Аспекты применения ингибирующего биополимерного бурового раствора при бурении боковых стволов на Южно-Приобском месторождении

Сервисные работы по реконструкции скважин методом ЗБС производились на Южно-Приобском месторождении, которое имеет геологические особенности, а именно, клинформенное строение с характерным перепадом структурных отметок достигающих 100 м по вертикали (рис.1). Горные породы группы продуктивных пластов АС 11, АС 12 представлены аргиллитами битуминозными с прослоями алевролитов, где глинистость доходит от 60 до 90 %, а также наличие неустойчивых аргиллитовых пропластков в интервале группы пластов АС 11, АС 12.

В процессе бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин, а также бурения боковых стволов к типичным осложнениям относятся сужение ствола скважины в результате набухания глинистых минералов группы пластов АС 11, АС 12, осыпи и обвалы стенок скважины в интервале группы пластов АС 12-3.5.

Дополнительно технологическими факторами, усугубляющими осложнения при бурении методом ЗБС являются максимальная интенсивность и набор зенитного угла при прохождении геологической кровли пласта; наибольший радиус проникновения фильтрата в поровые каналы пласта и гидравлическое воздействие нагнетательных скважин при бурении боковых стволов по уплотняющей сетке эксплуатируемого месторождения.

С целью недопущения осложнений при строительстве боковых стволов методом ЗБС специалистами были разработаны и внедрены в производство оптимальные составы буровых растворов, обеспечивающие безаварийную проводку ствола скважины и сохранение продуктивности пластов за счёт органоминерального ингибирования глин, консолидации и укрепления неустойчивых арглиллитов асфальтенами, предотвращения дифференциальных прихватов за счёт применения понизителей фильтрации, ПАВ, смазочных и антиприхватных добавок [1,2].

Для приготовления ингибирующего хлоркалиевого биополимерного бурового раствора Филиала «Западная Сибирь» ООО «Национальная Буровая Компания» в рецептурах используются химреагенты: ксантановый биополимер, крахмал, KCl, органический ингибитор глин ХБН, смазочные добавки, асфальтен Corel, бактерицид, NaOH, пеногаситель, Na2CO3, CaCO3 и известь [3].

Контроль технологических параметров ингибирующего биополимерного бурового раствора осуществлялся постоянно на соответствие требованиям ГТН (см. таблице 1).

Бурение интервала 2635-2870м. Зенитный угол ствола скважины 16,86-21,43 град, Р=115-155 атм, Q=14 л/сек., Nр=35 об/мин., Мр=3-4 кНм, ^46-55тн, v25-26 тн.

Обработка бурового раствора биополимером, органическим ингибитором ХБН, смазывающей добавкой, бактерицидом, KCl, крахмальным реагентом и NaOH.

Выход выбуренного шлама 90-130 л/ч.

На выходе: песчаник 10-20 %, алевролит 20 %, аргиллит 60-70 %.

Бурение интервала 2870-3139м Зенитный угол 60-85 град. Р=135-155 атм, Q=14 л/сек., Nр=35 об/мин, Мр=3-4 кНм, Обработка бурового раствора NaOH, биополимером, ХБН, смазывающей добавкой, крахмальным реагентом.

Выход шлама 90 л/ч. На выходе: песчаник 5-15 %, алевролит 15 %, аргиллит 70-80 %.

Бурение интервала 3139-3185м Зенитный угол 85 град. Р=155-175 атм, Q=14 л/сек. ^54 тн v28 тн. В интервале 3175-3180м, при расхаживании затяжка 8 тн. Повторная проработка интервала 3174-3185м.

При замере параметров зафиксированно снижение водородного показателя рН с 10,5 до 7,0, увеличение показателя фильтрации с 3,6 см3 /30 мин. до 8 см3 /30 мин.

Производилась обработка бурового раствора NaOH, крахмальным реагентом, известью и биополимером. Во время бурения интервала 3158-3185 м наблюдался небольшой приток с увеличением объёма бурового раствора на 1,5 м3. Выход шлама 90 л/ч. На выходе песчаник 5 %, алевролит 15 %, аргиллит 80 %.

Бурение интервала 3185-3243м.Выравнивание параметров бурового раствора V=302 м3, Р=165-185 атм, Q=14 л/сек., Nр=35 об/мин, Мр=4-6 кНм, ^60-62 тн, v24 тн. При бурении газ 0,8 %. Тз.=3228,98 м.

Угол=82,94. Аз.=181,22. На выходе: песчаник 35 %, алевролит 20 %, аргиллит 45 %. Обработка бурового раствора крахмальным реагентом, NaOH, ХБН и смазывающей добавкой (1,25 %). Проработка интервала: 3224-3243 м. Бурение интервала 3243-3360м Р=165-185 атм, Q=14 л/сек, Nр=35 об/мин, Мр=5-6 кНм, ^55 тн, v27 тн. При бурении зафиксировано газопроявление до 3 %. Дообработка бурового раствора крахмальным реагентом, содой, ХБН и смазывающей добавкой (1,5 %). Выход шлама 90-100 л/ч. На выходе: песчаник 85 %, алевролит 5 %, аргиллит 10 %.

Бурение интервала 3360-3485м.Р=160-180 атм, Q=14 л/сек, Nр=35 об/мин, Мр=4-6 кНм, ^59 тн, v27 тн. При бурении газ 0,8 %. Зенитный угол ствола скважины 90,72. Азимут 181,77. Выход шлама 90-100 л/ч. На выходе: песчаник 75 %, алевролит 10 %, аргиллит 15 %. Обработка бурового раствора NaOH, биополимером и смазочной добавкой (1,75-2,5 %). На глубине 3450 м прокачали вязкую пачку объёмом 4 м3 с УВ-117с, CaCO3-110 кг/м3. Увеличение шлама на выходе не наблюдалось. Бурение интервала 3485-3498м.Р=160-180 атм, Q=14 л/сек, Nр=35 об/мин, Мр=4-6 кНм ^64 тн, v27 тн. При бурении газ 0,4 %.

Выход шлама 90л/ч. На выходе: песчаник 70%, алевролит 10%, аргиллит 20%. Промывка ствола скважины с расхаживанием инструмента в V=120м3, Р=165атм, Q=14л/сек. Подъем КНБК. Сборка и спуск прорабатывающей компоновки. На глубине 3498 м прокачали вязкую пачку объёмом 4м3 с УВ-117с и CaCO3 110 кг/м3.

Увеличение шлама на выходе не наблюдалось. Спуск хвостовика производили без осложнений и посадок.

Выводы

1. Геологические и технологические особенности проводки ЗБС на Южно-Приобском месторождении состояли в том, что при бурении интервала 3140-3498 м зафиксировано газовое раскисление бурового раствора пластовым флюидом, снижение рН до 7,0 с увеличением показателя фильтрации. Для поддержания параметров бурового раствора согласно ГТН, производились обработки бурового раствора NaOH биополимером и крахмальным реагентом, осуществлялось органо-минеральное ингибирование глинистых минералов композицией ХБН и KCl.
2. Перед проведением СПО, после проработки интервала открытого ствола скважины с целью профилактики дифференциальных прихватов проводили обработку ингибирующего биополимерного бурового раствора смазочными и
3. Для успешной проводки бокового ствола на Южно-Приобском месторождении рекомендуется:
   • применение органо-минерального ингибирования глин ХБН + KCl при бурении глинистых отложений в условиях пластовой полиминеральной и газовой агрессии;
   • применение консолидирующих битуминозных химреагентов в интервалах активных, разупрочненных и неустойчивых глинистых отложениях;
   • постоянный контроль фильтрационных и структурно-реологических свойств бурового раствора при разбуривании кровли продуктивного пласта;
   • применение антиприхватных смазочных добавок и поверхностно — активных веществ с целью недопущения дифференциальных прихватов на границе «металл – порода».
   

Используемая литература

1. И.И.Дубов, Ю.А.Мотошин, Ю.Н.Мойса «Результаты промыслового применения органического ингибитора глин ХБН при бурении боковых стволов в неустойчивых отложениях // Нефтяное хозяйство, № 2, 2011. — С. 35
2. И.И.Дубов, Ю.Н.Мойса // Опыт бурения боковых стволов в неустойчивых глинистых отложениях на месторождениях Западной Сибири// Специализированный журнал «Бурение & Нефть», 2013. №3 С.42-43
3. И.И.Дубов, Н.Ю.Мойса, Ю.Н.Мойса // Механизм действия смазочных добавок при вскрытии продуктивного пласта // Научно-технический журнал «Нефть. Газ.Новации» 2016. №11, С.39- 43.

Текст: Илья Ильич Дубов, главный технолог Филиала ООО «НБК» «Западная Сибирь», Анатолий Леонидович Шалыгин, начальник ПТО Филиала ООО «НБК» «Западная Сибирь», Николай Юрьевич Мойса, к.т.н., заместитель директора по бурению ООО «НПО «Химбурнефть», Юрий Николаевич Мойса, к.х.н., директор ООО «НПО «Химбурнефть»

Главный офис: г. Иркутск, ул. Трактовая, 17В, тел.: (3952) 482-460, 482-462

Филиалы:
г. Новокузнецк, ул. Щорса, 7, т.: (3843) 200-388
г. Кемерово, ул. Ю. Двужильного, 4А т.: (3842) 900-388
г. Красноярск, ул. Полигонная, 10, тел./факс: (391) 273-71-81, 204-00-81

г. Улан-Удэ, ул. Строителей, 42, т.: (3012) 204-034г.
г. Усть-Илимск, Усть-Илимское шоссе, 8А/6, т.: (39535) 6-58-38, 6-57-33
г. Братск, Падунский р-н, Промполощадка, 1, т.: (3953) 371-372, 372-373
г. Усть-Кут, ул. Заречная, 45Б