БУРЕНИЕ СКВАЖИН
УДК 62.244.442.063
© Коллектив авторов, 2014
Термодинамические основы планирования составов буровых растворов для вскрытия солевых отложений большой толщины
С.Н. Горонович, д.т.н., Т.В. Кожина, А.Н. Олейников
(ООО «ВолгоУралНИПИгаз»), Д.Г. Бельский
(ОАО «Газпром»)
Адрес для связи: Sgoronovich@vunipigaz.ru
Ключевые слова: буровой раствор, вторичная кристаллизация, хемогенные отложения, соляной керн, модификатор.
При бурении сверхглубоких скважин на подсоле-вые отложения вызывает затруднение вскрытие терригенно-хемогенного комплекса вследствие возможности возникновения разнообразных осложнений. Достижение высоких технико-экономических показателей строительства скважин в этих условиях определяется наряду с использованием оптимальных КНБК и режимов бурения соответствием типа, состава и параметров бурового раствора горно-геологическим условиям разреза, а также эффективностью физико-химических методов профилактики и ликвидации осложнений.
Среди решаемых задач планирования программы бурения наиболее сложными являются выбор состава и нормирование плотности бурового раствора по совместимым интервалам бурения и термобарическому интервалу залегания хемогенных отложений и их литологической характеристике. При выборе состава бурового раствора важным аспектом являются определение ингибитора для обеспечения устойчивости глинистых пород, исключения осыпей при выщелачивании полигалитов, а также достижение минимальной скорости набухания этих пород.
Условия нормирования плотности бурового раствора в надсолевом терригенном комплексе зависят от поровых давлений, которые при солянокупольной тектонике, например, по северному борту Прикаспийской синеклизы могут соответствовать градиенту давления от 0,00105 до 0,00149 МПа/м. Нормирование плотности бурового раствора для вскрытия хемогенных отложений должно осуществляться при условии обеспечения устойчивости галогенных солей, без учета наличия в хемогенных отложениях пластов кристаллогидратов (бишофит, карналлит) [1]. При этом нормирование плотности бурового раствора на водной основе предполагает обеспечение устойчивости ствола скважины к наиболее распространенным галогенным солям (галиту, сильвину или сильвиниту) при термобарических условиях их залегания в разрезе скважины.
The thermodynamic basis of drilling fluids design for the opening of thick salt deposits
S.N. Goronovich, T.V. Kozhina, A.N. Olejnikov (VolgoUralNIPIgaz ООО, RF, Orenburg), D.G. Belskiy (Gazprom ОАО, RF, Moscow)
E-mail: Sgoronovich@vunipigaz.ru
Key words: the drilling fluid, the secondary crystallization, beds of precipitation, salt core, the modifier
The paper examines the factors that determine the nature of the decline in boreholes at the opening of halogen salts of great thickness. Raises issues related to the valuation of drilling mud during drilling in the beds of precipitation. The article contains the thermodynamic expression of the secondary crystallization process; salt in the borehole wall affects the choice problem requirements modifier medium mud to prevent secondary crystallization. The results can be used to solve the problem of preventing the narrowing of the wellbore due to secondary crystallization of salt on the walls.
Как показали исследования, для достижения устойчивости кристаллогидратов, представленных пластами небольшой толщины, необходимая плотность бурового раствора должна превышать 2100 кг/м3. Однако при бурении с использованием буровых растворов на водной основе не возникает опасность прихвата бурового инструмента, а исключение прогиба обсадной колонны после крепления ствола скважины при развитии одностороннего нагружения на крепь должно выделяться в самостоятельную задачу. В большинстве случаев затяжки и прихваты при подъеме бурового инструмента воспринимаются как течение солей при недостаточной плотности бурового раствора.
Природа процессов сужения стволов скважин при вскрытии галогенных солей большой толщины определяется следующими факторами [2]:
- термобарическими условиями залегания;
- петрографическими особенностями состава горных пород;
- различными физико-механическими свойствами горных пород;
- составом бурового раствора;
- вторичной кристаллизацией выбуренной соли на стенке скважины.
При строительстве поисковых скважин на площадях Прикаспийской синеклизы и Уральского краевого прогиба толщины хемогенных отложений достигают 5400 м при глубине залегания до 5800 м при горном давлении более 140 МПа и температуре до 145 °С.
Исходной информацией для принятия решения о корректировке плотности бурового раствора при бурении являются заключения по данным геофизических исследований скважин (ГИС) о физико-механических свойствах горных пород и давлениях по разрезу, а также результаты химико-аналитических исследований отобранных шлама и керна.
Кинетика вторичной кристаллизации галита на стенке скважины при вскрытии хемогенных отложений большой
Глубина, м Горное давление, Температура, К Плотность соли, Коэффициент чистоты Содержание, %
МПа кг/м3 соли галита сильвина
4931 89,68 355,0 2078 0,845 81,8 2,65
4979 98,9 355,8 1988 0,883 87,1 1,25
5036 100,1 356,2 2039 0,931 91,9 1,24
5106 101,7 357,1 1971 0,881 86,8 1,25
5127 102,1 357,3 1967 0,860 84,9 1,15
5138 102,4 357,5 1986 0,912 89,5 1,71
толщины наиболее полно была изучена при бурении поисковой скв. 174 Акобинская Предуральского краевого прогиба. По результатам геофизических и химико-аналитических исследований отобранного шлама по глубинам, на которых имеются наибольшие отклонения от кадастровой плотности галита, в интервале 4931-5138 м скв. 174 Ако-бинская для нормирования плотности бурового раствора были приняты исходные данные, представленные в табл. 1. Согласно рассчитаным значениям плотности по шести интервалам плотность бурового раствора для обеспечения устойчивости стенок скважины (солей с минимальной пластической прочностью) не должна превышать 1476 кг/м3 при фактической плотности бурового раствора 1610 кг/м3 .
Таким образом, было выявлено, что сужение стенок при бурении скв. 174 Акобинская обусловлено вторичной кристаллизацией, определяющей массоперенос молекул гали-та с мелких кристаллов, формирующихся в среде бурового раствора (перенасыщенный буровой раствор), на крупные кристаллы - стенки ствола скважины.
Для исследования процесса подавления вторичной кристаллизации соли, описываемого уравнением Томсо-на - Кельвина [3], было принято более удобное для использования термодинамическое уравнение
^(Рг/Р^ = 2от-ж' т/(4' R■T■rср), (1)
где р-р р2 - давление пара растворителя соответственно чистого и модифицированного, Па; ат-ж - поверхностное натяжение на границе твердое тело - жидкость, Дж/м2; т - масса выкристаллизованной соли, кг; йж - относительная плотность жидкости; Я = 8,134 Дж/(моль ■ К) - универсальная газовая постоянная; Т - температура измерений, К; гср - средний размер мелких кристаллов в солена-сыщенном буровом растворе.
Данное уравнение решается в параметрическом виде (все переменные уравнения представлены как функции от температуры)
2), 1),
Гср2 = 2от-ж2 ■ т2/(4к2 ■Я Т 1пР2), Гср1 = 2от-ж1 ■ т1/(^ж1 ■Я Т1пР1), т2 = 1пР2 ■ (^ж2 ■Я Т Гср2)/(2от-ж2),
1пР2 = 2от-ж2 ■ т2/(^ж2 ■Я Т Гср2> 1пР1 = 2от-ж1 ■ т1/(^ж1 ЯТгср1)
т.
"1 = 1пР1 ■ (^ж1 ■Я ■ Т Гср1)/(2от-ж2) Таблица 2
(2)
(3)
(4)
(5)
(6) (7)
°т-ж = атв - С°5 0 ■ °ж, (8)
где индексы 1, 2 соответствуют первому и второму образцам; атв - равновесная поверхностная энергия твердого тела Дж/м2; аж - поверхностное натяжение на границе жидкость - газ, Дж/м2; 0 - краевой угол смачивания.
Полученные значения т1 и т2 пересчитываются на 1 м2 поверхности
т2 - т != 1п(Р2/Р1) ■ [(^ж2 ЯТгср2)/(2от-ж2) -
- (4ж1 ■ЯТтСр1)/(2ат-ж1)]. (9)
Подбор температуры при модификации среды бурового раствора для достижения равенства т2 = т1 осуществляется с помощью уравнения (Ь(Р2/Р1) ■ [(^Я ТГср2)/(2°т-ж2) --(¿ж1 ■ ЯТГср1)/(2От-ж1)] = (I0)
Исследование возможности подавления вторичной кристаллизации на стенке скважины в лабораторных условиях проводилось при различной концентрации модификатора среды бурового раствора и нормальной температуре по методике работы [1].
С увеличением содержания модификатора в буровом растворе, насыщенном №С1, уменьшается краевой угол смачивания. Опытным путем были получены значения давления насыщенного пара, краевого угла смачивания солевой пластины, поверхностного натяжения для солена-сыщенных буровых растворов с добавкой модификатора. Это дало возможность рассчитать межфазное поверхностное натяжение на границе раздела твердое тело - жидкость, которое постепенно возрастает с увеличением содержания модификатора в соленасыщенном растворе (табл. 2).
Исследования по изучению влияния модификатора на вторичную кристаллизацию соли на стенках скважины с целью предотвращения сужения ее ствола были проведены на керновом образце галита с вырезанным в нем цилиндром (соляном стакане), в котором циркулировал со-ленасыщенный глинистый буровой раствор с различным содержанием модификатора и без него. Перед началом исследования образец солевого керна высушивали при температуре 105 °С и взвешивали.
Работы были выполнены на шести образцах соляных стаканчиков, осуществлено геометрическое моделирование с расчетным количеством бурового раствора, цирку-
Буровой раствор Плотность раствора р, кг/м3 Давление насыщенных паров раствора рп, кПа Поверхностное натяжение ож, 10-3 Дж/м2 Межфазное поверхностное натяжение на границе твердое тело - жидкость а1ж, 10-3 Дж/м2 е сов 8
А 1190 27,500 77,08 314,622
А, 1197 24,480 69,33 321,491 16°17' 0,961
а2 1198 26,020 65,59 324,003 12°15' 0,978
Аз 1201 24,987 61,96 327,459 11°56' 0,979
а4 1204 22,858 59,40 329,710 10°46' 0,983
Примечания. 1. А - соленасыщенный буровой раствор без добавки модификатора; А1, А2, А3, А4 - соленасыщенные растворы с различным содержанием модификатора. 2. Измерения проводились при температуре 25 °С.
108 11'2014
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
Буровой раствор Изменение массы, г, соляного стакана Среднее изменение
первого второго третьего четвертого пятого шестог
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.