Применение бурового раствора Algypo™ для предотвращения

опыт
Применение бурового раствора
Algypo™ для предотвращения
осложнений и повышения
качества крепления скважины
П.В. КОПЫСОВ,
ведущий инженер
технологической службы
М.А. ЮТЯЕВ,
управляющий директор
ООО «Промышленная химия»
ГК «Миррико»
В.Ю. КЛЕТТЕР,
к.т.н., главный специалист отдела
строительства скважин
З.М. КУТЛУГУЖИНА,
инженер отдела строительства
скважин
ООО «БашНИПИнефть»
ОАО АНК «Башнефть»
М.Ф. КАРИМОВ,
заведующий лабораторией
буровых растворов отдела бурения
«ТатНИПИнефть»
ОАО «Татнефть»
50
Статья посвящена
проблемам
предотвращения
ликвидации
осложнений в виде
осыпей, обвалов,
поровых поглощений,
улучшения качества
крепления скважин,
повышения
стабильности
бурового раствора в
условиях агрессивных
сред и сохранения
коллекторских свойств
продуктивного
пласта. Представлены
промысловые
результаты
использования
системы бурового
раствора Algypo,
разработанного
и запущенного в
производство Группой
компаний «Миррико».
EXPERIENCE OF USING MUD ALGYPO™
TO PREVENT COMPLICATIONS
AND IMPROVE THE QUALITY
OF MOUNTING HOLE
УДК
И.Х. ФАТХУТДИНОВ,
к.т.н., старший специалист отдела
продаж химических реагентов для
бурения
I. FATKHUTDINOV, M. YUTYAEV, «Industrial Chemistry» LLC («MIRRICO» GC),
V. KLETTER, Z. KUTLUGUZHINA, LLC «BashNIPIneft», Ph.D. (JSOC «Bashneft»),
M. KARIMOV, «TatNIPIneft» (JSC «Tatneft»)
The article is devoted to the problems of preventing the elimination of complications such as talus, landslides, pore
acquisitions, improve the quality of well casing, improve stability of mud in corrosive environments and preservation
of reservoir properties of the reservoir. The results of the use of mud system Algypo are presented, developed and
launched in the production by the «MIRRICO» GC.
Keywords: drilling mud, lost circulation, calcium aggression, scree, rock falls,
the rate of moisturizing ability.
еологические разрезы нефтяных
месторождений Урало-Поволжья
представлены карбонатными породами,
сложенными из известняков, ангидритов,
гипсов, доломитов, терригенных разрезов
песчаников с пропластками глин, аргиллитов, мергелей, алевролитов, характеризующихся неустойчивостью вследствие
набухания глин и осыпей аргиллитов и
алевролитов. Бурение вышеуказанных отложений сопровождается осложнениями,
связанными с прихватами, заклинками бурильного инструмента, а также поглощением бурового раствора, образующимся в
результате размыва гипсов.
Научно-инжиниринговым центром ГК
«Миррико» разработана новая система
бурового раствора Algypo™ для предотвращения указанных осложнений.
Algypo™ относится к группе саморегулирующихся ингибирующих систем для бурения известняков, ангидритов, гипсов,
доломитов и песчаников с пропластками
глин, аргиллитов, мергелей, алевролитов. Уникальное ингибирующее действие
Algypo™ обусловлено наличием в системе катионов K+, Ca2+, Al(OH)2+, каждый из
указанных катионов является ингибирующим по отношению к терригенным
отложениям.
Глины и глинистые сланцы имеют чаще всего смешанный тип строения и
представляют собой смесь глин с разным
типом кристаллической решетки. Раз-
Г
ные катионные системы с той или иной
эффективностью применяются для различных типов глинистых минералов. При
совместном использовании K +, Ca 2+,
Al(OH)2+ возникает комплексный синергетический эффект. Образующиеся в буровом растворе гидроокиси металлов,
адсорбируясь на выбуренной породе,
препятствуют ее переходу в буровой раствор. Попадая в трещины и поры, гидроокиси металлов закупоривают их, снижая поглощающую способность пластов
и укрепляя стенки скважины. Дополнительный ингибирующий эффект достигается вследствие блокирования катионами
калия и кальция гексагональной структуры глинистых минералов и снижения их
гидратации.
Оценка ингибирующих свойств буровых растворов проводилась согласно РД
39-2-813-82 «Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов», с использованием обваливающихся пород сарайлинской толщи Сарайлинской площади Республики Татарстан.
На рис. 1 приведены показатели увлажняющей способности (По) глинистого бурового раствора, воды и бурового раствора Algypo™.
На рис. 2 приведено время устойчивого состояния пород (Туст) в зависимости от
вида бурового раствора. Время устойчивого состояния пород определено по формуле, приведенной ниже:
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 07-08/2013
опыт
Показатель увлажняющей способности По (м/час)
0,450
0,400
0,350
0,300
0,250
0,200
0,150
0,100
0,50
0
Врямя устойчивости пород (сут)
0,438
20,00
18,00
16,00
14,00
12,00
10,00
8,00
6,00
4,00
2,00
0,00
0,155
0,088
Algypo
ПГБР
Вода
Рис. 1. Показатели увлажняющей способности воды,
глинистого бурового раствора и раствора Algypo™
18,63
9,72
3,02
Algypo
ПГБР
Вода
Рис. 2. Время устойчивого состояния пород (Туст)
в зависимости от вида бурового раствора
нии скважин 1611 и 1613 Сергеевского месторождения
ОАО АНК «Башнефть».
По успешным результатам бурения скважины 1611
с применением бурового раствора Algypo™ заказчик
принял решение о продолжении применения Algypo™
на горизонтальной скважине 1613. Следует отметить,
где:
Туст – время устойчивого состояния пород;
Rc – радиус скважины;
Рр – плотность бурового
раствора (кг/м3);
Глинистый раствор
Буровой раствор Algypo™
Полимер-солевой раствор
Рп – плотность пород
Скв. 11 БВЛ
Скв. 1611
Скв. 1632
(кг/м3);
По – показатель увлажняющей способности бурового раствора;
α – угол наклона пласта
в градусах.
Буровой раствор Algypo™
предназначен также для
качественного вскрытия
низкопроницаемых терригенных, карбонатных и смешанных коллекторов. Комплексное применение гидрофобизаторов и ПАВ, входящих в состав бурового
раствора Algypo™, позволит снизить отрицательное
влияние фильтрата бурового раствора на коллекторские свойства призабойной
зоны скважины.
Дополнительным фактором, обеспечивающим превосходство Algypo™ над глинистым буровым раствором,
является его стойкость к
кальциевой агрессии, вызванной поступлением кальция в буровой раствор из
цементного камня, выбуренной горной породы и пластовых вод.
Вышеуказанные свойства были подтверждены при
проведении опытно-промысловых испытаний (ОПИ) с
применением бурового раствора Algypo™ в ООО «БашРис. 3. Результаты кавернометрии скважин ОАО «АНК «Башнефть»
нефть-Бурение» при буреБУРЕНИЕ И НЕФТЬ 07-08/2013
51
опыт
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Табл. Затраты на ликвидацию осложнений возникших
в скважинах 1632 и 1611
97,6
66,2
64,4
59,1
40,9
12,8
2,4
Скв. № 20991
(Бур. р-р Algypo)
35,6
21
Скв. № 21059
(Бур. р-р Algypo)
Плохое сцепление
Скв. № 32297
(Полимер солевой
бур. р-р)
Частичное сцепление
Скв. № 32284
(Полимер солевой
бур. р-р)
Хорошее сцепление
Рис. 4. Качество крепления в продуктивном интервале
скважин Альметьевской площади
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
83,2
86,3
64,4
59,1
40,9
35,6
16,8
13,7
Скв. № 20991
(Бур. р-р Algypo)
Скв. № 21059
(Бур. р-р Algypo)
Плохое сцепление
Скв. № 32297
(Полимер солевой
бур. р-р)
Частичное сцепление
Скв. № 32284
(Полимер солевой
бур. р-р)
Хорошее сцепление
Рис. 5. Качество крепления в надпродуктивном интервале
скважин Альметьевской площади
52
Наименование
что к моменту принятия решения об использовании
раствора Algypo™ скважина 1613 была пробурена до
глубины 1779 м, к этому времени буровая бригада в
течение 50 суток (табл.) занималась ликвидацией поглощений бурового раствора. После установки цементного моста и начала бурения нового ствола с использованием бурового раствора Algypo™ скважина 1613
была пробурена без осложнений. Во время бурения
вскрывались поглощающие горизонты, но после поглощения бурового раствора в количестве 5 – 7 м3 осложнение прекращалось.
Загрязнение бурового раствора тонкодисперсным
цементным шламом, образовавшимся, в интервале
1740 – 1778 м, было ликвидировано усилиями специалистов ООО «БашНИПИнефть» и ГК «Миррико» после
проведения в лаборатории буровых растворов исследований и соответствующей обработки на скважине.
При бурении 1-го ствола скважины 1613 в интервале 1686 – 2510 м (824 м) на ликвидацию поглощения
было затрачено 330 м3 бурового раствора (0,4 м3 на
1 м проходки), при отсутствии материальных и временных затрат, связанных с ликвидацией поглощений;
также отсутствовали затраты, связанные с простоем
буровой бригады и использованием специальной техники (цементировочные агрегаты, цементосмесительные машины и др.).
При бурении 2-го ствола скважины 1613 в интервале 1740 – 2223 м (483 м) было израсходовано 73 м3
Осложнения всего, час
Вымыв осадка,час
Геофизические исследования, час
ЗГР; ОРГ; Намыв опил, час
Исследование ствола, час
Набор воды, час
Прочие работы в осложнении, час
Смена пакера, час
СПО в борьбе с осложнениями, час
Тампонаж скважины, час
Полимерсолевой
раствор, скв.
1632
132
1,0
5,0
64,0
3,0
3,0
5,0
3,0
23,0
32,0
Буровой
раствор
Algypo™,
скв. 1611
2,0
2,0
бурового раствора (0,15 м3 на 1 м проходки). Снижение
интенсивности поглощения бурового раствора свидетельствует о способности бурового раствора ликвидировать поглощения интенсивностью до 5 м3 в час.
Анализ бурения скважины 1611 (буровой раствор
Algypo™) и скважины 1632 (полимер-солевой буровой
раствор) Сергеевского месторождения ОАО «Башнефть» показал следующее:
1. Средняя механическая скорость при применении
Algypo™ на скважине 1611 составила 3,07 м/час, что
на 13,2% (2,71 м/час) больше, чем механическая скорость, достигнутая на скважине 1632 при бурении на
хлоркалиевом буровом растворе.
2. Коммерческая скорость в интервале испытаний
бурового раствора Algypo™ на скважине 1611 составила 642 м/ст.мес., что на 24,9% (514 м/ст.мес) больше,
чем коммерческая скорость, достигнутая на скважине
1632 при бурении того же интервала на хлоркалиевом
буровом растворе.
3. Система бурового раствора Algypo™ позволила
пробурить ствол скважины в условиях неустойчивых
отложений глин и аргиллитов с минимальным коэффициентом кавернозности (Рис. 3).
4. Обвального выхода шлама на виброситах не наблюдалось.
Вышеуказанные свойства бурового раствора, полученные во время проведения ОПИ в ООО «БашнефтьБурение», были подтверждены также при проведении
ОПИ с применением Algypoтм в ООО «Бурение» при бурении скважин 20991 и 21059 Альметьевской площади
ОАО «Татнефть». При бурении скважин на Альметьевской площади выявилось, что буровой раствор Algypoтм
способствует улучшению качества крепления эксплуатационной колонны (рис. 4 и рис. 5).
Таким образом, система бурового раствора Algypo™
способствует изоляции поглощения бурового раствора интенсивностью до 5 м3/час, предотвращает осложнения в виде осыпей и обвалов и улучшает качество сцепления цементного камня с эксплуатационной колонной. Algypo™ является уникальной разработкой ГК «Миррико» и находится в процессе патентования.
Ключевые слова: буровой раствор, поглоще−
ния бурового раствора, кальцевые агрессии,
осыпи, обвалы, показатель увлажняющей
способности
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 07-08/2013