Эффективность применения буровых растворов при вскрытии продуктивных пластов месторождений Красноярского края

Use efficiency of drilling muds during drilling-in of fields’ productive layers of Krasnoyarsk territory

V. OVCHINNIKOV, I. YAKOVLEV, N. AKSYONOVA, A. SIRIN, O. ROZHKOVA,
«Drilling of oil and gas wells» Chair Tyumen’ State oil and gas university (TGNGU)

Известно, что основной прирост запасов нефти и газа возможен при увеличении геологоразведочных работ, качественном вскрытии продуктивных пластов – сохранении их естественных фильтрационно-емкостных свойств.

Main increment of oil and gas reserves is possible during increasing of geology-prospecting works, qualitative drilling-in of productive layers – maintaining of their natural filtration-capacity properties.

В процессе бурения интервала продуктивного пласта из-за нарушения напряженного состояния пород в приствольной зоне, проникновения фильтрата технологических жидкостей в структуру порового пространства пород пласта и дальнейшего его взаимодействия с пластовым флюидом (нефтью, газом, минерализованной пластовой водой и т.д.) протекают сложные физико-химические процессы, следствием которых является снижение его проницаемости. Наряду с фильтратом не исключается проникновение твердой фазы и самой промывочной жидкости, что еще более снижает фильтрационно-емкостные свойства коллекторов нефти и газа.

Работами К.А. Царевича, Р.И. Щищенко, П. Эванса и А. Рейда показано, что основными факторами, оказывающими влияние на состояние пристенного участка ствола продуктивного интервала, являются: состав бурового раствора (технологической жидкости), его физико-механические свойства, величина избыточного давления между скважиной и пластом, длительность взаимодействия скважинной жидкости с пластовым флюидом, конструкция бурильной колонны и скважины, литологический состав пород коллектора, термобарические условия и множество других факторов.

В настоящее время разработаны и широко используются различные виды промывочных жидкостей с различным составом и физико-механическими свойствами [1]. В этой связи оценка влияния того или иного раствора на коллекторские свойства продуктивных пластов является актуальной, важной и необходимой для разработки рекомендаций по их применению. И в этом случае наиболее важным показателем оценки эффективности промывочной жидкости является коэффициент восстановления коллекторских свойств пласта [2], а для дисперсной среды – ингибирующая способность в отношении набухаемости глинистых включений в породе-коллекторе, да и самих глин.

Рассмотрим результаты бурения скважин Тагульского и Западно-Тагульского месторождений (Красноярский край).

Типовая конструкция скважины на указанных месторождениях включает: направление диаметром 0,426 м, спускаемое до глубины 150 м, для частичного перекрытия интервала многолетнемерзлых пород (ММП); кондуктор диаметром 0,324 м – до глубины 800 м, также для перекрытия ММП и глинистых пластичных пород; техническую колонну диаметром 0,245 м до глубин 2000 – 2700 м для разобщения интервала, несовместимого по условиям бурения; эксплуатационную колонну диаметром 0,146 м, 0,118 м и 0,178 м, в которую, в зависимости от глубины залегания продуктивного пласта и ожидаемого дебита скважины, спускают лифтовые колонны диаметром, соответственно, 0,073, 0,086, 0,114 м. Высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами – до устья.

Бурение под направление осуществляют с использованием глинистого раствора высокой вязкости (Тус=100 – 150 с). Этот же раствор используют и при бурении под кондуктор, однако в переходной зоне (на границе ММП – глины) вязкость раствора снижают с применением реагентов, предотвращающих наработку глинистой фазы и предупреждающих сальникообразование (каустическая сода, ПАЦ-ИнВ и ПАЦ-ИнН – полианионная целлюлоза, лубриол, МИН-2, МИН-4 – карбонатный наполнитель, полигликоль и др).

Бурение нижних интервалов, сложенных солями и «шоколадными» глинами, требует применения ингибированных минерализованных растворов. При этом стабильность их физико-механических показателей должна быть не менее 34 дней, что связано с длительностью бурения и геофизических исследований (из-за отдаленности объекта).

В табл. 1 представлены составы и физико-механические свойства используемых при бурении под техническую и эксплуатационную колонны промывочных жидкостей.
Табл. 1. Состав и свойства буровых растворов для бурения под техническую и эксплуатационную колонны
Пресный полимерглинистый ингибированный раствор недиспергирующего типа прост в приготовлении, имеет низкую фильтратоотдачу и тонкую фильтрационную корку, стабильность параметров раствора составляет порядка семи дней. Аналоги данной системы используются в других регионах России, где в качестве полигликоля применяются смеси многоатомных спиртов с противокоррозионной смазывающей антиоксидантной добавкой.

Биополимерный карбонатный безглинистый раствор имеет оптимальные для этой системы реологические показатели, высокую недиспергирующую и флокулирующую способность, в сравнении с аналогичными растворами; образующаяся фильтрационная корка имеет низкую проницаемость, кислоторастворима, обладает псевдопластичными свойствами (при высоких скоростях течения имеет низкие показатели сдвига и, наоборот, при низких скоростях – повышенные). Благодаря присутствию формиата натрия биополимер не подвержен биоразложению (показатели раствора стабильны в течение примерно 30 суток), что является основанием в отказе от дополнительной обработки дорогостоящими бактериоцидами.

Для вскрытия иногда применяют утяжеленный инвертноэмульсионный буровой раствор, отличающийся высокой стабильностью параметров, по сравнению с остальными полидисперсионными мультифазными системами [2, 3, 4]. Электростабильность раствора – 500 В. Положительные аспекты раствора заключаются в следующем: отсутствие фильтрации из-за высоких реологических показателей минерального масла и связанной эмульгатором дисперсионной среды (водной фазы); высокий ингибирующий эффект; наличие псевдопластичных и высоких смазывающих способностей. Однако при контактах с пластовыми водами раствор склонен к образованию труднорастворимых соединений.

В некоторых случаях, как альтернатива описанным выше составам, используется пресная ингибированная полигликолем система бурового раствора «Boremax». Ее параметры: плотность 1220 кг/м3, условная вязкость 102 с, пластическая вязкость 31,7 сПз, динамическое напряжение сдвига 12,5 дПа, статическое напряжение сдвига (через 1 мин/10 мин) – 3,3/7,4 дПа, фильтратоотдача – 6 см3/30 мин. Выявлено, что существенным недостатком данной системы является необходимость в периодической (примерно раз в двое-трое суток) обработке бактерицидами, а через 10 суток возникает перенасыщение, и система требует полной замены.

Анализ представленных сведений в сочетании с опытом производства работ показывает, что в процессе бурения, в особенности под техническую колонну, продолжается активная наработка глинистой фазы. Применение полигликоля как ингибитора глин без использования «хорошей» системы очистки (трехступенчатой, четырехступенчатой) не приводит к ожидаемому результату. Отмечается поступление в скважину соединений в виде угольной кислоты. Для ее нейтрализации рекомендован ввод гашеной извести. Имеются и другие негативные последствия применения этих составов, а также отсутствуют сведения об изменениях естественных фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта при их использовании.

Как было изложено выше, основными особо значимыми факторами, оказывающими влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов углеводородов, являются показатели, характеризующие поровую структуру. Один из них – набухаемость глинистых включений. Степень набухаемости глинистых пород определялась на керновом материале, изъятом из скважин Горчинского, Западно-Сузукского, Тагульского лицензионных участков. Интервалы отбора указаны в табл. 2.
Табл. 2. Сведения о месте отбора кернового материала
Набухаемость образцов горной породы осуществлялась на тестере продольного набухания пород в динамическом режиме (компания-производитель оборудования – OFITE), позволяющем провести исследования с учетом термобарических условий пласта. Результаты этих исследований опубликованы в [3, 5, 6], где было показано, что буровые растворы, ингибированные применением солей формиата натрия, обладают большей эффективностью в отношении набухаемости глиносодержащих пород, в сравнении с такими реагентами, как CLAY GRABBER® и полигликоль. Следует отметить, что рассмотренный показатель (набухаемость) косвенно характеризует фильтрационные свойства коллектора, т.е. имея сведения о набухаемости глинистых включений и самой глинистой породы, можно утвердительно говорить лишь о сравнительных свойствах той или иной промывочной жидкости. Наиболее достоверную характеристику, как в количественном, так и в качественном отношении, можно получить по показателю – коэффициент восстановления.

Изучение процессов фильтрации различных видов технологических жидкостей через образцы пород (кернов), с моделированием условий в скважине, можно вести на установке FDS-350. Она позволяет исследовать проницаемость пород при фильтрации одно- и двухфазных систем в статическом и динамическом режимах. С ее помощью можно изучать указанные процессы при прямой и обратной фильтрации потоков фильтрующихся агентов.

Методика проведения исследований заключалась в следующем:
  • готовится модель пласта – выпиливается образец из кернового материала, экстрагируется, насыщается пластовым флюидом;
  • готовится испытуемая технологическая жидкость (буровой раствор готовится в соответствии с заданной рецептурой, исследуются его физико-механические свойства, проводится термостатирование, воздействие агрессивными компонентами – при необходимости);
  • исследования на установке заключаются в имитации термобарических условий; прокачивании через образец углеводородной жидкости (керосина) при пяти режимах, по результатам которых определяется проницаемость (начальная); фильтрации бурового раствора в статическом либо динамическом режимах (буровой раствор постоянно перемешивается, а перед началом фильтрации нагревается до значений температуры, равной забойной); фильтрации потока керосина в обратном направлении.
В табл. 3 представлены сведения об объектах исследований.
Табл. 3. Сведения об объектах исследования
Примечание: ППГИ – пресный полимерный раствор, ингибированный гликолем; BOREMAX – полимер-карбонатный раствор; БКМФ – биополимерный карбонатный минерализованный формиатом раствор; РУО – раствор на углеводородной основе.
Табл. 4. Параметры исследуемых растворов
Примечание: замеры параметров ППГИ, БКМФ и BOREMAX производились при температуре 49 °С, РУО – при 69 °С.
Табл. 5. Исходные данные для моделирования скважинных условий
*Примечание: давление обжима.
По результатам проведенных исследований можно считать, что наилучшие показатели качества вскрытия продуктивных тиррегенных пород (песчаников) будут получены при применении растворов на углеводородной основе (Кв?98%), при условии, что величина депрессии не превышает значений дифференциального давления в процессе бурения. Этот вывод не является новым, он логически и экспериментально обоснован ранее проведенными исследованиями.

Результаты исследований приведены в табл. 6.
Табл. 6. Результаты исследования фильтрационных параметров
Среди исследованных растворов на водной основе преимущество имеет биополимерный карбонатный, минерализованный формиатом натрия раствор (БКМФ). Коэффициент восстановления для различных месторождений варьируется в пределах от 40 до 71%; по-видимому, это связано со структурой порового пространства коллектора, поскольку литологический состав пород практически одинаков. Подтверждением этому служат результаты сравнительного анализа, представленные в табл. 7.
Табл. 7. Средние значения фильтрационных свойств коллекторов месторождений
Видно, что чем выше проницаемость пород, (чем ниже их водоудерживающая способность), тем ниже коэффициент восстановления. Объяснением этому, на наш взгляд, является количество поступившего в структуру порового пространства фильтрата бурового раствора и последующее его взаимодействие с поровым флюидом и, возможно, с минералами, представленными в породе-коллекторе.

Литература

  1. Овчинников В.П., Аксенова Н.А., Грошева Т.В., Рожкова О.В. Современные составы буровых промывочных жидкостей: уч. пос. Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. 156 с.
  2. Овчинников В.П., Яковлев И.Г., Рожкова О.В. Комплексный эмульгатор для создания инвертного эмульсионного раствора на основе минерального масла для вскрытия продуктивных пластов. Заявка на патент РФ. Приоритет № 2013134914 от 23.07.2013.
  3. Овчинников В.П., Яковлев И.Г. Совершенствование составов и технологии приготовления ИЭР на основе минерального масла // Бурение и нефть. 2013. №3.
  4. Овчинников В.П., Яковлев И.Г. Инвертный эмульсионный раствор на основе минерального масла для вскрытия продуктивных пластов. Заявка на патент РФ. Приоритет № 2013111252 от 12.03.2013.
  5. Овчинников В.П., Яковлев И.Г., Сирин А.В. Особенности применения биополимерных ингибированных растворов для вскрытия продуктивных пластов, содержащих различные по химической активности глин (на примере месторождений Красноярского края) // Бурение и нефть. 2014. №1. С. 44 – 48.
  6. Яковлев И.Г. Безглинистые буровые растворы с пониженной плотностью и показателями фильтрации // Oil&Gaz Eurasia. 2007. №1. С. 18 – 19.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Овчинников В.П.

    Овчинников В.П.

    д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Бурение нефтяных и газовых скважин»

    Тюменский государственный нефтегазовый университет

    Яковлев И.Г.

    Яковлев И.Г.

    к.т.н., доцент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин»

    Тюменский государственный нефтегазовый университет

    Аксенова Н.А.

    Аксенова Н.А.

    к.т.н., доцент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин»

    Тюменский государственный нефтегазовый университет

    Сирин А.В.

    Сирин А.В.

    аспирант кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин»

    Тюменский государственный нефтегазовый университет

    Рожкова О.В.

    Рожкова О.В.

    аспирант кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин»

    Тюменский государственный нефтегазовый университет (ТюмГНГУ)

    Просмотров статьи: 11430

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru