CC BY
39ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛИКАТИОННЫХ РАСТВОРОВ ПРИ БУРЕНИИ НАДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НА АСТРАХАНСКОМ ГКМ
УДК 622.24.084.34
А.А. Хуббатов, К.Т.Н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ), A_Khubbatov@vniigaz.gazprom.ru
А.М. Гайдаров, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», A_Gaydarov@vniigaz.gazprom.ru
А.Д. Норов, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», A_Norov@vniigaz.gazprom.ru
Д.В. Храбров, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», D_Khrabrov@vniigaz.gazprom.ru
М.М.-Р. Гайдаров, д.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», M_Gaydarov@vniigaz.gazprom.ru
И.Г. Поляков, ООО «Газпром добыча Астрахань» (Астрахань, РФ), ipolyakov@astrakhan-dobycha.gazprom.ru Р.С. Илалов, ООО «Газпром добыча Астрахань», riiaiov@astrakhan-dobycha.gazprom.ru
Ф.Р. Петросян, «Астрахань бурение», филиал ООО «Газпром бурение» (Астрахань, РФ), fpetrosyan@astr.burgaz.ru Г.Д. Солнышкин, «Астрахань бурение», филиал ООО «Газпром бурение», georg.soinishkin@rambier.ru
Низкие ингибирующие и крепящие свойства являются основными недостатками применяемых традиционных анионно-неионных растворов на Астраханском газоконденсатном месторождении. Это приводит к снижению технико-экономических показателей бурения и удорожанию затрат на строительство скважины.
Усиление ингибирующих свойств повышает устойчивость раствора к различным агрессиям, в том числе к глинистой, что обеспечивает стабильность показателей рабочей жидкости в процессе строительства скважины, снижение обработок и, следовательно, уменьшение расхода химических реагентов, предотвращение наработки. Усиление крепящих свойств раствора обеспечивает стабилизацию ствола в глинистых породах, снижаются коэффициент кавернозности и затраты времени, связанные с нарушением устойчивости ствола скважины.
В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработаны новые системы поликатионных буровых растворов «Катбурр» для строительства скважин в сложных геолого-технических условиях. Поликатионные системы «Катбурр» обладают более высокими ингибирующими и крепящими свойствами в сравнении с традиционными.
Приведены результаты применения ингибирующих модификаций поликатионных систем «Катбурр» на четырех скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения. Применение различных ингибирующих модификаций «Катбурр» в глинистых отложениях обеспечило повышение технико-экономических показателей бурения и снижение затрат на строительство скважины.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ПОЛИКАТИОННЫЕ СИСТЕМЫ, ГЛИНИСТЫЕ ПОРОДЫ, НАРАБОТКА РАСТВОРА, ИНГИБИРУЮЩИЕ СВОЙСТВА, КРЕПЯЩИЕ СВОЙСТВА, КОЛЛОИДНАЯ ФРАКЦИЯ.
Одним из важнейших резервов повышения технико-экономических показателей бурения в сложных геолого-технических условиях Астраханского газоконденсатного месторождения (ГКМ) является применение рациональных типов буровых растворов в надсолевых глинистых отложениях.
Бурение глинистых отложений на Астраханском ГКМ с применением традиционных буровых
растворов сопровождается: ухудшением свойств и показателей рабочей жидкости за счет концентрационного загущения глинистой (коллоидной) фазой; наработкой раствора и перерасходом химических реагентов; потерей устойчивости стенок скважины и образованием каверн; сужениями, образованием сальников и желобов, затяжками, посадками, заклинками, проработками;
созданием техногенной нагрузки на окружающую среду и т. д. Все это приводит к снижению технико-экономических показателей бурения и удорожанию затрат на строительство скважины.
ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ
Строительство эксплуатационных скважин на Астраханском ГКМ ведется с 1982 г. - за все время пробурено свыше 200 скважин.
Khubbatov A.A., Candidate of Sciences (Engineering), Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, Russian Federation),
A_Khubbatov@vniigaz.gazprom.ru
Gaydarov A.M., Gazprom VNIIGAZ LLC, A_Gaydarov@vniigaz.gazprom.ru Norov A.D., Gazprom VNIIGAZ LLC, A_Norov@vniigaz.gazprom.ru Khrabrov D.V., Gazprom VNIIGAZ LLC, D_Khrabrov@vniigaz.gazprom.ru
Gaydarov M.M.-R., Doctor of Sciences (Engineering), Gazprom VNIIGAZ LLC, M_Gaydarov@vniigaz.gazprom.ru Polyakov I.G., Gazprom dobycha Astrakhan LLC (Astrakhan, Russian Federation),
ipolyakov@astrakhan-dobycha.gazprom.ru
Ilalov R.S., Gazprom dobycha Astrakhan LLC, rilalov@astrakhan-dobycha.gazprom.ru
Petrosyan F.R., Astrakhan burenie, branch of Gazprom burenie LLC (Astrakhan, Russian Federation),
fpetrosyan@astr.burgaz.ru
Solnyshkin G.D., Astrakhan burenie, branch of Gazprom burenie LLC, georg.solnishkin@rambler.ru
Experience of application of polycationic drill fluids at drilling of oversaline deposits at the Astrakhanskoe gas condensate field
Low inhibitory and liner properties are the main disadvantages of the conventional anionic-nonionic drill fluids at
the Astrakhanskoe gas condensate field. This leads to the decrease in technical and economic indicators of drilling and the rise
in the cost of the well construction.
Strengthening the inhibitory properties increases the stability of the drill fluid to various aggressions, including clay aggression. It ensures the stability of the working fluid during the well construction, the reduction of treatments and, consequently, the reduction of the consumption of chemical reagents as well as the prevention of the drill fluid sedimentation. Strengthening of the liner properties of the drill fluid ensures stabilization of the wellbore in clay rocks, the cavern porosity coefficient and time losses associated with the violation of stability of the wellbore are reduced.
Gazprom VNIIGAZ LLC has developed Katburr - new systems of polycationic drill fluids for the well construction in difficult geological and technical conditions. The Katburr polycationic systems have higher inhibitory and liner properties than traditional ones.
The results of the application of inhibitory modifications of the Katburr polycationic systems at four wells of the Astrakhanskoe gas condensate field are presented. The use of various inhibitory modifications of Katburr in clay sediments provided the increase in technical and economic indicators of drilling and the cost reduction during the well construction.
KEYWORDS: POLYCATIONIC SYSTEMS, CLAY ROCKS, DRILL FLUID SEDIMENTATION, INHIBITORY PROPERTIES, LINER PROPERTIES, COLLOIDAL FACTION.
В процессе строительства пробуренных скважин применялись различные типы буровых растворов, которые можно объединить в следующие группы:
- нефтеэмульсионные полимер-глинистые, включающие смазочные добавки свыше 15 % (нефть, Т-66, СМАД, окисленный битум в дизельном топливе);
- полимер-глинистые, включающие смазочные добавки, детергент МС^МигГ и добавки, стабилизированные карболиг-носульфонатом пековым;
- гликолевые полимер-глинистые, включающие смазочные добавки;
- ингибирующие полимер-глинистые - калиевые, кальциевые, минерализованные, силикатные, ацетатнатриевые, гликолевые (триэтиленгликоль, глицерин);
- ингибирующие малоглинистые, включающие водорастворимые эфиры целлюлозы, крахмал, акрилаты, полиакриламид, лигносульфонаты и т. д.;
- синтетические, включающие таловое масло до 12-14 %, гликоли до 12 %;
- гидрофобные эмульсии на основе дизельного топлива (скв. № 717) и нефти (скв. № 708).
Применение различных типов буровых растворов с водной дисперсионной средой на Астраханском ГКМ российскими и зарубежными сервисными компаниями не привело к решению проблем. Использование углеводородных систем предотвратило наработку раствора. Тем не менее проблемы, связанные с нарушением устойчивости ствола скважины, - осыпи, обвалы, образование сальников,
желобов и каверн, - остались на том же уровне, их не удалось снизить даже частично. Несмотря на некоторые положительные моменты использования углеводородных растворов, они имеют ряд существенных недостатков, связанных со свойствами дисперсионной среды. Дисперсионная среда углеводородных растворов представлена экологически и пожароопасными токсичными соединениями: дизельным топливом, нефтью, олефинами, различными маслами и др.
Буровые растворы на водной основе в настоящее время остаются более востребованными, чем углеводородные, и поэтому около 85 % всех используемых сегодня буровых растворов в мире являются растворами с водной дисперсионной средой.
Таблица 1. Модификации «Катбурр» при бурении надсолевых отложений на Астраханском ГКМ
Table 1. The Katburr modifications at drilling of oversaline deposits at the Astrakhanskoe gas condensate field
Скважина, № Well, No. Надсолевой интервал, м Oversaline interval, m Модификация «Катбурр» Katburr modification Источник Reference
939 0-2900 «Катбурр (Э)», экспериментальный Katburr (E), experimental [7]
1082 0-2101 «Катбурр (И)», ингибирующий Katburr (I), inhibitory [8]
916 0-2414 «Катбурр (2И)», усиленно ингибирующий Katburr (2I), intensively inhibitory [9]
4450 0-3420 «Катбурр (КИ)», крепящий, ингибирующий Kutburur (KI), liner, inhibitory [10]
Основная причина неудовлетворительных результатов применения традиционных буровых растворов с водной дисперсионной средой заключается в их низких ингибирующих и крепящих свойствах.
Низкие ингибирующие свойства традиционных растворов не способны предотвратить гидратацию, набухание и диспергирование глинистого шлама, из-за чего возрастает концентрация коллоидной фракции в рабочем растворе. Реагенты-разжижители, используемые при разбавлении раствора, являются диспергатора-ми глин, поэтому разжижающий эффект реагента является кратковременным.
Скважины на Астраханском ГКМ по протяженности надсолевых отложений колеблются от 500-600 до 3500-3600 м и более. Осложнения, связанные с нарушением устойчивости стенок ствола, зависят не только от протяженности глинистых отложений и состава проходимых пород, но и от угла падения соляных склонов, причем чем выше угол падения, тем сложнее стабилизировать ствол скважины.
При бурении глинистых отложений, примыкающих к мульдовой зоне и крутым склонам соляных истоков, следует ожидать тяже-
лые осложнения, связанные с нарушением устойчивости ствола в надсолевом разрезе за счет роста напряжений, обусловленных течением солей [1, 2]. Скважины с большой протяженностью глинистых отложений на Астраханском ГКМ приурочены к четырем межсолевым мульдовым зонам. В наиболее сложных разрезах, кроме большой протяженности глинистых отложений, встречаются палеогеновые отложения, представленные неустойчивыми набухающими глинами монтмо-риллонитового типа, содержащими различные микроорганизмы и бактерии. Мощность палеогеновых отложений колеблется от 50-100 до 1000 м и более. Таким образом, кроме проблем с наработкой раствора и потерей устойчивости ствола в палеогеновых отложениях, раствор подвергается агрессивному воздействию бактерий и микроорганизмов. Использование бактерицидов в составах традиционных растворов не всегда дает положительные результаты.
ПРЕДЛАГАЕМЫЕ РЕШЕНИЯ
В последние годы для решения указанных проблем в надсолевых отложениях Астраханского ГКМ применяются поликатионные системы (табл. 1).
Первое испытание поликати-онной системы осуществлялось на экспериментальном составе «Катбурр (Э)». Бурение надсолевых глинистых отложений с применением экспериментального состава «Катбурр (Э)» на скв. № 939 сопровождалось осложнениями. В забое 1860 м при очередном спуске инструмента на глубине 560 м произошло его отклонение в сторону.
Бурение второго ствола производилось до глубины 2900 м. В процессе бурения второго ствола провели корректировку экспериментального состава «Катбурр (Э)», что позволило значительно упростить управление свойствами и показателями рабочего раствора. После внесения корректировок по компонентному составу удалось повысить крепящие свойства раствора, обеспечить устойчивость ствола скважины и спустить обсадную колонну.
Следует отметить, что, несмотря на бурение второго ствола, при общей проходке в глинистых отложениях 4200 м (1860 м -первый ствол и 2340 м - второй ствол), расход реагентов не превысил проектные значения [3, 4].
Недостатки экспериментального «Катбурр (Э)» были учтены при бурении скв. № 1082 и 916 (табл. 2).
Для бурения очередной скв. № 4450, расположенной в мульдовой зоне, была разработана новая модификация поликати-онного раствора «Катбурр (КИ)» с усиленными ингибирующими и крепящими свойствами, учитывающая сложный литолого-страти-графический разрез скв. № 4450.
На глинистые породы приходится более 80 % надсолевого разреза скв. № 4450. Палеогеновые отложения с высоким содержанием монтмориллонита в разрезе скв. № 4450 представлены мощной толщей глинистых пород (более 1000 м). Для получения дополнительной информации по разрезу было запланировано проведение работ по испытанию пластов в интервале 590-690 м в пилотном
стволе с диаметром 215,9 мм и по отбору керна бурголовкой с диаметром 215,9/100 мм в шести интервалах, м: 1000-1009; 1200-1209; 1400-1409; 1600-1609; 1700-1749; 3300-3309, при диаметре скважины 394,3 мм. Геолого-технические условия бурения характеризуют скв. № 4450 как наиболее сложную за последние 15 лет на Астраханском ГКМ, следовательно, предъявляемые требования к свойствам, особенно ингибирую-щим и крепящим, поликатионной системы «Катбурр (КИ)» должны быть очень высокими.
Существующие методы и показатели оценки ингибирующих свойств буровых растворов являются некорректными, из-за чего имеются расхождения между лабораторными и промысловыми испытаниями и допускаются ошибки при выборе состава и свойств рабочего раствора для бурения глинистых отложений.
В связи с тем, что определение таких важных свойств раствора, как ингибирующие, по существующим показателям является некорректным, нами рекомендуются следующие показатели по оценке ингибирующих свойств растворов:
- показатель коллоидной фракции при бурении глинистого интервала;
- показатель устойчивости раствора к агрессиям;
- показатель наработки раствора в процессе бурения глинистого интервала.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ И ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
Испытание «Катбурр (КИ)» в лабораторных условиях на ингиби-рующие свойства производилось по показателю коллоидной фракции и показателю устойчивости раствора к агрессиям.
Показатель коллоидной фракции показывает влияние агрессии глины на устойчивость раствора. Известно, что причиной роста структурно-реологических и ухудшения остальных показателей является чрезмерный
Таблица 2. Результаты применения модификаций «Катбурр» при бурении под первую техническую колонну на Астраханском ГКМ
Table 2. Results of application of the Katburr modifications at drilling for the first service casing at the Astrakhanskoe gas condensate field
Показатель Indicator Скв. № 915 Well No. 915 Скв. № 1082 Well No. 1082 Скв. № 916 Well No. 916
Раствор Drill fluid Базовый Base «Катбурр (И)» Katburr (I) «Катбурр (2И)» Katburr (2I)
Интервал бурения,м Drilling interval, m 350-2486 350-2101 350-2414
Механическая скорость бурения, м/ч Drilling rate, m/h 3,7 4,9 4,8
Коэффициент кавернозности Cavern porosity coefficient 1,33 1,24 1,31
Время, затраченное на СПО и проработки, ч Time spent on round-trip and reaming, h 805 324 449
Время, затраченное на стабилизацию ствола, ч Time spent on stabilizing the wellbore, h 246 167 172
рост концентрации коллоидной фракции. Показатель коллоидной фракции ДСк представляет собой разность между концентрациями коллоидной фракции в растворе после добавления Скд и до добавления глины Ск и, следовательно, показатель коллоидной фракции при оценке ингибирующих свойств буровых растворов определяется как
АС = С - С .
к к.д к.и
(1)
В промысловых условиях ДСк представляет собой разность между концентрациями коллоидной фракции в рабочем растворе Скд и в исходном до начала бурения Ски, т. е. до попадания шлама в раствор. Чем меньше значение ДСк, тем выше ингибирующие свойства раствора.
Ингибирующая способность раствора - относительная характеристика, поэтому оценку производили путем сравнения «Катбурр (КИ)» с базовым инги-бирующим составом. Акрилат-но-калиевый раствор считается одним из наиболее эффективных
ингибирующих составов среди традиционных анионно-неионных буровых растворов, в связи с чем он выбран нами для сравнения как базовый.
Традиционный акрилатно-кали-евый раствор готовили на основе акрилового реагента «Росфлок ПВ» и хлористого калия, а поликати-онный раствор «Катбурр (КИ)» - на основе катионного сополимера «Силфок 2540С» и хлористого калия. Для имитации агрессии глины в исходные растворы вводили бентонитовый глинопорошок (6 %) и глинистый шлам (10 %). Глинистый шлам представлял собой высушенный материал из интервала палеогеновых глин с высоким содержанием набухающих монтмориллонитовых минералов, отобранный с вибросит при бурении скважин на Астраханском ГКМ. Влияние глинистой агрессии оценивалось по изменению концентрации коллоидной фракции (С и ДС), пластической вязкости
4 к.д к'
(ПВ), динамического напряжения сдвига (ДНС) и статического напряжения сдвига за 1 и 10 мин (СНС1/10) растворов после ввода
Таблица 3. Влияние глинистой агрессии на показатели акрилатно-калиевого раствора и «Катбурр (КИ)» Table 3. Effect of clay aggression on the parameters of acrylate-potassium drill fluid and Katburr (KI)
Структурно-реологические показатели Structural and rheological indicators
№ No. Состав и обработка раствора Composition and treatment of the drill fluid ПВ, мПа.с Plastic viscosity, mPa.s ДНС, Па Yield point, Pa СНС1/да ДПа Static shear stress СНС1/№ dpa
5 сут 5 days 10 сут 10 days 5 сут 5 days 10 сут 10 days 5 сут 5 days 10 сут 10 days
Акрилатно-калиевый раствор Acrylate-potassium drill fluid
1 1,5%-ный глинистый раствор + 3%-ный «Росфлок ПВ» + 3%-ный KCl 1.5 % clay solution + 3 % Rosflok PV + 3 % KCl 18 18 8 8 5/8 5/8
2 № 1 + 6 %-ный бентонитовый глинопорошок No. 1 + 6 % bentonite clay powder 32 37 28 34 55/126 58/128
3 № 1 + 10%-ный глинистый шлам No. 1 + 10 % clay sludge 31 39 29 35 56/124 57/133
4 № 1 + 6%-ный бентонитовый глинопорошок + 10%-ный глинистый шлам No. 1 + 6 % bentonite clay powder + 10 % clay sludge 54 —* 43 —* 86/190 94/>200
Поликатионный раствор «Катбурр (КИ)» Polycation solution Katburr (KI)
5 3%-ный глинистый раствор + 7%-ный «Силфок» + 3%-ный KCl 3 % clay drill fluid + 7 % Silfok + 3 % KCl 28 28 5 5 5/10 5/10
6 № 5 + 6%-ный бентонитовый глинопорошок No. 5 + 6 % bentonite clay powder 26 26 4 4 3/4 3/4
7 № 5 + 10%-ный глинистый шлам No. 5 + 10 % clay sludge 26 25 4 4 3/4 3/4
8 № 1 + 6%-ный бентонитовый глинопорошок + 10%-ный глинистый шлам No. 1 + 6 % bentonite clay powder + 10 % clay sludge 23 23 3 3 0/2 0/2
* - прибор зашкаливает.
* - the device is off scale.
глинистых добавок через 2 ч, 1, 3, 5 и 10 сут (см. рис., табл. 3).
Показатель коллоидной фракции в поликатионной системе составляет АС < 0, что сви-
к
детельствует о значительном превосходстве «Катбурр (КИ)» по ингибирующим свойствам над традиционными системами (см. рис.).
Показатель устойчивости раствора к агрессиям. Воздействие агрессий приводит к ухудшению свойств и показателей традиционных растворов, что сказывается на наработке и устойчивости ствола скважины.
Ухудшение свойств и показателей традиционных растворов происходит под воздействи-
Изменение концентрации коллоидных фракций в растворе (нумерация растворов соответствует табл. 3)
Change in the concentration of colloidal fractions in drill fluid (the numbers of drill fluids correspond to the Table 3)
ем следующих агрессии: глины (увеличение концентрации коллоидной фракции, ухудшение показателей); солей (коагуляция и дестабилизация, ухудшение показателей); цемента (коагуляция, рост рН и дестабилизация, ухудшение показателей); С02 и Н^ (снижение рН среды, ухудшение показателей); рапы (коагуляция, разжижение, седиментация твердой фазы, ухудшение показателей); температуры и давления (термодеструкция стабилизаторов, ухудшение показателей); бактерий (ферментативная деструкция стабилизаторов, ухудшение показателей); времени (деструкция стабилизаторов, старение раствора, ухудшение показателей) и др.
При воздействии одновременно нескольких агрессий возникают серьезные трудности по восстановлению свойств и показателей раствора.
Операция по восстановлению проектных значений показателей раствора в сложных геолого-технических условиях бурения занимает достаточно много времени и требует значительных затрат материалов. Чем выше устойчивость раствора к воздействию агрессий, тем выше ингибирующие свойства. В сложных геолого-технических условиях бурения показатель устойчивости раствора к агрессиям, возникающим при строительстве конкретной скважины, представляется очень важным.
Сравнение «Катбурр (КИ)» и известных традиционных буровых растворов по показателю устойчивости раствора к агрессиям показывает полное превосходство поликатионных систем над традиционными.
Показатель наработки раствора. Для оценки степени расхождения между лабораторными и промысловыми испытаниями рекомендуется проверочный показатель - показатель наработки, позволяющий оценить эффективность показателей коллоидной фракции и устойчивости раствора к агрессиям.
Таблица 4. Регламентируемые объемы раствора при бурении надсолевых отложений Table 4. Regulated volumes of the solution when drilling oversaline deposits
Интервал бурения, м; диаметр долота 393,7 мм Drilling interval, m; bit diameter 393.7 mm Объем наработки раствора, м3 Volume of drill fluid sedimentation, m3
350-1000 317
350-1500 914
350-2000 1050
350-2500 1200
350-3000 2000
Таблица 5. Сравнительные результаты применения модификаций «Катбурр» на Астраханском ГКМ
Table 5. Comparative results of application of the Katburr modifications at the Astrakhanskoe gas condensate field
Показатель Indicator Скв. № 915 Well No. 915 Скв. № 1082 Well No. 1082 Скв. № 916 Well No. 916
Тип раствора Type of drill fluid Полимер-калиевый Polymer-potassium Модификации «Катбурр» Katburr modifications
Интервал бурения, м Drilling interval, m 0-2486 0-2101 0-2414
Показатель коллоидной фракции ДСк, % Index of colloidal fraction ДСк, % >7-11 <0 <0
Коэффициент наработки Sedimentation coefficient -1,0 0 0
Наработка раствора, м3 Drill fluid sedimentation, m3 1250 0 0
Использование традиционных ингибирующих буровых растворов - калиевых, кальциевых, гликолевых, силикатных и др. - в надсолевых отложениях Прикаспийской впадины, в частности на Астраханском ГКМ, неэффективно как для сохранения устойчивости ствола скважины, так и для снижения наработки раствора. По этой причине разработан и утвержден Регламент по применению буровых растворов при строительстве эксплуатационных скважин на Астраханском ГКМ [5], где узаконены объемы наработанных растворов (табл. 4).
На практике нарабатываемые объемы буровых растворов значительно превышают регламентированные. Рекомендуемый проверочный показатель наработки
целесообразнее оценивать по коэффициенту наработки Кн [6]:
К = V, /V ,
н факт.нар нар.пр'
(2)
где V - наработка с реко-
" факт.нар г г
мендуемыми растворами; V -
г г нар.пр
наработка с проектными растворами.
Проведенный анализ результатов применения различных растворов на Астраханском ГКМ показывает, что используемые традиционные ингибирующие растворы соответствуют коэффициенту наработки Кн > 1. Высокие ингибирующие свойства поликатионных систем «Катбурр» в сравнении с традиционными растворами подтверждаются сходимостью лабораторных и промысловых испытаний по пока-
Таблица 6. Сравнительные результаты применения «Катбурр (КИ)» на Астраханском ГКМ
Table 6. Comparative results of the Katburr (KI) application at the Astrakhanskoe gas condensate field
Показатель Indicator Скв. № 707 Well No. 707 Скв. № 4450 Well No. 4450
Тип раствора Type of drill fluid Полимер-калиевый Polymer-potassium «Катбурр (КИ)» Katburr (KI)
Интервал бурения (глинистые отложения), м Drilling interval (clay deposits), m 350-3620 350-3420
Механическая скорость бурения, м/ч Drilling rate, m/h 1,6 4,4
Коэффициент кавернозности Cavern porosity coefficient 1,57 1,26
Время, затраченное на осложнение, связанное с потерей устойчивости ствола, ч Time spent on the complication caused by the wellbore stability loss, h 1377 393
Показатель коллоидной фракции АСк, % Index of colloidal fraction АСк, % >8-12 <0 (-1,4)
Коэффициент наработки Sedimentation coefficient -1,1 0
Наработка раствора, м3 Drill fluid sedimentation, m3 2860 0
зателю коллоидной фракции (см. рис., табл. 3) и по проверочному показателю наработки (табл. 5).
Поскольку «Катбурр (КИ)» не уступает по ингибирующим свойствам другим модификациям «Катбурр», то вполне резонно ожидать коэффициент наработки у «Катбурр (КИ)» Кн < 0.
По результатам лабораторных испытаний было принято решение в надсолевых отложениях на скв. № 4450 использовать модификацию «Катбурр (КИ)». Приготовление «Катбурр (КИ)» осуществляли путем дообработ-ки модификации «Катбурр (2И)», который находился на хранении в течение года после использования в надсолевых отложениях на скв. № 916. Бурение под кондуктор и его спуск с применением «Катбурр(КИ)» произвели без каких-либо трудностей. В дальнейшем бурение под первую техническую колонну долотом диаметра 393,4 мм осуществлялось в штатном режиме, без проблем,связанных с качеством раствора. При глубине 2486 м, по данным ГИС, коэффициент кавер-нозности составил менее 1,19. Вместе с тем при дальнейшем бурении происходили слом инстру-
мента (три раза) и «полет» инструмента (один раз). Интервал 3179-3420 м был пробурен роторным способом из-за отсутствия забойного двигателя (интервал 3400-3420 м представлен каменной солью). При бурении интервала 3179-3420 м было произведено большое количество спускоподъемных операций (СПО) по технологическим и геологическим причинам, что не отразилось на устойчивости стенок ствола скважины. Многочисленные СПО происходили без затяжек и посадок бурового инструмента.
Подготовка ствола к спуску (шаб-лонирование) предусматривает применение жесткой компоновки. Спуск жесткой компоновки с глубины 3290 м сопровождался посадками и затяжками при наращивании. Ствол скважины был устойчивым, что четко прослеживалось по отсутствию обвальной породы, и только на вторые сутки наблюдался вынос обвальной породы, при этом после корректировки состава раствора (в течение 8-10 ч) вынос шлама прекратился. Отсутствие шлама свидетельствует об устойчивости ствола, а посадки и затяжки связаны с искривлением ствола (профилем)
скважины. После окончания шаб-лонирования спустили колонну на глубину 3392 м и зацементировали в две ступени.
Все запланированные работы по испытанию пластов и по отбору керна проведены в полном объеме. Вынос керна составил 100 %.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Результаты применения «Катбурр (КИ)» в сравнении с полимер-калиевым раствором приведены в табл. 6. Экономический эффект от использования «Катбурр (КИ)» в глинистых отложениях составил свыше 47 млн руб. Полученный экономический эффект складывается из экономии материалов (химических реагентов), увеличения механической скорости бурения, уменьшения затрат времени на осложнения, связанные с потерей устойчивости ствола скважины, снижения затрат на утилизацию раствора и времени на бурение данного интервала.
Во всех скважинах, где применялись поликатионные системы модификаций «Катбурр», достигнуто превышение фактической механической скорости бурения над проектной, причем превы-
Таблица 7. Механическая скорость бурения при применении поликатионных растворов «Катбурр» Table 7. Drilling rate with the use of the Katburr polycationic solutions
Показатель Indicator Скв. № 939 Well No. 939 Скв. № 1082 Well No. 1082 Скв. № 916 Well No. 916 Скв. № 4450 Well No. 4450
Тип раствора Type of drill fluid «Катбурр (Э)» Katburr (E) «Катбурр (И)» Katburr (I) «Катбурр (2И)» Katburr (2I) «Катбурр (КИ)» Katburr (KI)
Интервал бурения, м: Drilling interval, m
- по проекту - design target 2800 1900 1900 2800
- по факту - as received 2550 1751 2063 3067
Механическая скорость бурения, м/ч: Drilling rate, m/h:
- по проекту - design target 2,76 3,40 3,40 2,76
- по факту - as received 3,86 4,9 4,8 4,44
шение на первых трех скважинах составило 40-44 %, а на последней скв. № 4450 с применением «Катбурр (КИ)» - 61 % (табл. 7).
Таким образом, применение поликатионных систем «Катбурр» в глинистых отложениях Астраханского ГКМ предотвращает
наработку, улучшает состояние ствола скважины и обеспечивает повышение технико-экономических показателей бурения. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Особенности разведки и бурения скважин на нефть и газ в подсолевых карбонатных отложениях востока Прикаспийской впадины. М.: Недра, 1986. 175 с.
2. Гайдаров М.М.-Р., Андреев В.П., Жарменов С.Б. Разработка и промысловые испытания кольматантов для сохранения устойчивости потенциально неустойчивых пород // Нефтяное хозяйство. 1994. № 3. С. 30-33.
3. Хуббатов А.А., Гайдаров А.М., Норов А.Д. и др. О применении катионного бурового раствора на скважине № 939 Астраханского ГКМ // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2014. № 9. С. 31-39.
4. Гайдаров М.М-Р., Киршин В.И., Кулигин А.В. и др. Катионные буровые растворы для бурения глинистых отложений // Газовая промышленность. 2014. № 9. С. 114-119.
5. Регламент по применению буровых растворов при строительстве эксплуатационных скважин на Астраханском ГКМ. ОАО «Газпром», ООО «Газпром добыча Астрахань», Инженерно-технический центр, 2010. 40 с.
6. Заявка на изобретение № 2017112191. Способ определения ингибирующих свойств бурового раствора / А.А. Хуббатов, А.М. Гайдаров. Заявл. 10.04.2017.
7. Патент № 2492208 РФ. Катионноингибирующий буровой раствор / М.М.-Р. Гайдаров, З.З. Шарафутдинов, А.А. Хуббатов и др. Заявл. 24.10.2011, опубл. 10.09.2013 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.freepatent.ru/patents/2492208 (дата обращения: 25.06.2018).
8. Патент № 2567065 РФ. Катионный буровой раствор / А.А. Хуббатов, А.М. Гайдаров, Д.Г. Бельский и др. Заявл. 22.08.2014, опубл. 27.10.2015 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.findpatent.ru/patent/256/2567065.html (дата обращения: 25.06.2018).
9. Патент № 2567580 РФ. Катионноингибирующий буровой раствор / А.А. Хуббатов, А.М. Гайдаров, А.Д. Норов и др. Опубл. 09.10.2015 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.findpatent.ru/patent/256/2567580.html (дата обращения: 25.06.2018).
10. Патент № 2651652 РФ. Катионный буровой раствор для бурения неустойчивых глинистых пород / М.М.-Р. Гайдаров, А.Д. Норов, А.М. Гайдаров и др. Опубл. 17.04.2017 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.findpatent.ru/patent/265/2651652.html (дата обращения: 25.06.2018).
REFERENCES
1. Features of Exploration and Drilling of Wells for Oil and Gas in the Subsalt Carbonate Sediments of the East of the Caspian Basin. Moscow, Nedra, 1986, 175 p. (In Russian)
2. Gaydarov M.M.-R., Andreev V.P., Zharmenov S.B. Development and Commercial Testing of Colmatants for Maintaining the Stability of Potentially Unstable Rocks. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 1994, No. 3, P. 30-33. (In Russian)
3. Khubbatov A.A., Gaydarov A.M., Norov A.D., et al. Use of Cationic Drilling Fluid at the Well No. 939 of Astrakhan Gas Condensate Field. Stroitelstvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more = Construction of Oil and Gas Wells on Land and at Sea, 2014, No. 9, P. 31-39. (In Russian)
4. Gaydarov M.M.-R., Kirshin V.I., Kuligin A.V., et al. Cationic Drill Fluids for Drilling Clay Deposits. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2014, No. 9, P. 114-119. (In Russian)
5. Regulation on the Use of Drilling Fluids in the Construction of Production Wells at the Astrakhan Gas Condensate Field. Gazprom OJSC, Gazprom dobycha Astrakhan LLC, Engineering and Technology Center, 2010, 40 p. (In Russian)
6. Application for Invention No. 2017112191. Method for Determining the Inhibitory Properties of Drill Fluid. A.A. Khubbatov, A.M. Gaydarov. Submit April 10, 2017. (In Russian)
7. Patent No. 2492208 RF. Cation-Inhibitory Drill Fluid. M.M.-R. Gaydarov, Z.Z. Sharafutdinov, A.A. Hubbatov, et al. Submit October 24, 2011, published September 10, 2013 [Electronic source]. Access mode: http://www.freepatent.ru/patents/2492208 (access date: June 25, 2018). (In Russian)
8. Patent No. 2567065 RF. Cationic Drill Fluid. A.A. Khubbatov, A.M. Gaydarov, D.G. Belsky, et al. Submit August 22, 2014, published October 27, 2015 [Electronic source]. Access mode: http://www.findpatent.ru/patent/256/2567065.html (access date: June 25, 2018). (In Russian)
9. Patent No. 2567580 RF. Cation-Inhibitory Drill Fluid. A.A. Khubbatov, A.M. Gaydarov, A.D. Norov, et al. Published October 10, 2015 [Electronic source]. Access mode: http://www.findpatent.ru/patent/256/2567580.html (access date: June 25, 2018). (In Russian)
10. Patent No. 2651652 RF. Cationic Drill Fluid for Drilling Unstable Clay Rocks. M.M.-R. Gaydarov, A.D. Norov, A.M. Gaydarov, et al. Published April 17, 2017 [Electronic source]. Access mode: http://www.findpatent.ru/patent/265/2651652.html (access date: June 25, 2018). (In Russian)
