СОЗДАНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА, НЕ СОДЕРЖАЩЕГО ТВЕРДОЙ ФАЗЫ, ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ КОЛТЮБИНГОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ.

В процессе капитального ремонта скважин с применением колтюбинговых технологий возникает ряд проблем:

1. Большие потери давления при циркуляции промывочной жидкости внутри трубы (более 50%);
2. Трудности связанные с передачей нагрузки на породоразрушающий элемент (напрямую связано с малой жесткостью гибкой трубы);
3. Высокая вероятность дифференциального прилипания инструмента в скважине за счет исключительно направленного бурения [3].

Операция бурения основана на геологических факторах, которые часто приводят к трудностям при очистке пробуренного интервала и авариям. Поэтому с учетом особенностей технологии бурения с применением колтюбинга возникает необходимость выбора системы бурового раствора, не содержащего твердой фазы.

Буровой раствор, не содержащий твердой фазы, представляет собой типичный водянистый гель с хорошими реологическими и тиксотропными свойствами. Не имея в своем составе твердых частиц буровой раствор обладает рядом преимуществ:

1. Уменьшение потерь давления;
2. Имея высокую плотность, обладает стойкостью к быстрой наработке (загрязнению), тем самым стабильнее показатель MBT бурового раствора;
3. Меньшая биологическая токсичность и хорошая экологичность.

Следовательно, возникает необходимость выбора основы, а также смазывающих, очищающих и прочих добавок для соответствия состава бурового раствора требованиям ремонта скважин при помощи колтюбинговых технологий [2].

В инженерно-исследовательском институте в городе Панжинь проводилась разработка и лабораторные исследования бурового раствора без содержания твердой фазы, с различным компонентным составом химических добавок, с целью достижения оптимальных результатов [1].

В качестве основы было предложено использование опресненной морской воды с плотностью 1,27 г / см3, основными составляющими которой являются MgCl2, CaSO4, CaCl2 и NaCl. Для придания реологических свойств раствору были выбраны для исследования 3 химических реагента HT - XC, HPMC и HEC.

После термического старения отношение динамического сдвигающего усилия к пластической вязкости очень низкая и пластическая вязкость высокая, что может увеличить потерю давления при циркуляции. Тиксотропия раствора с добавлением реагента HEC оставляет желать лучшего, а при высоком давлении может легко привести к аварии и утечкам. После добавления HT-XC в базовую жидкость все показатели были в норме. API была низкой до и после горячего старения. Поэтому реагент HT-XC выбран для придания реологических свойств раствору.

Разрабатываемый раствор, имеет высокую минерализацию, поэтому трудно контролировать водоотдачу. Для выбора агента препятствующего потери жидкости были выбраны для исследования 3 химических реагента - нефлуоресцентный агент на основе акриламида (KH - 931), реагент лигнита (SPNH) и модифицированный крахмал (YLJ - 1). Смешанные реагенты с первоначальной основой были подвержены термическому старению при тех же условиях.

В ходе исследования среди трех добавок KH-931 и SPNH показали плохие результаты, в то время как YLJ-1 соответствует требованиям и был выбран в качестве агента фильтрации для бурового раствора, не содержащего твердых частиц.

Из-за низкой жесткости, и отсутствия роторного бурения, при бурении колтюбингом инструмент будет прилипать к большой площади стенки скважины, поэтому в растворе необходима смазывающая добавка.

Для выбора смазывающей добавки были выбраны для исследования 3 химических реагента - SD-505, HY-168 и FG-2. По результатам исследований было установлено, что реагент FG-2 пагубно влияет на реологические свойства раствора, HY-168 высокотоксичен и не соответствует экологическим нормам, смазка SD-505 менее токсична и мало влияет на реологические свойства бурового раствора, что соответствует безопасности и концепции охраны окружающей среды. Поэтому он был выбран в качестве смазывающей добавки в буровом растворе.

В качестве адсорбирующего реагента был выбран реагент SDNR, способный сформировать слой пленки на металлической поверхности, которая может эффективно предотвратить адгезию и коалесценцию аргиллита, уменьшить адсорбцию бурового шлама на поверхности бурового долота.

Чтобы удовлетворить требования колтюбинговых технологий, буровой раствор, не содержащий твердой фазы, был в конечном итоге сформирован с плотностью в диапазоне от 1,03 до 1,50 г / см3.

Была получена формула необходимого раствора: основа + (0,1% ± 0,2%) NaOH + (0,2% ± 0,4%) HT-XC + (2,0% ± 3,0%) YLJ-1 + (0,5% ± 2,0%) SDNR + (1,0% ± 2,5%) ингибитор набухания глин FT-1A + (1,0% ± 5,0%) SD-505 + композитный модификатор плотности соли.

Состав бурового раствора успешно прошел полевые испытания на нефтяном месторождении Liaohe, где применялся при капитальном ремонте трех скважин с помощью колтюбинга.

Первой была скважина JIN2-BING5-215C. В процессе ремонта была достигнута средняя механическая скорость 6,07 м/ч, что на 21,7 % выше, чем у соседней скважины. На скважине QIAN22- 17C достигнута забой 1759 м с длиной бокового ствола 707 м.

Использовался буровой раствор без твердых частиц, с формулой:

Основа + 0,1% NaOH + 0,4% HT-XC + 2,5% YLJ-1 + 1,5% SDNR +

2,5% FT-1A + (от 1,0% до 5,0%) SD-505 + (от 0,5% до 2,0%) YDW-1 + композитный материал, контролирующий плотность соли (плотность от 1,23 до 1,32 г / см3).

По окончании бурения был проведен визуальный осмотр долота на предмет износа. При осмотре под разными углами видно, что долото чистое, без дефектов, вооружение присутствует в полном объеме (рис. 1).

Рисунок 1. Состояние долота на момент визуального осмотра

Во время ремонта не наблюдалось высоких потерь давления, прилипаний инструмента, присутствовал хороший вынос шлама на поверхность.

В реальном процессе бурения буровой раствор, не содержащий твердой фазы, имеет отличные характеристики и добился широкого применения.

Основываясь на лабораторных исследованиях в инженерно-исследовательском институте, удалось добиться стабильных реологических свойств бурового раствора на протяжении всего бурения.

Список литературы:

1. WANG Xiaojun, YU Jing, SUN Yunchao, YANG Chao. A solids-free brine drilling fluid system for coiled tubing drilling. Petrol. Explor. Develop., 2018, 45(3): 529–535.
2. HE Huiqun. Coiled tubing drilling technology and equipment. China Petroleum Machinery, 2009, 37(7): 1–6.
3. Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтянных месторождений Сургутского региона: Сборник научных трудов. Вып. 12/ СургутНИПИнефть, ОАО «Сургутнефтегаз». – М.: Нефтяное хозяйство, 2012. – 160 с.