Бурение пород ММП (вечно-мерзлых пород), бурение под термокейс до 35-40 метров.
Вероятно, многие молодые специалисты не встречались пока с понятием «термокейс», поэтому считаю целесообразным дать краткое разъяснение. Бурение под термокейс ведется РШ-1000 или расширителем, который включает три боковых шарошечных долота (калибрующие диаметр 1000 мм); два нижних и одно – центральное. Как правило, это шарошки с термостойкими вставками TCI (зубьями). В пробуренный ствол спускают термокейс с наружным диаметром 820 мм и внутренним – 510 мм. Между стенками термокейса расположен пенофлекс (или другой аналог пены), минимизирующий риск растепления пород ММП при дальнейшем углублении под кондуктор 324 мм.При приготовлении глинистого раствора или пасты на основе бентонита необходимо придерживаться следующих правил:
- оптимальная концентрация бентонита: от 85 до 100 кг/м3;
- условная вязкость должна составлять до 130-140 сек/кварта;
- температура воды для приготовления раствора не должна превышать 12оС. Чтобы снизить риск нагревания раствора, следует отключить паровые линии и нагреватели.
Рецепт приготовления 40м3 бурового раствора: - каустическая сода – 0,5 мешка (25 кг/меш.);
- бентонит – 4 мешка (1000 кг/меш.);
При данной рецептуре для снижения водоотдачи возможно использование модифицированного крахмала или ПАЦ Н (полианионновой целлюлозы).
Следует дать время распуститься бентониту, в среднем это 2-3 часа. При бурении термокейса подбираются более-менее крупные сетки. На первом этапе очистки, при оборудовании в блоке ЦСГО тремя виброситами, следует установить ситовые панели в следующем порядке: на потоке установить более крупные сетки размером от 45 API до 50 API; на боковых виброситах 70-80 API - так как сила потока будет значительно меньше, что приведет к незначительному переливу раствора; на линейном вибросите сите под гидроциклонами установить сетки от 140 до 230 API. Желательно не использовать илоотделитель, так как есть большая вероятность забивки конусов, а применять только пескоотделитель. Как правило, бурение происходит быстро, и большого удельного веса раствор не набирает.
Вывод: Основными рисками при бурении под термокейс может стать растепление пород ММП, что в дальнейшем приведет к нестабильности ствола скважины и катастрофическим поглощениям. Поэтому нельзя нагревать воду или раствор выше + 12 С, условная вязкость не должна быть менее 130 сек/кварта - для хорошей наработки фильтрационной корки. После цементирования термокейса, буровой раствор можно оставить на бурение под кондуктор.
Бурение под кондуктор 324мм до 650-700м.
На данном этапе проводки скважины критически важно эффективно настроить систему очистки, снять насадки на конусах илоотделителя. Нужно выполнить настройку таким образом, чтобы пескоотделитель работал на ЦСГО (сам на себя), а насосом (ШН) илоотделителя работать на рабочую емкость. Также можно периодически запускать центрифугу, если она настроена на рабочую емкость. Установку ситовых панелей на линейных виброситах можно осуществлять, комбинируя размеры в диапазоне 70-100 API,а на осушающем вибросите следует использовать размер 230 API.
Основные требования при бурении под кондуктор 324 мм:
Не превышать программные значения, удельный вес бурового раствора должен быть не более 1,16 г/см3. При увеличении удельного веса следует постоянно проверять ситовые панели на их целостность и своевременно заменять на новые. Постоянной проверке подлежит и работа систем очистки:
1) проверять плотность пульпы с конусов песко-, илоотделителя;
2) проверять, есть ли слабая вибрация на конусах. Иногда бывает, что раствор просто выходит без очистки.
Рекомендованные меры:
- Разбавление раствора на свежее приготовленный.
- Запуск центрифуги (разрешен, если содержание песка в растворе не более 1%.)
Для минимизации риска растепления пород ММП нельзя допускать снижение условной вязкости раствора до 125-150 сек. При бурении в глинах для снижения риска наработки сальника рекомендуется держать рН – 8,5-9 и использовать противосальниковые добавки (например, Drilling detergent, производство компании Halliburton Baroid. Желательно данную добавку вводить в трубное пространство путем заливки по 2 ведра перед наращиванием).
При увеличении условной вязкости во время бурения в сланцевых породах необходимо приготовить и всегда держать в резерве легкий раствор с наименьшей концентрацией бентонита или на основе ПАЦ Н (с концентрацией 2-3 кг/м3). Во время бурения в песках условная вязкость начинает умеренно снижаться, следует немедленно реагировать дабы не привезти к растеплению пород ММП:
1) Откачать 8-10м3 раствора в БПР и обработать бентонитом 1-2 мешка, далее произвести обработку по циклу.
2) Если условная вязкость падает очень быстро, необходимо произвести обработку через гидроворонку с выходом на рабочую емкость по циклу.
3) При переслаивании пород песков с глинами необходимо проверить уровень рН в растворе. Дело в том, что иногда из-за слабого рН-уровня имеющаяся глина плохо деспергирует (растворяется). В таких случаях можно произвести «легкую» обработку раствора каустической содой по циклу.
На месторождении Сузунское компании АО «Ванкорнефть» имеется очень опасный интервал по вертикали от 240 до 280м (бурение в песках). На данном этапе бурения очень важно соблюдать контроль всех вышеуказанных параметров бурового раствора. При несоблюдении одного из параметров можно легко растеплить или порвать пласт, что вызовет катастрофическое поглощение без выхода циркуляции на устье. Как показывает мой личный опыт, при поглощениях в данном интервале кольматирующие пачки не дают положительных результатов, поэтому осложнения подобного характера в большинстве случаев могут привести к необходимости установки цементного моста и бурению второго ствола. Примечание: необходимо очень строго соблюдать условную вязкость в пределах от 120-150 сек., удельный вес раствора 1,13-1,16 г/см3.
Бурение под техническую колонну 245 мм
Бурение под техническую колонну 245мм обычно не вызывает проблем. КНБК на данном интервале, как правило, включают в себя РУСы (роторно-управляемые системы), и вынос шлама очень хороший при оборотах ВСП 80-120. Главное - поддерживать реологические параметры раствора и не снижать условную вязкость менее 40 сек.Бурение под эксплуатационную колонну 178 мм
Бурение под эксплуатационную колонну обычно не вызывает проблем. В рамках нашей статьи наибольший интерес для нас представляет нижняя часть интервала, в которой встречаются серые или, как их еще называют, «шоколадные» глины. В некоторых случаях бурение данных интервалов причиняет инженеру по буровым растворам немалую головную боль. Вроде и глины как глины, но при СПО (шаблонировании ствола скважины «на сухую») часто происходит сужение ствола скважины, затяжки, посадки. Иногда без проработки не обойтись. Желательно все же пройти сложный интервал «на сухую», дабы не провоцировать глины раствором. Шаблонирование данного интервала (400-500м) может занимать от 3 до 5 дней.Исходя из опыта, можно отметить несколько рекомендаций по бурению данного интервала:
- до входа в глины необходимо снизить водоотдачу до 3,8-4,0 мл/30 мин;
- за 100 м до входа в глины следует ввести и обработать раствор ингибиторами (лучше всего - силикатом натрия). На основе сульфированного асфальта лучше делать малообъемные пачки до 10м3. Рецепт прост: половина мешка каустической соды, мешок загустителя и сульфированный асфальт с концентрацией до 40 кг/м3. Можно добавить пару мешков целлюлозы или модифицированного крахмала для работы на водоотдачу, (желательно готовить на теплой воде - для распускания асфальтена). При приготовлении раствора на пополнение можно по 3-4 мешка на 40м3 добавлять сульфированный асфальт. Нельзя превышать указанное количество, так как при распускании он залепит сетки и последует перелив раствора через шнек.
После получения фильтрата на пресс-фильтре, вы заметите, что фильтрат стал темного кофейного цвета. Это свидетельствует о том, что буровой раствор более-менее готов к «встрече» с глинами. Необходимо также постоянно кальматировать раствор мраморной крошкой CaCо3, содержание мела не менее 60 кг/м3. При бурении глин как таковых глин вы не заметите (они достигают до 30% от общего объема шлама). Первые признаки входа в глины - это небольшое увеличение условной вязкости раствора. После шаблонировки интервала бурильная колонна, как правило, ходит свободно. При достижении забоя необходимо произвести промывку и обработать раствор разжижителем тип Shale stabilizer.
Бурение под «хвостовик» 114 мм
Это, пожалуй, самый благоприятный интервал для инженера по буровым растворам. Практически все бурение осуществляется через коллекторы, одни пески, поэтому в основном проблем не возникает. Водоотдачу раствора можно держать до 6 мл/30мин.Примечание: перед приготовлением раствора на основе фугата (тех. воды) замерьте следующие параметры: рН, Ca + total hardness (общую жесткость), содержание хлор ионов (CL). Запомните: после бурения под хвостовик в растворе содержание CL до 25000-40000 мг/л, после переработки через блок ФСУ данный фугат лучше не использовать для приготовления бентонитовой пасты. Это объясняется тем, что бентонит очень плохо распускается в соленой воде, так что лучше сбросить данный раствор или использовать в дальнейшем.
