Использование комплексно ингибированных буровых растворов при проводке скважин
USING OF THE COMPLEX INHIBITOR SLURRIES WHILE DRILLING
OF THE WELLS
V. KOSHELEV, B. RASTEGAEV, Group of companies MIRRIKO OOO A. DOBROSMYSLOV, RN-Yuganskneftegas
Company SBR, incorporated in group MIRRIKO represents of wide scale of the clay and clayless inhibitor systems: chlor-potash, aluminium-potash, gypsum-aluminium, gypsum, gypsum-limestone and etc. drilling fluids.
В.Н. КОШЕЛЕВ,
директор,
Б.А. РАСТЕГАЕВ,
начальник отдела буровых растворов
НИЦ ООО «СБР» ГК «Миррико»
А.С. ДОБРОСМЫСЛОВ,
заместитель генерального директора по бурению
ООО «РН-Юганскнефтегаз»
Резкий спад объемов бурения в 90-е годы коснулся в основном капиталоемких объемов, и, естественно, многие научные задачи были сняты с «повестки дня», не говоря уже о появлении проблем в самих исследовательских коллективах.
Потребность в разработке и применении ингибированных растворов вернулась с «бумом» горизонтального бурения. Активно ворвавшиеся на отечественный рынок иностранные компании, как правило, начинали свой бизнес именно с проводки горизонтальных стволов, предлагая чаще всего для этих целей системы так называемых растворов калий-плюс. В традиционных районах Западной Сибири такой подход оказался достаточно эффективен и (наряду с другими факторами) обеспечил, например, Ml-SWACO хорошие стартовые условия для дальнейшего «захвата» рынка сервисных услуг
Сегодня рост объемов и расширение географии разведочного и эксплуатационного бурения в полной мере возвращает интерес к системам ингибированных буровых растворов. Статистика же аварийности показывает, что унифицированные подходы (применение однотипных растворов) к обеспечению устойчивости неприемлемы. Наиболее продуктивен научно обоснованный подход, учитывающий как геолого-технические условия бурения, так и влияние раствора на загрязнение продуктивных пластов.
В предыдущей статье [1] были представлены, в том числе, результаты использования алюмокалиевых буровых растворов в различных регионах России (месторождения Приазовье и Ванкор). Технологичность, экономичность и эффективность таких систем показали свою очевидность, особенно в условиях разведочного бурения.
Следует заметить, что, говоря об «инги-бирующем эффекте», мы, как правило, оцениваем его по влиянию на устойчивость, главным образом, глинистых отложений (монтмориллонит, гидрослюда). Однако этот метод далеко не универсален, поскольку механизмы потери прочности глин с преобладанием монтмориллонита и, например, мергелей либо перемежающихся глин и доломитов несколько различны. Не вдаваясь в детали, можно констатировать, что во втором случае превалируют процессы, связанные с минимизацией активности водной фазы.
В настоящей работе мы предлагаем вашему вниманию опыт применения комплексно ингибированного биополимерного
Пик популярности исследований в области
ингибированных буровых растворов в нашей стране пришелся на 70-80-е годы прошлого столетия. Большие объемы буровых работ, в том числе в сложных условиях, требовали решения задачи снижения аварийности, повышения скоростей проводки скважин, а постоянный дефицит средств определял широту поиска новых систем и материалов.
Рис. 1. Влияние минерализации на фильтрационные свойства различных буровых растворов
л
опыт
Табл. 1
Факт
Наименование параметров Требуемые по расчету Проект Алюмокалиевый Ванкор №12 Алюмокалиевый Ванкор№16
Под промежуточную колонну 0 244,5 мм
ПО, м/час < 0,05 0,07-0,08 0,02-0,03 *
Ф см2 ВТВД' < 20 15-18 6-8
о, мн/м < 18 38-40 12-14
е, град. 110-120 90 110-115
Под эксплуатационную колонну 0 168,3 мм
ПО, м/час < 0,03 0,07-0,08 0,02-0,03 0,016-0,018
Ф см2 ВТВД' < 16 20-25 8-14 9-11
о, мн/м < 18 38-40 12-14 6-8
е, град. 110-120 90 110-115 115-120
*интервал под промежуточную колонну скв. Ванкор №16 пробурен на алюмокалиевом буровом растворе
компонентным
Рис. 2. Зависимость фильтрации биополимерного раствора от содержания УМС
Рис. 3. Влияние твердой фазы на сопротивление сдвигу по корке биополимерных растворов
алюмо-гипсо-калиевого раствора при бурении скважины №16 месторождения Ванкор.
Использование такой системы определялось не только геологией месторождения (а именно минерализацией пластовых вод и мощной толщей активных глинистых отложений), но также требованием минимизации содержания коллоидальной твердой фазы, что позволяет сохранить проницаемость продуктивных пластов.
Рассчитанные по известной методике [2] требуемые свойства буровых растворов для этой площади приведены в табл. 1.
На рис. 1 показано влияние минерализации на фильтрационные свойства полимерглинистых, глинистых инги-бированных алюмокалиевыми квасцами и биополимерных ингибированных добавками алюмокалиевых квасцов и гипса. Индифферентность последних к солевой агрессии (особенно при высокой температуре) определяется их
Табл. 2. Состав и свойства биополимерного алюмогипсокалиевого бурового раствора
составом и гарантирует антиприхватные свойства раствора, одновременно способствует минимизации обводнения продуктивных коллекторов.
Снизить антиприхватные свойства можно также уменьшением содержания карбоната кальция в буровом растворе. На рис. 2 приведена зависимость фильтрационных свойств биополимерного бурового раствора от содержания карбоната кальция.
При проницаемости, например, до 400 мкм210-3 механическая кольматация коллекторов обеспечивается при концентрации карбоната кальция ~ 2 %, что уже резко снижает фильтратоотдачу в пласт. Дальнейшее повышение содержания гидрофобного мела лишь негативно сказывается на водоотдаче (особенно при повышенной температуре). Объяснение этому явлению достаточно очевидное: минимальные размеры микрочастиц мела и биополимерных клубков различаются на 2 порядка, и карбонатная «арматура», не связанная сорбционными взаимодействиями с гидрофильными защитными полимерами, представляет собой элементарное «сито». Чем больше мела, тем больше «дыр» в фильтрационной пленке-перегородке.
Повышение содержания твердой фазы в полисахарид-ном безглинистом буровом растворе свыше 5%, по данным «Химеко-Ганг» [3], ведет к возрастанию момента страгива-ния по корке до 230 фунт/дюйм (рис. 3). Очевидно, что при повышенной фильтрации избыток мела - не что иное, как дополнительный фактор прихватоопасности. Именно поэтому вызывает сомнение достаточно популярная ныне стратегия некоторых фирм в биополимерных растворах повышать содержание мела (хотя и разнодисперсного, что принципиально ничего не меняет) и одновременно увеличивать содержание смазочных добавок до 3 - 5%. На наш взгляд, добавка мела в безглинистый буровой раствор свыше 5 - 6 % не обоснована и даже вредна. Исключение составляют случаи необходимого повышения плотности раствора для компенсации пластовых давлений, когда необходимо решать задачу «оптимизации вредных воздействий».
В табл. 2 приведены состав и свойства предложенного нами биополимерного алюмогипсокалиевого бурового
Табл. 2
Компоненты Рецептура, кг/м3
ПАЦ-НВ 2
[аммаксан 4
Крахмал СКМ-В 10
А^еп^К 8
Алкиокс-600 5
ПЭС-1 2
АКК 5
Гипс 10
КОН 1,5
УМС 60
Ппл.,мПа с т О' фунт/100фут2 Ое1 /10, фунт/100фут2 п К Фильтрация, см3
20 °С 60 °С 95 °С 20 °С 60 °С 95 °С 20 °С 60 °С 95 °С 20 °С 60 °С 95 °С 20 °С 60 °С 95 °С 20 °С 100 °С
24 15 8 56 16 8 16/18 7/9 2/3,0 0,41 0,43 0,46 19,5 4,7 2,1 4,2 8,0
Табл. 3. Фактические свойства биополимерного алюмо-гипсо-калиевого раствора на разведочной скважине №16 Ванкор
Параметры бурового раствора
Параметры API Требования программы промывки для интервала бурения под ЭК Вновь приготовл. (обработанного до начала бурения) При вскрытии продуктивного пласта Параметры раствора при бурении интервала (от ....до) По окончании бурения интервала
Плотность, г/см3 1,08-1,10 1,05 1,10 1,08-1,11 1,10
Усл. вязкость (API), л/сек. 40-55 60 53 40-55 53
Пластическая вязкость, мПа*с 15-25 22 16 12-25 16
ДНС (API), фунт/100 фут2 20-35 38 30 17-35 30
СНС 10 сек / 10 мин., фн/100фт2 6-16/9-30 13/18 8/14 4-12/9-18 8/14
Водоотдача (API), см3/30 мин. Не более 5 6,2 5 4,5-7,0 5
Песок, % <1,5 0 1,0 0-4 1,0
рН 8,5-9,5 9,0 7 6-7 7
MBT, кг/м3 Не более 56 25-45
Твердая / углеводная фаза, % - 4 6 5-7 6
Жесткость (эквив. Са2+), мг/л 2000-3000 ~ 1500 ~ 800 1500-800 800
раствора. Как видно, биополимерная система бурового раствора имеет очевидные технологические преимущества перед глинистой за счет существенно меньшей реологии (в диапазоне температур до 100 °С), исключения коль-матации коллекторов коллоидной твердой фазой, более простой методологии поддержания низкой плотности обеспечения требуемых ингибирующих свойств.
Настоящая рецептура испытана на скважине Ванкор №16 при бурении интервала под эксплуатационную колонну. В табл. 3 приведены фактические параметры раствора при проводке скважины, а на рис. 3 показаны кавернограммы ряда скважин на площадях Ванкорской
№ скв. 17 Ванкорская 7 Ванкорская 12 Ванкорская 3 Северо-Ванкорская 16 Ванкорская
Тип раствор] Базовые Палиивр-глинистый Опытная нпо«Бумнив» Алюмоюпиевый Базовая Полиыврглинистый Опытная СБР Алюмогипсокалиавый
0,2 0.3 0,2 0,3 0,2 0,3 0,2 0,3 0,2 0,3
2670 я 2760 I
2680 2770
2690 < 2780
2700 2790 Г
2710 • У I 2800
2720 | 1 2810
2730 2820 -
2740 > 2830 1
2750 2760 * Ь 2840 2JS0 I >
2770 \ 2860
2780 2870
2790 2880
2800 2890
Рис. 4. Сравнительные кавернограммы проводки скважин на Ванкорской группе
месторождений
группы месторождений ЗАО «Ванкорнефть», пробуренных на различных типах растворов.
ООО «СБР», имеющее широкую географию приложения своих услуг в области сервиса буровых растворов, предлагает и успешно использует соответственно широкую гамму глинистых и безглинистых ингибированных систем: хлоркалиевых, алюмокалиевых, гипсоалюмока-лиевых, гипсовых, гипсоизвестковых и др. Выбор соответствующего решения по применению тех или иных систем проводится на основании расчетных методов выбора свойств и состава раствора, анализа
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.