CC BY
108
УДК. 622.24
АНАЛИЗ ПРИЧИН ВОЗНИКНОВЕНИЯ ПРИХВАТОВ НА ВАНКОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ПРИ БУРЕНИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ХЛОРКАЛИЕВОГО РАСТВОРА
Ю.С. Давыдов1, Т.А. Редкин2, В.Ю. Гришковец3, Л.В. Николаева4, А.В. Карпиков5
Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Рассмотрены мероприятия по предупреждению осложнений при бурении глубоких скважин, основные причины прихватов бурильных труб и скважинных приборов при бурении скважин на Ванкорском месторождении, способы их ликвидации, а также результаты исследований при заложении профилей скважин и выборе бурового раствора.
При проводке скважин на рассматриваемом месторождении наблюдается два типа прихватов бурильных или обсадных труб - дифференциальный и механический.
Дифференциальные прихваты происходят, когда колонны труб при вскрытии проницаемых пластов остаются на длительное время в неподвижном состоянии. Они ликвидируются применением соответствующего бурового раствора - в основном используется ингибированный хлоркалиевый раствор. Для предупреждения осложнений такого типа необходимо соблюдать правила углубления скважин в проницаемых породах, не оставлять инструмент без движения.
Механические прихваты характеризуются заклиниванием колонны труб при спуско-подъемных операциях. Они более опасны, т.к. возникают внезапно в стволах скважин при бурении глинистых пород. На Ванкорском месторождении имеются прослои таких пород. Необходимо изучить состав этих пород и подобрать систему бурового раствора. Компания MISWACO рекомендует состав раствора, приведенный в статье. Лабораторными исследованиями показаны его высокие ингибирующие свойства.
Анализ показал, что при больших углах встречи ствола со слоистостью пород также происходит нестабильность покрышек. В таких случаях необходимо увеличивать плотность бурового раствора. Проанализированы условия возникновения прихватов путем сравнения параметров безаварийных и аварийных скважин. Представлена диаграмма углов и азимутов для каждой группы скважин, на которой выделены наиболее опасные с точки зрения нестабильности стенок скважины и наименее опасные интервалы этих параметров.
Таким образом, при проектировании сети скважин необходимо проводить геомеханические исследования для корректного заложения профилей скважин и подбирать оптимальную рецептуру бурового раствора для каждого конкретного месторождения.
Библиогр. 3 назв. Ил. 1. Табл. 2.
Ключевые слова: осложнения при бурении; аварии при бурении; прихват бурового инструмента.
ANALYSIS OF STICKLING OCCURRENCE CAUSES AT VANKOR FIELD WHEN DRILLING WITH THE USE OF POTASSIUM CHLORIDE MUD
Yu.S. Davydov, T.A. Redkin, V.Yu. Grishkovets, L.V. Nikolaeva, A.V. Karpikov
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
Давыдов Юрий Сергеевич, аспирант кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405278, e-mail: [email protected]
Davydov Yuri, Postgraduate student of the Department of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405278, e-mail: [email protected]
2Редкин Тарас Анатольевич, аспирант кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405278, e-mail:[email protected]
Redkin Taras, Postgraduate student of the Department of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405278, e-mail:[email protected]
3Гришковец Вячеслав Юрьевич, аспирант кафедры нефтегазового дела, тел.: 89135244811, e-mail:
Grishkovets Vyacheslav, Postgraduate student of the Department of Oil and Gas Business, tel.: 89135244811, e-mail: [email protected]
Article discusses the measures on complication prevention when drilling deep wells and considers the basic reasons for sticking of drill pipes and downhole tools under drilling boreholes at Vankor field, their elimination methods, as well as the results of the studies under the foundation of well profile and drilling mud selection.
Two types of drill casing stickling are distinguished in the discussed field when drilling holes: they are differential and mechanical.
Differential sticking occurs when in the process of permeable formation drilling the pipe string remains stationary for a long time. The stickling can be eliminated by using a suitable drilling fluid. Inhibited potassium chloride mud is generally used. To prevent complications of this type it is necessary to comply with the rules of well deepening in permeable rocks by not leaving the tool idle.
Mechanical stickling are characterized by pipe string wedging under put-out-of-hole operations. They are more dangerous, since they occur suddenly in boreholes when drilling argillaceous rocks. Interstratified layers of such rocks are present in Vankor field. It is necessary to study this rock composition and select the corresponding drilling mud system. MISWACO Company recommends the composition of the drilling fluid given in this article. Laboratory studies prove its high inhibitory properties.
Analysis showed that cap rock instability occurs at high angles of borehole contact with rock stratification. In this case, it is necessary to increase drilling fluid density. The conditions of sticking occurrence are analyzed by comparing the parameters of trouble-free and emergency wells. The article introduces the diagram of angles and azimuths for each group of wells indicating the intervals of parameters that are the most dangerous in terms of borehole wall instability and the least dangerous ones.
Thus, when designing a network of wells it is advisable to carry out geochemical studies for correct well profile drilling and selection of the optimum formulation of a drilling fluid for each specific field.
3 sources. 1 figure. 2 tables.
Key words: drilling complications; drilling accidents; drilling tool stickling.
Одними из самых распространенных и дорогостоящих видов осложнений при проходке скважины являются прихваты бурильных или обсадных труб. Под прихватом понимается потеря подвижности колонны труб или сква-жинных приборов, которая не восстанавливается даже после приложения к ним максимально допустимых нагрузок с учетом запаса прочности материала.
На Ванкорском месторождении большая часть аварий также связана с прихватами бурильного инструмента, которые можно разделить на два основных типа - дифференциальные и механические прихваты.
Дифференциальный прихват возникает вследствие оставления колонны труб в неподвижном состоянии на определенное время, в течение которого поверхность труб соприкасается с фильтрационной коркой, постепенно уплотняющейся и принимающей на себя дей-
ствие перепада давления.
Опыт бурения на Ванкорском месторождении показывает, что дифференциальные прихваты при применении хлоркалиевого раствора легко ликвидируются стандартными методами: установкой облегченных ванн, расхажива-нием, встряхиванием.
К дифференциальным прихватам можно отнести прихваты на скважинах 312-1, 122-5, 366-3. Причиной всех дифференциальных прихватов на Ван-корском месторождении стало длительное оставление инструмента без движения при первичном вскрытии проницаемых участков. Так, на скважине 312-1 инструмент находился без движения 7 мин, на скважине 122-5 произошло увеличение проходки свыше 100 м/час и не было ограничено, на скважине 366 инструмент оставался без движения 12 мин. Следует отметить, что все эти прихваты были без труда ликвидированы.
4Николаева Людмила Васильевна, кандидат технических наук, доцент кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405659, e-mail: [email protected]
Nikolaeva Lyudmila, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405659, e-mail: [email protected]
5Карпиков Александр Владимирович, кандидат технических наук, доцент кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405659, e-mail: [email protected]
Karpikov Alexander, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405659, e-mail: [email protected]
Для предупреждения осложнений такого типа необходимо строго соблюдать правила углубления скважины в проницаемых породах: ограничивать скорость проходки при вскрытии проницаемых участков для выравнивания давлений в пласте и на забое, не оставлять инструмент без движения на длительное время.
Механический прихват обусловлен заклиниванием колонны труб при движении (спуск, подъем, вращение). Он представляет гораздо большую опасность, т.к. возникает внезапно и его очень трудно спрогнозировать. Причиной такого прихвата на Ванкорском месторождении являются:
-нестабильность ствола скважины в интервале покрышки пласта Нх3-4; -крайне сложные профили скважин.
Большие отходы интенсивности искривления по углу и азимуту, не сопоставляемые с распределением полей напряжений в неустойчивых породах, приводят к значительным нагрузкам на инструмент, сложному профилю скоростей промывочной жидкости в стволе скважины, инициации осыпания глинистых отложений.
Поскольку профили скважин продиктованы проектом разработки, необходимо разрабатывать и строго следовать мероприятиям по проводке скважины в условиях высокой интенсивности искривления. Эти мероприятия должны включать регламенты на действия в случае возникновения затяжек/посадок при бурении и СПО и подготовки ствола скважины к спуску обсадной колонны.
Однако, если имеются признаки нестабильности ствола скважины, эти мероприятия не помогут справиться с осложнением, пока не будет устранена их причина.
На Ванкорском месторождении можно выделить два интервала нестабильных отложений. Это глинистые покрышки яковлевской и нижнехетской свит. Немаловажное значение в снижении прихватоопасных ситуаций, связан-
ных с неустойчивыми нижнехетскими аргиллитами, имеет понимание природы этих пород и подбор оптимальной системы промывочной жидкости. В настоящее время компанией MISWACO по результатам целого ряда лабораторных анализов показана относительно низкая реактивность глинистых минералов нижнехетской покрышки и их чувствительность к переменным деформациям. Именно по этим результатам рекомендовано осуществление мероприятий по обеспечению низкой фильтрации в забойных условиях с использованием специализированных антифильтрационных микрокальматантов и средний уровень ингибирования хлористым калием для раствора на водной основе (табл. 1).
Поскольку данные отложения представлены довольно молодыми глинами, чувствительными к набуханию, для бурения интервалов скважины по этим породам и был предложен хлорка-лиевый раствор. Плотность раствора принята равной 1,25 г/см , исходя из анализа осложнений при бурении разведочных скважин. Это позволило бы предупредить обвал пород дорожков-ской свиты и поступление газа в раствор, а также сохранить стабильность покрышки яковлевского продуктивного горизонта.
Однако на практике вопреки рекомендациям удельный вес раствора на этом интервале был ограничен величиной 1,12 г/см3, указанной в ГТН. В результате, при бурении дорожковской свиты получили мощное газовыделение (до 40% газа в растворе). В связи с этим было произведено утяжеление раствора, но после прохождения проблемного интервала было решено произвести сброс плотности до прежней величины. Это привело к постоянным затяжкам при движении инструмента практически во всем интервале, к дифференциальным прихватам, к недоспускам обсадных колонн. Вследствие этого плотность постепенно была увеличена до 1,14 г/см ,
Таблица 1
Рецептура хлоркалиевого раствора по [3]
№ Наименование Описание / назначение Уп аковка Расход
кг/мЗ | уп. кг(л)
Основные реагенты
1 Calcium Carbonate Fine МК 07-96 Колъматант мелкого помола 900 кг/ меш 60 27 24300
2 Calcium Carbonate Medium MK 160 Карбонат кальция среднего помола 1000 кг/ меш 80 32 32000
.3 KCL Источник ионов калия 1000 кг/ меш 30 12 12000
4 ECOLUB Смазка 200 л/ бочка 10 20 4000
5 ECOPAC SL ПАЦ, регулятор водоотдачи 23 кг/ меш 3 80 2000
6 ECOFAC R Понизитель водоотдачи высоковязкий 2? кг/ меш 1 16 400
7 POLYPAC R Понизитель водоотдачи ВЫСОКОБЯЗКИЙ 2? кг/ меш 2 32 800
8 POLY-PLUS RD Инкапсулятор глин 2? кг/ меш 2 32 800
9 SP-101 Понизитель водоотдачи 22,73 кг/ меш 4 71 1614
10 DUO-VIS NS Биополимер, контроль реологии 2? кг/ меш 0,5 8 200
11 M-I CIDE Бактерицид 19 лит/кан 0,2 5 95
12 CAUSTIC SODA Регулятор рН 2? кг/ меш 1 16 400
Дополнительные реагенты
1 Calcium Carbonate Coarse MK 400 Карбонат кальция крупного помола 1000 кг/меш 3 3000
2 MF-55 Инкапсулятор глин 19 лит/кан 5 95
3 CITRIC ACID Нейтрализат. Бе +3, регулятор рН 23 кг/меш 6 150
4 LIME Известь 23 кг/меш 6 150
5 RHEOCHECK Разжижитель 10 кг/ меш 25 250
6 SAPP Нейтрализатор цемента 23 кг/ меш 12 300
7 D-D Буровой детергент 208 л/ бочка 1 208
8 PENTA 465 Жидкий пеногаситель 19 лит/кан 3 57
9 SODIUM BICARBONATE Нейтрализатор цемента 40 кг/ меш 12 480
10 SODA ASH Регулятор жесткости 40 кг/ меш 4 160
3
затем до 1,16 и 1,18 г/см . В результате значительно снизилось время проработок при бурении интервала, а также недоспуска обсадных колонн.
При бурении эксплуатационных колонн на нижнехетские отложения изначально планировалось бурить этот интервал с использованием раствора с плотностью 1,12 г/см3, поскольку не предполагалось значительного влияния плотности на устойчивость этих отложений. Однако анализ бурения первых скважин показал, что при больших уг-
лах проявляются признаки нестабильности покрышки нижнехетской свиты на глубине около 2700 м по вертикали. В связи с этим рекомендуемая плотность раствора была увеличена до 1,141,16 г/см . До
этого момента бурение интервала проходило без особых осложнений. Кроме того, было замечено, что бурение пилотных стволов проходило без осложнений, тогда как основные стволы «давались» с проработками. Так как на обоих интервалах использовался один и тот же раствор, вы-
вод напрашивался сам собой - осложнения возникали из-за угла в основных стволах. Если в пилотных скважинах он составлял не более 150, то в основных достигал 50-600.
Бурение скважины 134-3 не только подтвердило данный факт, но и продиктовало необходимость еще больше увеличить плотность. При бурении основного ствола после вскрытия покрышки нижнехетской свиты под углом 800 начались проработки, тяжесть которых, несмотря на многократное прохождение инструмента, не только не уменьшилась, а наоборот увеличилась. Причем серьезные проблемы начались через две недели после вскрытия глинистой покрышки. Проблему удалось локализовать только путем повышения плотно-
3
сти раствора с 1,14 г/см до 1,19-1,20 г/ см3, после двух месяцев бурения была спущена и зацементирована без осложнений эксплуатационная колонна.
Значимым фактором в создании прихватоопасных ситуаций является технология бурения на месторождении при вскрытии проницаемых или газо-водо-насыщенных пластов и неустойчивых аргиллитов. Эволюция технологии бурения с 2006 до 2013 г. показывает резкое сокращение времени скважин/интервалов и взаимосвязанное с этим параметром снижение аварийности.
Особое значение в снижении риска возникновения прихватоопасных ситуаций, связанных с неустойчивыми аргиллитами, имеет понимание природы этих пород. При бурении интервала эксплуатационной колонны на скважине № 115-1 произошел прихват при бурении на глубине 3588 м по стволу, что соответствовало 2780 м по вертикали. Удельный вес на тот момент составлял 1,18 г/см3. Угол,
под которым была вскрыта глинистая покрышка, составлял 620. Предположения о возможности дифференциального прихвата не находят подтверждения: инструмент был в движении, определено место прихвата -2720 м по вертикали - непроницаемые породы, глинистая покрышка нижне-
хетского пласта. Ликвидировать прихват установкой ванн не удалось. На скважине № 115-1 было приготовлено 30 м ВУС на основе бентонитовой пасты и биополимера вязкостью 250 сек. Этот объем был прокачан по стволу и также ничего не «вынес». Можно считать, что этим был полностью разрушен миф о шламовых пробках как причинах затяжек и прихватов. Таким образом, причиной осложнений следует считать сужение и осыпание глинистой покрышки нижнехетской свиты из-за недостаточного удельного веса в зависимости от угла вскрытия. К тому же стало ясно, что имеет место и временной фактор - в течение 14-16 суток покрышка сохраняет относительную стабильность, далее происходит резкое снижение ее механических свойств и требуется увеличение удельного веса промывочной жидкости.
Также вызывают интерес и условия возникновения прихватов: почему при одинаковых углах и плотности бурового раствора на одних скважинах прихваты возникают сразу же после вскрытия нижнехетской покрышки, а на других - только при проработке ствола скважины? Зависит ли стабильность ствола от направления скважины?
Чтобы ответить на эти вопросы, сравним углы и азимуты, под которыми вскрывалась нижнехетская покрышка (табл. 2):
-в скважинах, при бурении которых не наблюдалось никаких осложнений;
-в скважинах, где имели место проработки;
-в скважинах, при бурении которых произошли прихваты.
Для большей наглядности поместим данные по углу и азимуту для каждой группы скважин на диаграмму (рисунок). Так, желтыми, зелеными и красными отрезками обозначены направления по азимуту, под которыми вскрыта нижнехетская покрышка в скважинах, пробуренных с проработками, без осложнений и с прихватами соответственно. Большая длина отрезка
Таблица 2
Виды осложнений при бурении на Ванкорском месторождении
П рихваты
Куст Скв. Плотность раствора, г/см3 Глубина, м Вертикаль, м Азимут Угол Время после вскрытия, сут.
1 122 1,14 3223 2860 770 540 4
1 115 1,18 3595 2742 2650 620 2
5 123 1,18 3198 2745 570 360 2
4 125 1,16 3669 2740 2400 700 1
Проработки
3 134 1,14 3300 2770 1400 580 15
1 119 1,12 2500 600
3 142 1,14 300° 500
3 143 1,14 60 700
Относительно без осложнений
1 119 1,14 2660 150
3 142 1,13 3300 150
Прихватоопасные направления в покрышке нижнехетских отложений
соответствует меньшему углу вскрытия (предполагается, что если осложнение возникает при меньшем угле, то направление опаснее).
Как видно из диаграммы, четко прослеживается два направления: наиболее опасное с точки зрения нестабильности стенок скважины - 70-2500 и наименее опасное - 150-3300. Закономерно, что эти направления перпендикулярны друг другу.
Этот анализ вскрывает еще один немаловажный фактор, связанный с распределением полей напряжений в структуре месторождения и обуславливающий дифференцированное распространение прихватов в нижнехетских аргиллитах. Скважины в северозападном и юго-восточном секторах месторождения характеризуются минимальной аварийной нагрузкой. Предварительные геомеханические исследования компании Шлюмберже подтверждают это эмпирическое наблюдение: минимальные напряжения существуют именно в этом направлении.
Таким образом, при проектировании сетки разбуривания любого месторождения необходимо проводить геомеханические исследования для корректного заложения профилей скважин и выбирать оптимальную рецептуру бурового раствора для каждого конкретного месторождения.
Библиографический список
1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. М.: ОАО "Изд-во "Недра" 2000. 667 с.
2. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: учеб. пособие для вузов. М.: ОАО "Изд-во "Недра", 1999. 424 с.
3. Рекомендации компании М1-SWACO по приготовлению буровых растворов на Ванкорском месторождении: Красноярск, 2012. 18 с.
Рецензент кандидат технических наук, профессор Иркутского государственного технического университета Н.А. Буглов
