«Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море»

К вопросу об ингибирующей и крепящей способности полимеркатионного бурового раствора

УДК: 622.276.66
DOI: 10.33285/0130-3872-2023-10(370)-25-33

Авторы:

¹ Газпром ВНИИГАЗ, Санкт-Петербург, Россия
² Asia Petro Service, Актау, Казахстан
³ Газпром морские проекты, Красноярск, Россия
⁴ Технологическая компания Шлюмберже, Тюмень, Россия

Ключевые слова: строительство скважин, ингибирование глин, глиноемкость, устойчивость ствола, буровые растворы, осложнения, полимеркатионные растворы

Аннотация:

Сложные геолого-технические условия бурения в значительной мере сдерживают темп строительства скважин. Взаимодействие бурового раствора с выбуренной глинистой породой проявляется в виде гидратации, набухания и диспергирования глины под воздействием физико-химических и термобарических процессов. При строительстве скважины глинистый шлам оказывает отрицательное влияние на поведение бурового раствора, приводя к росту концентрации коллоидной фазы (МВТ), вследствие чего увеличиваются его реологические показатели. Для снижения негативного влияния глинистого шлама на свойства бурового раствора используются ингибирующие растворы. В промысловой практике ингибирующую способность бурового раствора часто определяют по глиноемкости. Известно, что чем эффективнее разжижитель и чем больше его количество, тем выше глиноемкость раствора. Следовательно, в такой системе разжижение происходит по механизму диспергирования глины до глинистой фракции и снижения коагуляции. В процессе бурения интервалов глинистых пород, на каком-то этапе МВТ начнет расти с опережением, и эффективность разбавления (или разжижения) становится очень низкой. Это все приводит к росту показателя коллоидной фракции и пропорциональному увеличению реологии, для снижения которой требуется периодическое разбавление раствора дисперсионной средой. Применение высоковязких полимеркатионных буровых растворов в глинистых отложениях Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) обеспечило увеличение механической скорости бурения в среднем в 2-3 раза, предотвратило наработку и связанную с ней утилизацию раствора, снижение осложнений, стабильность технологических показателей и минимизацию химических обработок. В связи этим коллектив авторов авторы и ООО "Газпром ВНИИГАЗ" для строительства скважин на АГКМ рекомендуют использовать полимеркатионные буровые растворы с высокими ингибирующими и крепящими свойствами, причем в качестве критерия по оценке ингибирующей способности рекомендуется использовать наработку. Наработка раствора является основным критерием ингибирующей способности бурового раствора в промысловых условиях. Несмотря на положительный опыт применения хлорида калия в составе ингибирующих буровых растворов было установлено, что его содержание приводит к искажению геофизической информации. Недостатками хлориднатриевой модификации полимеркатионного раствора являются низкая крепящая способность, в первую очередь, по отношению аргиллитоподобных глинистых пород пермотриаса. На основании проведенных исследований разработаны полимеркатионные растворы с нитратом натрия. Разработанные полимеркатионные растворы продемонстрировали более высокую крепящую способность по отношению к неустойчивым аргиллитоподобным глинистым породам пермотриаса.

Список литературы:

1. О выборе реологических показателей бурового раствора / А.М. Гайдаров, А.А. Хуббатов, Д.В. Изюмченко [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2021. – № 4(340). – С. 19–24. – DOI: 10.33285/0130-3872-2021-4(340)-19-24
2. Гайдаров А.М. Исследование и разработка полимеркатионных растворов для строительства скважин в сложных горно-геологических условиях: дис. … канд. техн. наук: 2.8.2. – Уфа, 2023. – 210 с.
3. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. – М.: Недра, 1972. – 392 с.
4. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. – М.: Недра, 1979. – 215 с.
5. Технология проводки подсолевых скважин в Прикаспийской впадине / под ред. У.С. Карабалина, М.А. Танкибаева. – М.: Недра, 1989. – 161 с.
6. Геология и нефтегазоносность западной части Прикаспийской впадины / Т.Н. Джумагалиев, Б.Г. Мойсик, С.У. Утегалиев, В.Ф. Поплевин; под ред. Т.Н. Джумагалиева. – М.: Недра, 1970. – 176 с.
7. Пат. 2798347 Рос. Федерация, МПК C09K 8/24, C09K 8/12, E21B 7/00. Псевдопластичный буровой раствор для улучшения очистки ствола скважины и способ бурения с его применением (варианты) / А.М. Гайдаров, А.А. Хуббатов, М.М.-Р. Гайдаров [и др.]; патентообладатель ООО "Газпром ВНИИГАЗ". – № 2022108143; заявл. 28.03.2022; опубл. 21.06.2023, Бюл. № 18.
8. Грунтоведение: 6-е изд., перераб. и доп. / В.Т. Трофимов, В.А. Королев, Е.А. Вознесенский [и др.]; под ред. В.Т. Трофимова. – М.: МГУ, 2005. – 1024 с.
9. Устойчивость глинистых пород при строительстве скважин: обзорная информ. / М.М.-Р. Гайдаров, Д.Г. Бельский, Д.В. Изюмченко [и др.]. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. – 99 с.
10. Особенности формирования супраструктур в буровых растворах / М.М.-Р. Гайдаров, А.Д. Норов, В.В. Головин, А.А. Хуббатов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2012. – № 6. – С. 38–42.
11. Поликатионные буровые растворы "Катбурр" и перспективы их использования / М.М.-Р. Гайдаров, А.А. Хуббатов, А.М. Гайдаров [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2019. – № 7. – С. 19–25. – DOI: 10.30713/0130-3872-2019-7-19-25
12. Рекомендации по оценке ингибирующих и крепящих свойств бурового раствора / М.М.-Р. Гайдаров, А.А. Хуббатов, А.М. Гайдаров [и др.] // Hефт. хоз-во. – 2019. – № 2. – С. 33–38. – DOI: 10.24887/0028-2448-2019-2-33-38
13. Дедусенко Г.Я., Иванников В.И., Липкес М.И. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. – М.: Недра, 1985. – 160 с.