Статья:

Промысловый опыт применения раствора на углеводородной основе

Журнал: Научный журнал «Студенческий форум» выпуск №42(135)

Рубрика: Технические науки

Выходные данные
Аманкулов К. Промысловый опыт применения раствора на углеводородной основе // Студенческий форум: электрон. научн. журн. 2020. № 42(135). URL: https://nauchforum.ru/journal/stud/135/83212 (дата обращения: 24.05.2024).
Журнал опубликован
Мне нравится
на печатьскачать .pdfподелиться

Промысловый опыт применения раствора на углеводородной основе

Аманкулов Курмангазы
студент, Тюменский Индустриальный Университет, РФ, г. Тюмень
Паршукова Людмила Александровна
научный руководитель, доцент, Тюменский Индустриальный Университет, РФ, г. Тюмень

 

В рамках проекта «Салым-Петролеум Девелопмент» планируется в течение двух лет построить пять оценочных горизонтальных скважин. Это позволит оценить потенциал нефтедобычи из баженовской свиты и принять решение о бурении десяти эксплуатационных скважин, за которым, в случае успеха, последует повсеместное применение технологии на месторождении. Первая оценочная скважина US-91094-K94 была законсервирована до вскрытия продуктивного пласта вследствие наличия ряда проблем. Среди них – нестабильность ствола скважины в интервале залегания ачимовских «шоколадных» глин, недоход обсадной колонны диаметром 245 мм до проектной глубины, слом шпиндельной секции двигателя, проведение аварийных работ.

Учитывая предыдущий отрицательный результат, в программу бурения второй скважины US-91092-K92 было внесено большое количество изменений. Пересмотрена конструкция скважины, траектория и угол входа в баженовскую свиту, выбран другой тип промывочной жидкости – раствор на углеводородной основе (РУО). К возможным осложнениям интервала под техническую колонну 311,2 мм следует отнести: обрушение ачимовских глин, поглощения при утяжелении бурового раствора в Черкашинском горизонте, нефтегазопроявления, высокая эквивалентная циркуляционная плотность раствора и соответственно избыточное давление на проницаемые пласты.

Применение раствора на углеводородной основе (минеральное масло) позволило избежать ряда проблем и осуществить успешную проводку «проблемного» интервала. С целью снижения репрессии на проницаемые пласты, производилось ступенчатое утяжеление промывочной жидкости с 1,14 г/см3 до 1,43 г/см3.

При вскрытии Черкашинского горизонта происходили поглощения бурового раствора интенсивностью до 5 м3/час. Исходя из данных о проницаемости пород, а также используя специализированное программное обеспечение, была подобрана оптимальная концентрация кольматирующих материалов и закупоривающих агентов [2].

Благодаря своевременной обработке активной системы, интенсивность поглощения удалось снизить до минимальных значений 0,3–0,5 м3/час. С глубины 2700 м осуществлялось снижение реологических характеристик РУО, пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, статическое напряжение сдвига поддерживались на минимальном уровне (рисунок 2). Данная процедура позволила снизить эквивалентную циркуляционную плотность раствора, уменьшить значения пусковых давлений на насосах, избежать гидроразрыва слабых проницаемых пластов. Для повышения седиментационной стабильности и фазовой устойчивости эмульсии, активная система обрабатывалась эмульгирующими реагентами, поверхностно-активными веществами. В результате показатель напряжения пробоя эмульсии удалось увеличить и поддерживать в диапазоне 900–1000 Вольт.

Необходимо отметить, что именно благодаря использованию раствора на углеводородной основе удалось осуществить бурение в сложных горно-геологических условиях, обеспечить успешную проводку интервала под техническую колонну. Рост объемов применения РУО также объясняется постоянно возрастающими требованиями к качеству вскрытия продуктивных пластов – наиболее ответственному этапу в цикле строительства скважины. Применение в этих условиях буровых растворов на водной основе ведет к ухудшению проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта и необходимости большого объема работ по интенсификации притока.

На Салымском месторождении для вскрытия БС применяется буровой раствор на основе минерального масла Versaclean (РУО), есть примеры вскрытия горизонтального ствола на полимерных ингибирующих буровых растворах (РВО).

ТЭП бурения на РУО существенно лучше, чем на растворах на водной основе, так как механическая скорость бурения выше в 1,3 раза, коммерческая скорость бурения выше в 1,6 раза, время на СПО ниже в 1,4 раза, процент прихватов уменьшился в 4 раза.

Основные проблемы, характерные для интервала БС на месторождениях, разбуриваемых ОАО «Сургутнефтегаз» при бурении с использованием растворов на водной основе, были следующие:

1 Изменение реологических характеристик раствора, особенно из-за осыпавшейся горной породы увеличивало вероятность образования шламовых пробок.

2 Для обеспечения устойчивости скважин поддерживали повышенную плотность бурового раствора, что приводило к дифференциальным прихватам.

Безусловно, водная фаза раствора оказывает влияние на процесс кавернообразования: коэффициент кавернозности при бурении на РВО выше, чем на РУО, но увлажнение имеет здесь второстепенное значение, первопричина – механическая прочность самой горной породы.

Это подтверждают и геомеханические исследования, выполненные Baker Atlas, ими установлено: если забойное давление намного ниже напряжения разрушения породы, то каверны образуются быстро. Если же забойное давление близко к напряжению устойчивости горной породы, но все-таки ниже его, то деформирование идет медленно и проходит стадию сужения ствола с последующим разрушением.

Общеизвестно, что в баженовской свите кроме битуминозных аргиллитов присутствуют и глинисто-алевролитовые прослои, которые склонны к набуханию и последующему разрушению.

На рисунке 6 показано изменение коэффициента кавернозности (Кк) от увеличения плотности бурового раствора. При изменении плотности с 1,26 до 1,29 г/см3 происходит рост коэффициента кавернозности от 0,93 до 1,01. При дальнейшем росте плотности свыше 1,29 г/см3 коэффициент кавернозности увеличивается до 1,02.

В целом видно, что при дальнейшем росте плотности происходит выполаживание кривой со значением Кк=1,02, что близко к номинальному диаметру скважины. Это можно объяснить действием одновременно нескольких факторов. Во-первых, снижается вероятность деформирования неустойчивых глин за счет сужения ствола скважины. Во-вторых, уменьшается осыпание глин, приводящее к увеличению диаметра скважины. Таким образом, можно считать, что при плотностях порядка 1,30 – 1,31 г/см3 для данных интервалов в течение срока бурения не будет происходить сильной деформации глин с последующим их обрушением. Вместе с тем, возможно для некоторых скважин необходимо будет увеличивать плотность и выше этих значений (по прогнозу Baker Atlas до 1,42 г/см3).

Технико-экономические показатели бурения на РУО были выше, чем при бурении на РВО. При бурении на РВО имело место несколько прихватов, закончившихся перебуриванием стволов. На РУО при бурении прихватов вообще не было. Кавернозность стволов на РУО оказалась существенно меньшей, чем при бурении на РВО.

Анализ показывает, что при бурении интервала под хвостовик на РВО коэффициент кавернообразования равен 1,20. При использовании Versaclean при бурении этого же интервала каверны не образуются, а ствол имеет номинальный диаметр (Кк=1,01). Это подтверждает наблюдаемую на многих месторождениях Западной Сибири закономерность уменьшения кавернообразования в глинах стадии среднего катагенеза (глубины более 2000 м и температуры более 65 0С) при использовании ингибированных растворов.

Это объясняется тем, что глинистые отложения среднего катагенеза менее чувствительны к увлажнению и набуханию. Еще более сильно это снижение проявляется при использовании РУО. Ингибированный хлоркалиевый раствор также уменьшает кавернообразование, но результат получается неоднозначный и будет зависеть от концентрации хлорида калия, наличия микрокольматантов, величины зенитного угла, тектонических нарушений [2].

Водная фаза ингибированного раствора даже проникая в глины, не действует столь разрушительно на переходные контакты, как пресная вода, и снижение механической прочности глины не так существенно, как в случае пресного раствора.

В соответствии с геомеханическими исследованиями, проведенными специалистами компаний «Шлюмберже» и Baker Atlas, плотность, необходимая для обеспечения устойчивого состояния глин покурской свиты, должна быть в пределах 1,29 – 1,34 г/см3, что в общем-то и было учтено при проектировании свойств РУО для бурения скважин с большими отходами от вертикали.

Этим, скорее всего, и объясняется номинальный ствол и отсутствие существенных проблем при СПО инструмента. Вместе с тем, сохранение номинального диаметра скважины вызывало необходимость постоянно проводить калибровку скважины и контроль за СПО.

В целом, по интервалу бурения под хвостовик с использованием РУО удалось решить проблемы, которые обычно имели место при использовании растворов на водной основе в виде нарушения устойчивости ствола скважины и образования прихватов.

 

Список литературы:
1. Растворы нового поколения на углеводородной основе [Текст].– М.: «М-I SWACO (Schlumberger)»,  2010. – 26 с.
2. Промывка скважин. Технология применения буровых растворов. [Текст]. – М.: ОАО «Газпром» НОУ «ОНУТЦ», 2008. – 75 с.