Исследование и разработка облегченных буровых растворов для горизонтального бурения коллекторов с аномальными пластовыми условиями (на примере газового пласта пк 1 ямбургского и уренгойского месторожд
На правах рукописи
ИСАЕВ СЕРГЕЙ ПЕТРОВИЧ
ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ОБЛЕГЧЕННЫХ
БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО
БУРЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ С АНОМАЛЬНЫМИ
ПЛАСТОВЫМИ УСЛОВИЯМИ
(на примере газового пласта ПК1 Ямбургского
и Уренгойского месторождений)
Специальность 25.00.15 – Технология бурения и освоения скважин
Автореферат диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Тюмень - 2007
Работа выполнена в научно-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин «НИПИ ТСС» при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский Государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)
Научный руководитель - Кашкаров Николай Гаврилович
кандидат технических наук
Официальные оппоненты - Поляков Владимир Николаевич
доктор технических наук
- Аксенова Наталья Александровна
кандидат технических наук
Ведущая организация - Тюменское отделение Сургутского науч
но-исследовательского и проектного ин
ститута нефтяной промышленности (ТО
«СургутНИПИнефть)
Защита состоится 5 октября 2007 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет октября, 38.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.
Автореферат разослан 5 сентября 2007 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета,
доктор технических наук, профессор В.П. Овчинников
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы
Наращивание объемов добычи газа на месторождениях Надым–Пур–Тазовского региона для народно-хозяйственного потребления и экспортных поставок осложняется тем, что в эксплуатирующихся сеноманских отложениях наметилась тенденция снижения пластового давления. Одним из решений задачи роста объема добычи углеводородного сырья на месторождениях с падающим пластовым давлением является строительство дополнительных эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием. Геолого–технические сложности заканчивания таких скважин обусловлены аномально низким пластовым давлением, широким диапазоном проницаемости коллекторов, литологической неоднородностью продуктивного пласта, наличием зон с аномально высоким поровым давлением. В этих условиях особые требования предъявляются к технологии промывки и буровым растворам, обеспечивающих качество проводки горизонтального ствола и качество вскрытия высокопроницаемого продуктивного пласта. Известные технологические решения для вскрытия «истощенных» коллекторов (буровые растворы на основе углеводородов и афронов, пены низкой плотности и бурение на депрессии, в том числе с герметично замкнутой циркуляцией) требуют реализации сложных технических и экологических мероприятий. Реализация таких мероприятий сопровождается значительными затратами времени и средств, отрицательно сказывается на себестоимости добываемой продукции, а для условий буровых работ на Уренгойском и Ямбургском ГКМ является экономически не оправданной.
Цель работы
Повышение эффективности горизонтального бурения газовых скважин путем разработки и применения буровых растворов низкой плотности на водной основе, предупреждающих загрязнение коллектора и обеспечивающих сохранение устойчивости стенок скважин в породах с резко отличающимися пластовым и поровым давлениями.
Основные задачи исследований
1. Анализ геолого-технических условий строительства горизонтальных скважин на апт-сеноманский комплекс продуктивных отложений Уренгойского и Ямбургского ГКМ в условиях падающих пластовых давлений.
2. Анализ современного состояния практики применения и тенденций совершенствования буровых растворов для строительства горизонтальных скважин.
3. Экспериментальные исследования высокомолекулярных реагентов, лигносульфонатов, пеногасителей для выбора компонентов облегченного бурового раствора, обеспечивающих эффективное управление его плотностью и реологическими показателями.
4. Экспериментальное обоснование состава бурового раствора, способа его приготовления с учетом сохранения фильтрационно-емкостных свойств суперколлектора и экологической безопасности строительства скважины.
5. Опытно-промысловые испытания облегченных буровых растворов при бурении горизонтальных стволов в суперколлекторе ПК1 с резко отличающимися пластовым и поровым давлениями.
6. Разработка нормативных документов по приготовлению, химической обработке облегченных буровых растворов и контролю их технологических параметров при проводке горизонтальных стволов в сложнопостроенном продуктивном горизонте ПК1.
7. Разработка нормативных документов по организации контроля качества, поставляемых компонентов облегченных буровых растворов для производства буровых работ на месторождениях, расположенных в районах Крайнего Севера.
Научная новизна выполненной работы
1. Научно обоснован и экспериментально подтвержден способ управления псевдопластичными свойствами пресного бурового раствора путем его обработки поверхностно-активными веществами (ПАВ) на основе омыленных жирных и смоляных кислот.
2. Экспериментально доказано, что действие механодеструкции полимерных компонентов усиливается биодеструкцией и сопровождается резким изменением реологических свойств бурового раствора.
3. Научно обоснована эффективность кавитационной технологии приготовления облегченных буровых растворов на основе лигносульфонатов и омыленных жирных и смоляных кислот.
Практическая ценность и реализация работы
1. Для бурения горизонтальных стволов в высокопроницаемых сеноманских отложениях с аномальными поровым и пластовым давлениями разработаны составы пресных буровых растворов низкой плотности, обладающих псевдопластичными свойствами.
2. Для управления технологическими параметрами буровых растворов предложены новые отечественные лигносульфонатсодержащие реагенты, ПАВ на основе омыленных жирных и смоляных кислот, полимеры на основе эфиров целлюлозы и пеногасители.
3. Разработаны составы облегченных минерализованных растворов на основе формиатов и поташа для вскрытия заглинизированных коллекторов. Управление технологическими свойствами минерализованных растворов производится новым реагентом «Аэроник» и полианионной целлюлозой, обладающей реодинамическим эффектом в скоростных потоках при солевой агрессии жидкой фазы облегченного бурового раствора.
4. Для приготовления «вспененных» систем рекомендована кавитационная технология, обеспечивающая кратное снижение затрат времени на приготовление пресных и минерализованных буровых растворов низкой плотности.
5. Дана сравнительная оценка эффективности лигносульфонатных реагентов и пеногасителей, обеспечивающая возможность объективного выбора химических реагентов для управления плотностью и реологической характеристикой «вспененных» буровых растворов.
6. Для реализации механизма защиты буровых организаций от поставок недоброкачественной продукции разработана схема контроля качества компонентов облегченных буровых растворов, включающая сертификацию, приемочный контроль, входной контроль и требования к упаковке, обеспечивающей сохранение качества продукции при транспортировке и хранении.
7. Основные положения диссертационной работы внедрены в практику проектирования и строительства газовых скважин путем включения в следующие нормативные документы ОАО «Газпром» :
- СТО Газпром 2-3.2-144-2005 «Лигносульфонатные реагенты для обработки буровых растворов. Технические требования»;
- СТО Газпром 2-3.2-106-2007 «Пеногасители буровых растворов. Технические требования»;
- РД 00158758-251-2000 «Технологический регламент применения облегченного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов на Ямбургском и Уренгойском ГКМ».
Апробация результатов исследования
Материалы диссертационной работы докладывались и обсуждались на:
- 11-ой Международной конференции «Эфиры целлюлозы и крахмала: Синтез, свойства, применение» (май 2007 г., г. Владимир);
- 2-ой Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития» (май 2007 г., г. Анапа);
- RAO/CIS OFFSHORE 2007 «Международная конференция и выставка по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ» (сентябрь 2007 г., г. Санкт-Петербург);
- заседании научно-технических советов ООО «Бургаз», Ф «Тюменбургаз»;
- заседании секции «Бурение скважин» Ученого совета ООО «ТюменНИИгипрогаз»;
- заседаниях кафедры бурения ТюмГНГУ и НИПИ ТСС.
Публикации
Основные положения диссертационной работы изложены в 9 печатных работах, включая 8 статей и один обзор.
Объём и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырёх разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (166 наименования) и двух приложений (46 страниц). Изложена на 225 страницах машинописного текста, содержит 52 таблицы и 9 рисунков.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована необходимость разработки новых составов буровых растворов для горизонтального бурения высокопроницаемых сеноманских отложений с аномальными поровым и пластовым давлениями, показана актуальность темы, поставлена цель и определены основные задачи исследований, выделены научная новизна и практическая ценность проведенных исследований.
В первом разделе проведен анализ геолого-технических особенностей и совершенствования строительства газовых скважин в условиях падающих пластовых давлений.
На месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона, включая Уренгойское и Ямбургское пробурено и эксплуатируется около четырех тысяч газовых скважин. Основным объектом эксплуатации является продуктивный пласт ПК1 сеноманского горизонта. В продуктивном разрезе преобладают песчанно-алевролитовые породы (60-90 %), имеющие широкий диапазон проницаемости (от 0,001 до 7 мкм2), газонасыщенности (от 47 до 93 %) и открытой пористости (от 22 до 44 %). Пластовое давление относительно начального снизилось более, чем в 1,5 раза. В условиях падающих пластовых давлений горизонтальное бурение пласта ПК1 (в отличие от вертикального способа вскрытия) осложняется увеличением протяженности ствола в глинистых породах с аномально высоким поровым давлением (АВП0Д), склонных к обвалообразованию. Коэффициент аномальности поровых давлений глинистых пропластков в коллекторе и покрышке залежи остаётся достаточно высоким и колеблется в пределах от 1,3 до 1,8. Устойчивость стенок горизонтального участка ствола в этих условиях дополнительно снижается из-за уменьшения действия «арочного» эффекта, снижения градиента гидроразрыва пород с увеличением угла наклона ствола, анизотропией прочностных (механических) свойств горных пород по вертикали и горизонтали. В этих условиях, применяемые проектные решения в области технологии промывки горизонтальных скважин требуют дальнейшего совершенствования.
Основные зарубежные публикации по технологии промывки горизонтального ствола связаны с иностранными исследователями Zamora M., Byrd B., Jefferson D.T., Gao E., Young A.C., Powell J.W. и др. В отечественной истории развития буровых растворов и технологии промывки при горизонтальном бурении сформировалось несколько направлений, представителями которых являются Ангелопуло О.К., Андерсон Б.И., Бастриков С.Н., Грачев С.И., Калинин А.Г., Крылов В.Н., Леонов Е.Г. Никитин Б.А., Пеньков А.И., Потапов А.Г., Рябоконь С.А., Тагиров К.М., Шарипов А.У.
Пеньковым А.И., Вахрушевым Л.П. для проводки горизонтальных скважин предложено использовать полиалкиленгликолевые растворы. Гусейновым Т.И., Кизямовым Э.А., Назаровым Р.А. отмечена перспективность применения для горизонтального вскрытия пласта эмульсионного бурового раствора на основе нефти. Под руководством Андресона Б.А. для горизонтального бурения разработаны состав полигликолиевого глинистого раствора на основе полианионной целлюлозы и безглинистые растворы на основе пластовой воды и полиакриламида. Матыцин В.Н., Рябченко В.И. считают, что важнейшим методом улучшения выносящей способности бурового раствора является направленное регулирование его реологии. Они пришли к выводу о необходимости применения промывочной жидкости с быстро формирующейся структурой. Паршуковой Л.А., Еланцевой С.Ю. показано, что для обеспечения устойчивости стенок скважины перспективными являются биополимерные растворы с ингибирующими свойствами. Дуркин В.В. изучая особенности очистки горизонтального ствола доказал, что показатель нелинейности бурового раствора должен находиться в пределах 0,3-0,65. Для управления реологическими свойствами бурового раствора при бурении горизонтальных скважин Пеньковым А.И., Вахрушевым Л.П. изучены и предложены новые отечественные полисахариды (ПАЦ, КМОЭЦ, ОЭЦ), обеспечивающие возможность снижения показателя нелинейности до 0,35-0,36 в т.ч. минерализованных (ингибированных) систем. Вопросы обеспечения устойчивости горизонтальных стенок скважины являются наиболее сложными и по этой причине остаются практически не изученными, хотя эта проблема в практике буровых работ имеет многолетнюю историю. Применительно к условиям горизонтального бурения могут быть использованы научные исследования Войтенко В.С., Новикова В.С., Зозули В.П., Шантарина В.Д. в которых устойчивость стенок скважины увязана с динамикой фильтрационных процессов жидкой фазы бурового раствора. Для условий строительства газовых скважин с горизонтальным окончанием ствола в коллекторе ПК1 с АНПД (Уренгойское, Ямбургское ГКМ) проблема устойчивости стенок скважины и очистки ствола особо обостряется из-за необходимости применения буровых растворов низкой плотности – «вспененных» полимерглинистых составов (трехфазная пена). Основы управления трехфазными пенными системами в вертикальных скважинах разработаны и подробно изложены в научных работах Тагирова К.М. Исследованиями выполненными под его руководством доказано, что с увеличением глубины бурения вертикальной скважины интенсивность процесса растворения и сжимаемости газовой фазы «вспененных» буровых растворов изменяются нелинейно. Отмечено нелинейное распределение гидростатического давления с увеличением глубины скважин в зависимости от начальной плотности трехфазной пены.
Во втором разделе изложены экспериментальные исследования химических реагентов для управления плотностью бурового раствора и оптимизации его технологических параметров в условиях пенообразования.
Пенообразование буровых растворов относится к одному из самых распространенных осложнений для ликвидации которого применяют пеногасители. Для бурения скважин в условиях АНПД процессы пенообразования и пеногашения могут быть использованы для управления технологическими свойствами бурового раствора. В связи с этим проведены экспериментальные исследования пенообразующих реагентов на основе лигносульфонатов: Borre-Thin F, Borresil, Borresol FCL, Borresol FCR, Deeres-100 (фирма «Ligno Tech Finland Oy»); Q-Broxin, Lignox (фирма «Baroid»); Desco CF (Hilips Petroleum); Polythin (SKW); Tannatnin (M-I); BW Rheotrol (BW Mud), а также отечественных реагентов Лигнотип, Лигнопол, лигносульфонатсодержащих полимеров серии R, акриллигносульфоната АЛС, ФХЛС, карболигносульфоната пекового (КЛСП), ФХЛС-Б, Окзил-СМ, Лигназ-1. Исследования проведены в составе пресных и минерализованных растворов. Результатами исследований установлено, что перспективными лигносульфонатами для приготовления облегченного («вспененного») раствора являются комплексные реагенты КЛСП и АЛС. В сравнении с аналогами эти реагенты наиболее эффективно снижают условную вязкость и показатель фильтрации бурового раствора. Для восстановления плотностип «вспененных» буровых растоворов проведены экспериментальные исследования пеногасителей: Atren Antifoam, Atren Antifoam S («Гамма-Хим»); Пентакс («Химтрейдинвест»); Defomex, Софексил 4248П, кремнийорганических пеногасителей на твердых носителях (перлит, цеолит), МАС-200, Пента 466, ПКП-1, СБМ и др. Показано, что большинство исследованных пеногасителей не обладают «универсальностью» по восстановлению плотности буровых растворов, отличающихся по компонентному составу. При этом отмечено их существенное влияние на изменение реологических показателей буровых растворов.
Результаты выполненных исследований использованы для разработки стандартов организации (СТО Газпром), регламентирующих технические требования и методы контроля качества лигносульфонатных реагентов и пеногасителей для обработки буровых растворов при строительстве газовых скважин.
В третьем разделе приведены результаты исследований по разработке облегченного бурового раствора для горизонтального бурения в «истощенном» суперколлекторе.
Снижение механической скорости горизонтального бурения относительно вертикального способа пропорционально увеличивает количество циклов и продолжительность циркуляции бурового раствора. Поэтому при выборе полимерных реагентов для управления технологическими параметрами раствора при горизонтальном бурении должна учитываться устойчивость полимера к деструкции. Исследования механодеструкции полимеров проведены совместно с Шумилкиной О.В. на установке УПМ-160. Предложено устойчивость полимерных компонентов к механодеструкции оценивать по величине показателя Км, который характеризует относительное изменение условной вязкости водного раствора полимера после многократного истечения его из гидромониторного узла. Показатель Км может меняться от значений близких к нулевым до значений близких к единице. Увеличение показателя Км свидетельствует о разрушении внутримолекулярных связей полимера. Отрицательное значение Км свидетельствует о наличии реодинамического эффекта полимера в скоростных полях водного раствора (таблица 1).
Таблица 1 – Показатель механодеструкции полимеров в
минерализованной и дистиллированной воде
| Наименование полимера | Показатель Км через 24 цикла циркуляции | ||
| Пресная вода | Вода+5% NaCl | Вода+26 % NaCl | |
| AquaFLO HV («Hercules») | 0,40 | 0,29 | 0,31 |
| AquaPAC Reg («Hercules») | 0,37 | 0,33 | 0,37 |
| ПАЦ-В (ЗАО «Полицелл») | - 0,24 | - 1,59 | - 1,58 |
| СФ-2/400 (ЗАО «Полицелл») | - 0,14 | - 0,25 | - 0,09 |
| Биополимер - Поликсан ИВ | 0,11 | 0,60 | не определен |
| Биополимер - К.К. Робус | 0,67 | 0,67 | не определен |
Экспериментально подтверждены результаты выполненных ранее в ООО «ТюменНИИгипрогаз» стендовых исследований и выводы о том, что механодеструкция полисахаридов в скоростных полях наиболее интенсивно проявляется в течении первых десяти циклов циркуляции бурового раствора. Экспериментально обнаружено специфическое изменение условной вязкости пресного и минерализованных растворов опытных образцов полианионной целлюлозы (ПАЦ) в сдвиговых полях. Установлено, что в течении 12 циклов циркуляции пресный раствор ПАЦ увеличивает свою вязкость на 30 %, а затем вязкость монотонно убывает. Слабоминерализованный раствор (5 % NaCl) раствор ПАЦ в течении первых 6 циклов циркуляции резко (в 2,5 раза) увеличивает свою вязкость, которая затем стабилизируется и не снижается в течении последующих 18 циклов циркуляции. Аналогичный характер изменения вязкости отмечается у высокоминерализованного раствора, максимальное увеличение вязкости происходит через 12 циклов циркуляции. Реодинамический эффект сульфацелла СФ – 2/400 в большей степени проявился в слабоминерализованном растворе. В исследованиях биодеструкции выполненных совместно с Сенюшкиным С.В. использовались ПАЦ высокой вязкости: Aqua Pac R (Hercules); ПАЦ-В (ЗАО «Полицелл»); ПАЦ-ВВ (ЗАО «Карбокам»), крахмальные реагенты: ПСБ (ЗАО «Полицелл»); Filter-Cheсk (Baroid) и биополимеры: К.К. Робус (ЗАО «Промсервис»); Биоксан (ЗАО «НТП «Тетра»). Замеры реологических свойств растворов проводились через каждые трое суток в течение месяца, за исключением ПСБ и биополимеров, которые уже через 6-9 суток выделяли резкий неприятный запах. Экспериментально установлено, что крахмальный реагент Filter-Cheсk модифицированный бактерицидом сохраняет реологические свойства водного раствора длительное время (30 суток). Биодеструкция ПАЦ, сопровождающаяся изменением показателя консистенции и показателя нелинейности наиболее заметно происходит в течение 10-15 суток (рисунок 1). Отмечено, что показатель консистенции водного раствора Камцел ПАЦ-ВВ резко уменьшается (в десятки раз) в течение 15-30 суток, при этом показатель нелинейности по сравнению с первоначальным значением увеличивается почти в два раза.
Аналогичная динамика отмечена для «Полицелл ПАЦ-В». Установлено, что достаточно высокой устойчивостью к биодеструкции обладает полианионная целлюлоза AquaPac-R, реологические свойства раствора которой мало изменяются в течение 20 суток.
Экспериментально доказано, что для снижения плотности бурового раствора путем его эмульгирования наиболее эффективно применение ОТП и КЛСП, чем эмультала. В диапазоне концентрации этих эмульгаторов 0,1 – 0,3 % вес. снижение поверхностного натяжения составило в среднем 40 %. Для сравнения эмультал уменьшает этот показатель на 30 %. Омыленный талловый пек (ОТП) – поверхностно-активное вещество на основе жирных и смоляных кислот, обладающих смазочными свойствами. Карболигносульфонат пековый (КЛСП) – композиционный реагент в состав которого входят ОТП, ФХЛС и КМЦ. На основе экспериментальных данных (исследовано 33 рецептуры) показано, что в качестве стабилизатора целесообразно использование полимеров на основе эфиров целлюлозы (КМЦ, ПАЦ, ГОЭЦ). Разработан состав аэрированного («вспененного») бурового раствора с плотностью 700 – 900 кг/м3. Доказано, что отличительной особенностью облегченного раствора является наличие псевдопластичных свойств, которые проявляются после его обработки ОТП. В ходе экспериментальных исследований были получены значения показателя нелинейности с нижним пределом 0,35–0,4.
Для изучения изменений основных технологических свойств бурового раствора до и после аэрации в забойных условиях использовался «базовый» раствор – полимерглинистая суспензия плотностью 1030 кг/м3. «Базовый» раствор готовился на основе 6 % глинистой суспензии. В качестве стабилизатора использовался полимер на основе эфиров целлюлозы в концентрации 0,3 % вес. Снижение плотности «вспененного» раствора до 850-900 кг/м3 производили обработкой ОТП (0,2 % вес.).
Исследования сжимаемости приготовленных модельных «базового» и «вспененного» растворов проводили с помощью установки «Chandler модель 4268 ES» с ячейкой PVT объемом 200 мл при температуре + 25 0С. Ячейка PVT, оборудованная электронной системой сбора данных обеспечивала возможность оценки степени увеличения плотности путем измерения уменьшения объема раствора ( V). Экспериментально установлено скачкообразное повышение плотности при избыточном давлении 1,3 МПа, которое было отмечено уменьшением объема «вспененного» раствора в ячейке PVT на 5 %. Для сравнения объем «базового» раствора в этих условиях уменьшился на 1,8 %. Дальнейшее повышение избыточного давления в ячейке PVT до 10 МПа сопровождалось стабилизацией объема обоих растворов (рисунок 2). Полученные данные уточняют критический диапазон избыточных давлений, отмеченный в работах Тагирова К. М. при изучении аномальности объемного уменьшения трехфазной пены в стволе скважины. Реометрические исследования модельных растворов проводили на ротационных вискозиметрах с программным управлением. Исследованиями на восьмискоростном вискозиметре OFITE-900 с термоячейкой установлено, что увеличение температуры «базового» и «вспененного» растворов с 25 0С до 80 0С мало сказывается на их реологической характеристике в диапазоне градиентов скорости сдвига () 400 – 600 с-1 и 100 – 300 с-1 соответственно (рисунок 3). Отмечено, что при низких влияние температуры в большей степени сказывается на реологии «базового» раствора, а при высоких наоборот – «вспененного» раствора. При низких увеличение температуры приводит к росту напряжений сдвига (), а при высоких наоборот - к снижению. Установлено, что вспенивание «базового» раствора приводит к уменьшению на всем диапазоне (от 5,1-1 до 1022 с-1). Дальнейшие реометрические исследования продолжили при температуре 25 0С с помощью реометра «Chandler модель 7400 HPHT» при избыточном давлении от 0,6 МПа от 20 МПа. Обработкой экспериментальных данных по модели Гершеля – Балкли было установлено, что увеличение давления практически не сказывается на показателе нелинейности (n). Динамическое напряжение сдвига (0) с увеличением избыточного давления с 0,6 МПа до 5 МПа уменьшается с 49 дПа до 42 дПа для «базового» раствора, и с 29 дПа до 23 дПа для «вспененного» раствора. Дальнейшее увеличение давления до 20 МПа приводит к уменьшению 0 соответственно в 3,5 и 1,5 раза. На реометре «Chandler модель 7400 HPHT» в диапазоне скорости сдвига от 5 до 1021 обратных секунд было проведено 80 измерений при различных значениях избыточного давления. При обработке этих данных по модели Гершеля-Балкли ( = 0 + Кn) были получены следующие реологические зависимости:
- для «базового» раствора = 48,15 + 0,35 0,87 (R2 = 0,95);
- для «вспененного» раствора = 27,49 + 1,3 0,68 (R2 = 0,99).
Анализ реологической характеристики «базового» и «вспененного» растворов, показывает, что за счет обработки «базового» раствора омыленным таловым пеком показатель n уменьшается на 30 %. Экспериментально установлено, что при температуре + 25 0С с уменьшением плотности от 1030 кг/м3 до 700 кг/м3 за счёт аэрации удельное электрическое сопротивление бурового раствора увеличивается на 20 % (с 3,1 до 3,7 Ом.м).
Стендовыми испытаниями доказано, что применение кавитационной технологии приготовления «вспененного» раствора на основе ОТП и КМЦ позволяет более чем в десять раз уменьшить затраты времени (таблица 2).
Таблица 2 – Сравнительная эффективность способов эмульгирования
бурового раствора
| Продолжительность активации, мин | Снижение плотности бурового раствора, % | |
| высокоскоростной миксер | кавитационный перемешиватель | |
| 1 мин | 0,5 | 32,5 |
| 4 мин | 2,5 | 44,2 |
| 8 мин | 5,1 | 44,2 |
| 15 мин | 17,6 | 44,2 |
| Примечание: Состав бурового раствора: глинопорошок –5%; КМЦ–500 – 0,4%; ОТП – 0,5 %. Плотность «базового» раствора 1035 кг/м3. | ||
Стендовые исследования влияния «вспененного» раствора на проницаемость суперколлектора проведены на установке УИПК-1М при температуре керна 30–33 0С. В качестве насыпного керна был использован песчаный материал с фракционным составом обеспечивающим его проницаемость в пределах 0,18–0,44 мкм2. Исследования показали, что применение эмульгированного раствора обеспечивает полное восстановление проницаемости кернового материала, но отмечен случай ухудшения проницаемости при использовании в качестве эмульгатора эмультала. Для сравнения проведены исследования фильтрата бурового раствора после его деэмульгирования. Установлено, что такой фильтрат обеспечивает необходимое восстановление проницаемости (90 %), но его проникновение в поровое пространство керна происходит при репрессии 0,05 МПа. Аэрация раствора позволяет увеличивать предельную величину репрессии в 60 раз, что подтверждает наличие блокирующей способности эмульгированной полимерглинистой системы на основе КМЦ и ОТП.
Исследованиями выполненными РАМН (институт «Экология человека и гигиена окружающей среды» им. Сысина А.Н.) доказана низкая токсичность облегченного раствора. Раствор отнесен к 4 классу опасности и охарактеризован как малоопасное вещество (гигиеническое заключение № 77.99.4.515.П.16830.12.00).
Опытно-промысловые испытания облегченного бурового раствора проведены при бурении скважин 420.3 Ямбургского, 1142.3, 1143.1, 1143.2 Уренгойского месторождений. В качестве ПАВ для аэрации раствора при бурении скважины № 420.3 был использован карболигносульфонат пековый (КЛСП), а при бурении скважин № 1143.1, 1143.2 – эмультал. Анализ промысловых данных показал, что применение ПАВ обеспечивает необходимую степень аэрации (до 10 %) полимерглинистого раствора, при этом снижается показатель фильтрации (на 0,5–0,6 см3/30мин). Замеры реологических параметров бурового раствора (скв.№ 1142.3 УГКМ) показали, что эмульгированная система имеет отличительные свойства – низкую пластическую вязкость 9–11 мПас, при высоких значениях динамического напряжения сдвига 50–65 дПа. Показатель нелинейности находился в пределах 0,4–0,5. Качество вскрытия пласта ПК1 оценивалось по дебиту газа, полученному во время гидродинамических исследований на штуцере одного размера. Результаты гидродинамических исследований свидетельствуют о незначительном изменении дебита скважины в зависимости от типа бурового раствора и косвенно подтверждают способность высокопроницаемого коллектора к "самоочистке" от загрязнений призабойной зоны пласта.
Опытно-промысловые испытания облегченного раствора продолжены Ямбургском ГКМ (скважина № 120.3) в интервале бурения под хвостовик (1309 - 1423 м). Перед вскрытием продуктивного пласта был заготовлен новый полимер-глинистый буровой раствор. Параметры «свежего» раствора составляли: плотность 1080 кг/м3; вязкость 30-32 с; фильтрация 4,2 см3/30мин. Затем буровой раствор был обработан ОТП в количестве 400 кг. Эмульгатор вводился в буровой раствор в виде 15 % водного раствора. Общий объём циркулирующего бурового раствора составил 80 м3. Параметры бурового раствора после обработки составляли: плотность 1000 кг/м3; вязкость 35 с; фильтрация 3,8 см3/30мин. Для дальнейшего уменьшения плотности введено ещё 100 кг ОТП в виде 15 % водного раствора. После этого параметры бурового раствора составили: плотность 890 кг/м3; вязкость 36 с; фильтрация 3,5 см3/30мин; СНС1/10 - 10/12. В процессе разбуривания продуктивного пласта раствор обрабатывался КМЦ в количестве 300 кг. Для контроля плотности промывочной жидкости использовался модифицированный поплавковый ареометр АБР-1. Опытно-промысловыми работами на скважине № 120.3 Ямбургского ГКМ, доказано, что применение облегчённого раствора (плотность 890 кг/м3) обеспечило возможность безаварийной проводки горизонтального ствола (80 град) с проектной протяженностью 114 метров. За время бурения, геофизических исследований ствола, спуска хвостовика (5 суток) обвалообразований стенок скважины не отмечено.
В четвёртом разделе изложены результаты реализации основных положений диссертационной работы в практике проектирования и строительства скважин.
На основе обобщения и анализа результатов экспериментальных исследований и данных опытно–промысловых работ разработан нормативный документ (регламент) по технологии применения облегченного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов с АНПД на Уренгойском и Ямбургском ГКМ. В регламенте изложены геолого-технические условия применения облегченного бурового раствора, приведены технологические требования к качеству промывочной жидкости и выделены особенности обоснования плотности эмульгированной полимерглинистой системы на водной основе и способ его контроля. Состав бурового раствора использован при разработке ПСД на строительство скважин на Ямбургском ГКМ (ГРП № 148/03-72-Э). В 2007 году на продуктивный объект ПК1 (УКПГ 1, 6 Ямбургского ГКМ) с использованием разработанного бурового раствора низкой плотности пробурено 26 газовых скважин. Разработана схема контроля качества потребляемых компонентов буровых растворов, которая увязывает прохождение продукции от ее производства до поступления на место производства буровых работ. Основными положениями этой схемы являются: добровольная сертификация продукции на стадии заключения договора на поставку; приемочный контроль на стадии отгрузки продукции на месте ее производства; входной контроль поступившей продукции у потребителя; требования к упаковке, обеспечивающей сохранность продукции при транспортировке до буровых и хранении на кустовых площадках. Основные положения по контролю качества компонентов разработанного состава бурового раствора использованы в разработке СТО Газпром РД 2-3.2-144-2005, СТО Газпром 2-3.2-106-2007, которые введены в действие и внедрены в практике проектирования и строительства скважин на Уренгойском и Ямбургском месторождениях.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Показано, что в условиях высокой проницаемости коллекторов проводка горизонтального ствола осложняется резко отличающимися (в 2,5 – 3,5 раз) поровым и пластовым давлениями и необходимостью применения «вспененных» буровых растворов.
2. Отмечена малоизученность и сложность применения «вспененных» буровых растворов для этих условий. Доказано, что для приготовления и управления свойствами таких растворов могут быть использованы пенообразующие реагенты и пеногасители. Проведен анализ современного состояния изученности управления пенообразованием и пеногашением путем химической обработки буровых растворов.
3. Исследовано 30 лигносульфонатных реагентов импортного и отечественного производства, обоснована их сравнительная эффективность для управления фильтрационными и вязкостными свойствами пресных и минерализованных растворов.
4. Отмечено, что сложность физико-химических процессов пенообразования буровых растворов затрудняет выбор типа и характеристику пеногасителя «вспененных» растворов. Установлено, что большинство исследованных пеногасителей не обладают «универсальностью» даже по восстановлению плотности буровых растворов, отличающихся по компонентному составу.
5. Установлен оптимальный перечень показателей технической характеристики лигносульфонатов и пеногасителей. Для лигносульфонатов регламентированы новые показатели качества – «степень разжижения» глинистых высокоструктурированных растворов, показатели статической и динамической фильтрации минерализованных растворов в забойных условиях. Обоснованы новые показатели качества пеногасителей, в том числе учитывающие их реологическую и фильтрационную толерантность. Регламентированы методы испытаний лигносульфонатов и пеногасителей с использованием метрологически аттестованных МВИ (методик выполнения измерений показателей качества).
6. Обоснованы метрологические нормативы выполнения измерений свойств лигносульфонатов и пеногасителей. Разработаны стандарты организации, регламентирующие технические требования и методы контроля качества лигносульфонатов и пеногасителей, обеспечивающие возможность «защиты» буровых предприятий от поставок недоброкачественной продукции путём проведения сертификационных испытаний этих реагентов.
7. Показана эффективность повышения качества управления реологическими параметрами минерализованного бурового раствора за счет совершенствования его состава с применением ПАЦ и ГОЭЦ, обладающих реодинамическим эффектом.
8. По результатам комплексных исследований обоснован состав «облегченного» бурового раствора на пресной основе. Экспериментально доказано, что ОТП и КЛСП в сравнении с эмульталом более эффективно снижают плотность раствора с образованием мелкоячеистой структуры, обладающей псевдопластичными свойствами. На основе результатов сравнительных исследований показана перспективность применения реагента «Аэроник» в качестве компонента облегченного раствора.
9. Доказана эффективность кавитационной технологии приготовления облегченных буровых растворов в сравнении с традиционной. Доказана блокирующая способность «вспененного» раствора, обеспечивающая сохранение фильтрационно-емкостных свойств коллектора ПК1. Экологическими исследованиями установлена низкая токсичность «вспененного» раствора на основе КМЦ и ОТП (4 класс опасности).
10. Проведены опытно-промысловые испытания облегченного раствора при строительстве пяти скважин Ямбургского и Уренгойского месторождений. Анализом гидродинамических исследований установлено, что по качеству вскрытия пласта, облегченные растворы на пресной основе не уступают инвертно-эмульсионным растворам на основе нефти.
11. Разработаны и внедрены в практику проектирования и строительства скважин нормативные документы по приготовлению, химической обработке облегченных буровых растворов и контролю технологических свойств и качества их компонентов. Технологическая эффективность применения облегченных растворов доказана при строительстве 26 скважин на УКПГ 1, 6 Ямбургского ГКМ пластовое давление на которых в 2007 году снизилось до 46 % от гидростатического.
Основные положения диссертационной работы нашли отражение в следующих печатных работах:
1. Исаев С.П. Исследование механодеструкции полимеров в скоростном потоке минерализованных буровых растворов /С.П. Исаев, Н.Г. Кашкаров, О.В. Шумилкина// Бурение и нефть – 2007.-№ 3. – С. 14-18.
2. Исаев С.П. Сертификационные испытания эфиров целлюлозы и крахмала для применения в составе пресных, минерализованных буровых растворов при строительстве скважин на месторождениях ОАО «Газпром» /С.П. Исаев, Н.Г. Кашкаров, Н.Н. Верховская// 11-ая международная научно-техническая конференция «Эфиры целлюлозы и крахмала: синтез, свойства, применение» ЗАО «Полицелл» – 15-18 мая 2007. – С. 205-206.
3. Исаев С.П. Опытно-промысловые испытания облегченного бурового раствора на основе низковязкого полисахарида при строительстве газовых скважин на Ямбургском ГКМ /С.П. Исаев, Н.Г. Кашкаров, А.В. Стадухин// 11-ая международная научно-техническая конференция «Эфиры целлюлозы и крахмала: синтез, свойства, применение» ЗАО «Полицелл» – 15-18 мая 2007. – С. 203-204.
4. Исаев С.П. Экспериментальная оценка эффективности эфиров целлюлозы при длительной циркуляции бурового раствора /С.П. Исаев, Н.Г. Кашкаров, О.В. Шумилкина// 11-ая международная научно-техническая конференция «Эфиры целлюлозы и крахмала: синтез, свойства, применение» ЗАО «Полицелл» – 15-18 мая 2007. – С. 210-212.
5. Исаев С.П. Исследование механизма реодинамического эффекта эфиров целлюлозы при высоких напряжениях сдвига в потоке бурового раствора /С.П. Исаев, Н.Г. Кашкаров, Р.Д. Нагимов, О.В. Шумилкина// Бурение и нефть, № 5 – 2007 – С. 27-30.
6. Исаев С.П. Реометрические исследования биодеструкции высоковязких полисахаридных компонентов буровых растворов /С.П. Исаев, Н.Г. Кашкаров, Н.Н. Верховская, С.В. Сенюшкин// Бурение и нефть, № 6 – 2007 – С. 23-27.
7. Исаев С.П. Исследования плотности и реологии «вспененных» полимерглинистых буровых растворов в забойных условиях// Бурение и нефть, № 8 – 2007. – С. 12-16.
8. Исаев С.П. Современное состояние применения лигносульфонатов, пеногасителей и оценка их эффективности в составе буровых растворов / С.П. Исаев, Н.Г. Кашкаров, Н.Н. Верховская, С.В. Сенюшкин // Научно-техн. обзор. инф., серия: Бурение газовых и газоконденсатных скважин – М.: ИРЦ Газпром, 2007. – 81 с.
9. Исаев С.П. Исследование точности выполнения измерений технологических параметров буровых растворов /С.П. Исаев, Н.Г. Кашкаров, Н.Н. Верховская, Р.В. Плаксин, С.В. Сенюшкин// Сб. науч. тр. – Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз»; СПб: Недра, С-Петербургское отделение – 2007. – С. 140-146.
Соискатель С.П. Исаев
