Буровые растворы - решение проблем разбуривания Припятского прогиба. Возможность интерпретации к условиям Днепровско-Донецкой впадины
Игнатюк И.С. директор ООО «Сервис Ойл».
РУП "Производственное объединение "Белоруснефть", наша материнская компания, занимается бурением, в основном нанефтяных месторождениях, приуроченных к Припятскому прогибу Днепровско-Донецкая впадина и Припятский прогиб являются частями единого Припятско-Донецкого авлокогена. Не вдаваясь в тонкости геологического строения этихдвух образований, необходимо отметить, что при разбуривании их мы сталкиваемся с одинаковыми проблемами: осыпи, обвалы, поглощения, набухания глин (сужение ствола скважины), салиникообразование, желобообразование, диспергирование глин и др. Припятский прогиб делится на следующие стратиграфические комплексы: надсолевой, верхний солевой, межсолевой, нижний солевой и подсолевой.
В целом в разрезе присутствуют два интервала продуктивности: это межсолевой комплекс и подсолевой комплекс. Подсолевой комплекс делится ещё на терригенные отложения и карбонатные отложения.
Основные виды осложнений, с которыми мы встречаемся при разбуривании нашего надсолевого комплекса, это диспергирование глин, сужение ствола скважины, сальникообразование, осыпи и обвалы стенок скважины. В основном надсолевая толща складывается из серых глин аргиллитоподобных, реже пластичных, песчаников, мергелей и алевролитов с редкими прослоями песков и известняков.
Второй комплекс, который мы рассматриваем, это верхнесоленосная толща, которая в основном сложена переслаиванием каменных солей с прослоями мергелей, песчаников, алевролитов, доломитов, в подошве ангидриты. Этот интервал характеризуется, как правило, пластичным течением солей, пластичным течением глин, набуханием глин.
Межсолевая толща, продуктивная, у нас в основном характеризуется такими осложнениями по разрезу, как поглощение бурового раствора, это, как правило, коллектора, которые имеют низкое пластовое давление (посаженное давление), поэтому здесь мы сталкиваемся с проблемой дифференциальных прихватов, ну и зачастую с нефтегазоводопроявлениями, правда, это бывает уже реже. Нижнесоленосная толща. Она, как правило, представлена тоже пластичными солями и характеризуется осложнением в виде течения пластических солей, в виде сужения ствола скважины, так же в разрезе присутствуют глинистые отложения которым характерны такие же осложнения.
В подсолевой толще находятся вторые наши продуктивные отложения, которые в зависимости от своего литологического составамогут быть карбонатные либо терригенные.
Что касается продуктивных отложений, то ни для кого не секрет, что здесь основные трудности - это поглощение бурового раствора и дифференциальные прихваты, независимо от того карбонатные это породы либо терригенная толща.
В целом, можно говорить об общей проблеме борьбы с осложнениями. И решение этой проблемы, независимо от региона, всегда одинаково. Не секрет, что с развалом Советского Союза для Беларуси сложностью была закупка той же бентонитовой или палыгорскитовой глины для приготовления раствора. Это было связано с тратой валюты. Поэтому стояла задача – найти альтернативную основу бурового раствора. Было потрачено много времени и была найдена эта альтернатива – органоминеральное сырье, так называемое ОМС. Это донные осадки озер. Поэтому основные виды растворов сейчас в своей основе представляют собой ОМС.
Растворы на основе ОМС позволили решить множество проблем. Они позволили разбуривать буквально весь разрез, а так же поддавались как засолонению до предельной плотности фильтрата и утяжелению. Благодаря нашим специалистам была подобрана рецептура и для разбуривания продуктивных отложений со снижением плотности благодаря обработке смазочными композициями. Так же в состав раствора возможно введение кислоторастворимых кольматантов.
Но спустя некоторое время мы поняли , что решить все проблемы такими растворами у нас не получается, поэтому мы начали поиск для надсолевого комплекса растворов, которые были бы способны не доводить состояние ствола скважины до сужения, сальникообразования, т.е. раствор должен обладать ингибиторными свойствами по отношению к глинистым отложениям поэтому нами была разработана рецептура и применением малоглинистого ингибированного раствора, так называемого МИГ. Это позволило решить ряд проблем.Зная тенденцию, которая развивается в мире, и сталкиваясь с проблемами при бурении продуктивных отложений, которые имеют сильно посаженное давление, а также учитывая опыт, который мы, так сказать, почерпнули в том числе и от работы с Российской Федерацией, мы все же пришли к тому, что была разработана рецептура биополимерного раствора. Потом мы пришли к тому, что начали применять биополимерные ингибирующие растворы, биополимерные растворы эмульсии 1-го рода – БЭР. Ну и, в конце концов, мы дошли до технологии, которая называется биополимерный раствор пониженной плотности. Это газожидкостная смесь. Спустя некоторое время, мы пришли к другому виду раствора с пониженной плотностью – на углеводородной основе. Конечно же, буровой раствор на углеводородной основе – это, наверное, очень хорошая альтернатива, но данный вид раствора требует очень большого внимания и очень трепетного отношения, потому что раствор, приготовленный на основе дизельного топлива, все-таки является довольно пожароопасным и влечет за собой дополнительные трудности и дополнительные затраты в том числе вопрос экологического характера, который, в свою очередь, очень важен.Немного расскажу про каждый из применяемых растворов. Малоглинистый ингибирующий раствор, МИГ. Он разработан для условий бурения всего комплекса глинистых отложений. Он позволяет производить ввод ингибиторов в зависимости от типа вскрываемых глин и отложений. То есть проведена работа, стационарная работа на то, чтобы подобрать ингибиторы для определенных отложений, чтоб понимать, что в данных отложениях не будет набухания глин, для этого в стационарных лабораторных условиях, проводятся исследования и подбирается ингибитор, в последующем обрабатывается раствор тем ингибитором, который позволяет работать. Раствор может быть утяжелен до плотности 1,8.
Биополимер – безглинистый буровой раствор на основе полимера для вскрытия продуктивных отложений. Данный раствор может быть утяжелен мелом и доломитом, но данный раствор позволяет восстанавливать начальную проницаемость пласта. Биополимерный раствор пониженной плотности (БРПП). Это газожидкостная смесь. Основой раствора является биополимерный раствор пониженной плотности. Снижение плотности достигается за счет насыщения газоколлоидной фазой на 10-15%. Стабилизация газоколлоидной фазы тоже достигается применением нескольких реагентов.
Данный раствор приготавливается плотностью от 850 кг/м3 до 970 кг/м3. Диапазон значений плотности бурового раствора обусловлен постепенной наработкой коллоидной фазы. Она может меняться в зависимости от степени эксплуатации.
Раствор в разных условиях имеет разную плотность, наши исследования показали, что плотность раствора на устье скважины 900 кг/м3, а на забое порядка 2700-2800 метров представляет уже около 990 кг/м3.. Происходит это из-за того, что пузырьки газа сжимаются, таким образом, плотность увеличивается. Применение данной технологии позволяет достичь снижения или полного отсутствия поглощений бурового раствора. Отсутствие прихватов под перепадом давления, увеличение механической скорости проходки до 10-15%. Эффект селективной изоляции – кольматационный слой (переходная зона) устойчив к воздействию пластовой воды и разрушается при движении нефти при отработке скважины. Соответственно, достигаются плановые показания дебитов скважины. В чем интерес данного раствора? В том, что пузырьки газа, которые содержатся в растворе, ведут себя очень интересно по отношению к пласту, то есть происходит кольматация пласта за счет пузырьков газа. Таким образом, мы не имеем ни дифференциальных прихватов, ни поглощений бурового раствора.
На первом этапе раствор БРПП готовится с применением диспергатора, цементировочных агрегатов (ЦА-320) и азотной установки, потому что наполнителем данного раствора является все-таки газ. Газ в данной ситуации это и есть азот, потому что это тот безопасный газ, который мы всегда применяем при бурении скважин.Сравнивая результаты при бурении продуктивных отложений с применением разных буровых растворов, а это, в первую очередь, пресный сапропелевый раствор, мы сталкивались с поглощением бурового раствора. Если при сапропелевом растворе мы имели поглощение до 1000 кубов, то при применении биополимерного раствора мы также имели те же поглощения, правда в меньшем объёме, то при применении биополимерного раствора пониженной плотности в одних и тех же разрезах мы не получили вообще поглощений, или же поглощения были значительно меньше.
Что касается дифференциальных прихватов, то с применением растворов БРПП мы вообще избавились от них.
Коэффициент восстановления проницаемости на биополимерном растворе как пониженной плотности, так и обыкновенном тоже доходит до 100%. Вынос шлама никаких проблем не представляет. Ну и то, что касается осыпей и обвалов, то в принципе в скважинах с углами до 55 градусов и в больших углах тоже никаких признаков осыпания не было, все было нормально.
И в заключение, РУП "Производственное объединение "Белоруснефть", а в частности на территории Украины ООО «Сервис Ойл», готовы к плодотворному сотрудничеству с любыми заинтересованными компаниями!
