственно должны увеличиться и расходы на него.

С учетом этого разработаны основные требования, предъявляемые к буровым растворам для сверхглубокого параметрического бурения:

- формирование устойчивого ствола скважины и обеспечение его сохранности достаточно продолжительное время;

- обеспечение прохождения геофизических приборов для проведения требуемого комплекса ГИС и необходимой удерживающей и выносной способности выбуренной породы;

- минимальное воздействие на продуктивные пласты, подлежащие выделению геофизическими методами, испытанию и освоению;

- минимальные фрикционные свойства;

- необходимая термостойкость.

Таким образом, наши дальнейшие исследование были направлены на создание бурового промывочного агента, максимально отвечающего этим требованиям. Следует отметить, что некоторые из них взаимоисключают друг друга.

В связи с этим существенно изменился комплекс реагентов для синтеза раствора, изменилось также их соотношение для обработки (интервал 3932-6032 м).

С учетом прогнозных геологических данных по разрезу скважины они представлены юрскими отложениями: терригенные породы - глины, аргиллиты, алевролиты и мергели - составляют более 85 % разреза. Дальнейшее бурение скважины осуществлялось на утяжеленном лигносульфонатном полимерном ингибированном растворе.

Выбор состава и технологических свойств бурового раствора производился на основе методики оценки влияния бурового раствора (фильтрата) на разрушение горной породы. Методика, основанная на диффузионной теории разрушения в поле напряжения и позволяет спрогнозировать и управлять поведением ствола скважины во времени с учетом физико-химического состава бурового раствора путем оценки коэффициентов устойчивости и скорости разрушения ствола.

Выбор состава и технологических свойств бурового раствора производился на основе методики оценки влияния бурового раствора  на разрушение горной породы

Особенностью проводки интервала 3932-6032 м являются неоднократные проблемы с прохождением геофизических приборов в открытом стволе скважины диаметром 244,5 и 270 мм. Эти осложнения начались с глубины 4200 м. В первую очередь мы связываем это с высокотемпературной коагуляцией и пиковым повышением СНС бурового раствора. Эти трудности привели нас к переводу состава бурового раствора на преимущественно лигносульфонатный, снижая обработку полисахаридами и особенно акрилатами. Однако, анализируя легкие посадки инструмента и непрохождение приборов в интервалах 4200-4400 м, мы пришли к выводу, что формирование устойчивой плотной фильтрационной корки напротив продуктивных пластов, создающей установившийся гидродинамический баланс (не зависящий от СПО и других технологических операций) в системе «скважина-пласт» составляет от 30 до 40 суток, что приводило к нарушению графика и полноты геофизических работ в скважине.

Выполнение поинтервальных (плановых) геофизических исследований оказалось возможным только после закачки в нижнюю часть ствола скважины порции бурового раствора (500-1000 м) пониженной плотности (1,7-1,75 г/см³) соответственно с пониженными структурно-механическими и тиксотропными свойствами. Следует отметить, что опыт выполнения ГИС при таких плотностях бурового раствора на таких глубинах в условиях сверхвысоких температур (температура на глубине 6000 м составляет 178-180 °С) в России отсутствует.

В этих условиях важное значение также уделяли смазывающим свойствам бурового раствора, которые оценивались коэффициентом трения и липкостью фильтрационной корки. Для регулирования этих показателей рекомендована смазочная добавка на основе моноэтаноламиновой соли талового масла и производных многоатомных спиртов, которая помимо этого эффективно влияет на ингибирование и в сочетании с высокомолекулярными целлюлозными реагентами и лигносульфонатами из-за синергетического эффекта, снижает фильтрацию при высоких температурах. Кроме того, применяемая смазочная добавка препятствует вспениванию бурового раствора при обработке лигносульфонатами.

Таким образом, разработанный комплекс технологических решений и поинтервальные рецептуры бурового раствора обеспечили создание открытого ствола диаметром 270 мм, протяженностью более 2000 м и устойчивостью на протяжении нескольких месяцев. Очередной интервал скважины был закреплен четвертой технической обсадной колонной - «хвостовиком» диаметром 219 мм, установленным в интервале 3709-6031 м.

Особенностью дальнейшего углубления скважины в триасовых отложениях и ниже является необходимость значительного объема отбора керна, проведения испытаний пластов как в открытом стволе так и в колонне, а также значительный объем геофизических исследований сопряженной высокой температурой (180-215 °С) и плотностью бурового раствора, а также уменьшенными проходными зазорами прибора (номинальный диаметр ствола 190,5 мм).

В этой связи претерпели изменения состав и технологические свойства бурового раствора: он переведен на лигносульфатную основу с минимальным содержанием коллоидной (глинистой) фазы (3,5-4,0 %). Регулирование фильтрации производили высокомолекулярными эфирами целлюлозы, защищенными (ингибированными) от термической деструкции в сочетании с акриловыми сополимерами.

Управление реологическими параметрами осуществлялось совместной обработкой раствора лигносульфонатами и кремнийорганическими соединениями (метилсиликонатнатрия) в сочетании с эфирами целлюлозы и соединениями моноэтаноламиновой соли талового масла и производных многоатомных спиртов на основе эффекта синерезиса.

С глубины 6910-6920 м скважинной вскрыты эффузивные породы, представленные измененными (вспененными) базальтами. По состоянию на 20.09.04 г. забой скважины составляет 7075 м, выполняется полный комплекс геофизических исследований и отбор керна. Температура на забое 210 °С. По данным кавернометрии отклонения (увеличение) от номинального диаметра составляют 3-5 %.

Материалы международной конференции "Нефть и газ арктического шельфа - 2004"