Преимущества систем силикатных промывочных жидкостей нового поколения
Силикатные промывочные жидкости нового поколения
Виктор Крылов, д.т.н., Вячеслав Крецул, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Введение
Строительство наклонно-направленных скважин на месторождениях Западной Сибири в основном осуществляется по традиционной схеме со спуском направления диаметром 324 мм на глубину 10-50 м, кондуктора диаметром 245 мм на глубину ~450-800 м в зависимости от назначения скважины и последующем бурении долотом диаметром 215,9 мм до проектной глубины со вскрытием продуктивных горизонтов на глубине 1800-2700 м, сопровождаемым спуском, цементированием и перфорацией обсадных колонн диаметром 140, 146 или 168 мм. К сожалению, кажущаяся экономическая эффективность такого похода, обусловленная низкой материалоемкостью и стоимостью такой конструкции и высокой скоростью строительства скважины сводится на нет низким качество вскрытия продуктивных пластов и производительностью скважин [1, 5].
Производительность таких скважин определятся качеством как первичного, так и вторичного вскрытия и может быть увеличена только использованием комплекса мероприятий, направленных на повышение качества вскрытия, включая использование во всех технологических операциях таких составов рабочих жидкостей, компоненты которых при проникновении в ПЗП в наименьшей степени снизили бы ее проницаемость для углеводородов в условиях конкретного объекта вскрытия, применение ступенчатого цементирования, седиментационно устойчивых цементных растворов, элементов технологической оснастки обсадной колонны, а также более эффективных технологий и оборудования вторичного вскрытия продуктивных пластов. При этом ожидается, что суммарные затраты, связанные с внедрением и использованием новых технологий, направленных на улучшение качества вскрытия, не должны существенно увеличивать стоимость строительства скважины и себестоимость добычи нефти.
К сожалению, используемая конструкция скважины накладывает ряд существенных ограничений на оптимизацию программы промывки скважины с целью совершенствования качества первичного вскрытия, которая является одним из первых шагов к улучшению качества вскрытия в целом. В идеальном случае, бурение всего интервала, в том числе и кондуктора, должно осуществляться на одной и той же промывочной жидкости или с использованием взаимно совместимых жидкостей для снижения объемов их приготовления и стоимости, минимизации объема отработанного бурового раствора и шлама (особенно в условиях безамбарного бурения). Желательно, чтобы используемая промывочная жидкость имела сравнительно простую рецептуру, низкую стоимость и не требовала дополнительных затрат времени на обработку и инженерное сопровождение. Поскольку длина 215,9 мм открытого ствола в таких скважинах составляет более 1500 м и содержит большое количество глинистых пород, необходимо, чтобы промывочная жидкость обладала достаточными ингибирующими свойствами для снижения наработки и разбавления жидкости и стоимости обработки для поддержания требуемых свойств. Зачастую, кровля продуктивных горизонтов сложена неустойчивыми осыпающимися аргиллитами, требующими дополнительных мер по стабилизации стенок скважины в наклонных стволах. Наличие большого количества проницаемых пропластков с высокой вероятностью дифференциального прихвата требует применения промывочной жидкости с низкими значениями плотности и водоотдачи, тонкой фильтрационной коркой. Кроме того, промывочная жидкость должна обеспечивать высокое качество адгезии цементного камня на всем протяжении интервала для обеспечения качественной изоляции горизонтов.
При этом бурение собственно продуктивного горизонта требует использования специализированной промывочной жидкости с детальной проработкой факторов, влияющих на качество первичного вскрытия.
Таким образом, подобная конструкция скважины предъявляет весьма жесткие и противоречивые требования в выбору промывочной жидкости. Данная задача может быть решена несколькими методами [1]:
1. Бурение скважины до кровли продуктивных горизонтов осуществляется с использованием обычных глинистых или полимерглинистых растворов. Перед вскрытием продуктивных горизонтов бурение останавливается и производится облагораживание, дообработка или преобразование промывочной жидкости для осуществления вскрытия продуктивных горизонтов.
2. Бурение скважины до кровли продуктивных горизонтов осуществляется как и в первом случае. Перед вскрытием продуктивных горизонтов производится полная замена раствора на специализированную промывочную жидкость.
3. Бурение всего интервала (и, возможно, всей скважины) осуществляется одной и той же промывочной жидкости, которая удовлетворяет всем указанным выше требованиям.
Очевидно, что первые два подхода имеют ряд существенных недостатков:
1. Дообработка, конвертация или приготовление нового раствора потребуют остановки бурения и дополнительных затрат времени на дообработку/приготовление раствора.
2. Так как промывочная жидкость существенно загрязнена мелкодисперсной твердой фазой после бурения вышележащих интервалов, кондиционирование жидкости на оборудовании очистки обычно малоэффективно (особенно, если планируется переход к ингибированной рецептуре раствора) и требуется сброс части жидкости (обычно от 40 до 100 м3) и разбавление пресной водой, что не всегда приемлемо.
3. Одним из широко распространенных требований является снижение плотности раствора (часто существенное) перед вскрытием продуктивных горизонтов. Однако, изменение плотности и свойств раствора в открытом стволе большой протяженности часто влечет за собой дестабилизацию стенок скважины, осыпи и обвалы глинистых пород и другие осложнения.
В первом случае осуществляются лишь косметические изменения в рецептуре и свойствах промывочной жидкости. При этом затраты времени и средств на облагораживание, дообработку жидкости практически не компенсируются ничтожным увеличением качества вскрытия и производительности скважин, особенно с учетом вероятных осложнений ствола скважины после обработки.
Второй вариант, который является более эффективным с точки зрения улучшения качества первичного вскрытия, требует сброса большого объема отработанной жидкости (до 200-250 м3) и приготовления новой. Так как промывочная жидкость для первичного вскрытия имеет другой состав и свойства и выполняет другой комплекс задач по сравнению с раствором, применявшемся на вышележащих интервалах, изменение характера взаимодействия нового типа жидкости с породами, слагающими стенки скважины обычно ведет к осложнениям ствола скважины. Второй подход также является одним из наиболее дорогих из-за большого объема требуемого раствора и реагентов для обработки.
При использовании третьего варианта промывки требуется разработка промывочной жидкости, которая бы удовлетворяла всем указанным выше критериям и обеспечивала высокое качество вскрытия. Такая жидкость будет обеспечивать эффективное и быстрое бурение вышележащих интервалов с минимальной наработкой и разбавлением раствора, сохранением номинального диаметра ствола скважины и стабильности стенок. При этом для вскрытия продуктивного горизонта не потребуются какие-либо изменения в рецептуре раствора или технологии промывки. Среди промывочных жидкостей, удовлетворяющих подобным требованиям, можно отметить растворы на углеводородной основе, хлоркалиевые растворы, системы на основе гликолей [1, 3, 4], и, с недавнего времени, силикатные растворы.
Использование подобных “универсальных” растворов является наиболее технически перспективным направлением совершенствования качества как бурения скважины в целом, так и первичного вскрытия продуктивных пластов. В сочетании с усовершенствованными технологиями вторичного вскрытия, данный подход несомненно позволит существенно увеличить экономическую эффективность бурения по традиционной схеме строительства скважин в Западной Сибири.
Преимущества систем силикатных промывочных жидкостей нового поколения
Буровые промывочные жидкости на основе высоких силикатов обладают большим числом преимуществ по сравнению с обычными глинистыми или малоглинистыми полимерными растворами:
- высочайшие ингибирующие способности, приближающие и иногда превосходящие РУО;
- высокое удельное сопротивление;
- высокая экологическая безопасность;
- высокая стабильность;
- высокая степень “родства” с цементом гарантирует очень высокое качество крепи.
Силикатные растворы лишь незначительно дороже обычных полимерглинистых растворов, содержат минимальное количество компонентов и легки в приготовлении и обслуживании. По сравнению с РУО, силикатные растворы обладают существенно более низкой стоимостью, низкой токсичностью, высокой экологической безопасностью, взрыво- и пожаробезопасны, не требуют специального оборудования для приготовления и изменения технологии цементирования скважин.
При стоимости, сопоставимой с хлоркалиевыми растворами, жидкости на основе силикатов имеют высокое удельное сопротивление, позволяющее проводить электрокаротаж в открытом стволе, и обладают более высокими экологическими показателями. Кроме того, силикатные растворы позволяют стабилизировать диспергирующиеся и осыпающиеся глинистые породы, где хлоркалиевые растворы малоэффективны.
Силикатные растворы заметно превосходят системы на основе гликолей по уровню ингибирования и обладают существенно меньшей стоимостью, сопоставимы по величине удельного сопротивления и несколько уступают по уровню водоотдачи и смазывающей способности.
Силикатная система построена на широко известных и применяемых в настоящее время в Западной Сибири реагентах (Polypac, Duovis, карбонат кальция) и может быть легко приготовлена “с нуля” или на базе имеющего малоглинистого полимерного раствора. С учетом возможности использования системы для бурения всего ствола скважины (включая кондуктор), низкой стоимости и низкого коэффициента разбавления, силикатная система нового поколения представляет высокий интерес для бурения скважин в Западной Сибири по традиционной технологии.