close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Разработка бурового раствора на основе рассолов для проводки скважин в зонах аномально высоких пластовых давлений

код для вставкиСкачать
На правах рукописи
НОЖКИНА ОЛЬГА ВЛАДИМИРОВНА
РАЗРАБОТКА БУРОВОГО РАСТВОРА НА ОСНОВЕ РАССОЛОВ ДЛЯ
ПРОВОДКИ СКВАЖИН В ЗОНАХ АНОМАЛЬНО ВЫСОКИХ
ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ
Специальность 25.00.15 – «Технология бурения и освоения скважин»
А в т о р е фе р а т
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Бугульма – 2018 г.
Работа выполнена в ФГБОУ ВО «Самарский государственный
технический университет»
Научный руководитель:
кандидат технических наук, доцент
Живаева Вера Викторовна
Официальные оппоненты:
Гайдаров Миталим Магомед-Расулович
доктор технических наук, ООО «Газпром
ВНИИГАЗ», лаборатория перспективных
исследований, начальник лаборатории
Минибаев Вильдан Вагизович
кандидат технических наук,
ООО «Химпром Менеджмент»,
генеральный директор
Ведущая организация:
ФГБОУ ВО «Ухтинский
государственный технический
университет»
Защита диссертации состоится 18 октября 2018 года в 15:30 ч. на
заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научноисследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ПАО
«Татнефть» им. В.Д. Шашина по адресу: 423236, Республика Татарстан,
г. Бугульма, ул. М. Джалиля, д. 32.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте
Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти
www.tatnipi.ru
Автореферат разослан «
Учёный секретарь
диссертационного совета
» сентября 2018 г.
Львова Ирина Вячеславовна
3
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность
За последние годы ситуация с нефтедобычей в России коренным
образом изменилась. Крупные месторождения большей частью выработаны,
а
новые
структуры
представлены
в
основном
месторождениями
с
малодебитными, низкопроницаемыми коллекторами. Во многих случаях
извлечение нефти без применения новых технологий становится весьма
проблематичным.
Наиболее перспективными, в этом случае, представляются технологии,
основанные на горизонтальном бурении, а также технологии, использующие
скважины старого фонда путём реконструкции методом забуривания
боковых стволов (ЗБС). Эти направления за последние годы развиваются
особенно бурно, так что число скважин, пробуренных по этим технологиям,
ежегодно удваивается, в связи с чем, проблемы повышения качества
проводки горизонтальных скважин становится все более актуальной.
Одной из важных проблем при этом является проблема совместимости
давлений, как АВПД (аномально высокими пластовыми давлениями), так и
АНПД (аномально низкими пластовыми давлениями), что ставит особые
задачи в части устойчивости стволов. Проводка скважин в зонах АВПД
обозначает проблемы,
связанные
с
подбором бурового раствора с
минимальным количеством твёрдой фазы, во избежание её выпадения с
образованием пробок в стволе. Также, существенным является выбор
реагентов-стабилизаторов, устойчивых в высокоминерализованных, в том
числе, кальциевых буровых растворах.
Степень разработанности
Большой вклад в понимание особенностей процессов промывки
горизонтальных скважин, теоретические обоснования выбора режимов
промывки и свойств раствора на сегодняшний день внесён трудами как
зарубежных специалистов: Р. Бленд, Г. Г. Ялсма, Л. Грейс, И. Джамус, Р.К.
Кларк, Х. Г. Ларр, В. Р. Клементс, М. Мартин, А. Джинес, Р. Сенжи, Б.Г.
4
Чессер, В. К. Браунинг, М. Е. Ченеверт, Г. П. Клиндерин, М. Шехенлт, так и
отечественных учёных: В. Д. Городнов, А. И. Острягин, М. И. Липкес, А. И.
Булатов, Ю. М. Просёлков, И. В. Ченикова, В. И. Рябченко, Б. А. Андресон,
Р. И. Федосов, А. И. Пеньков, С. Н. Шишков, С. А. Рябоконь, В. С. Новиков,
Б.А. Никитин, В. Н. Кошелев, Л. П. Вахрушев, Ю. Е. Алексеев, Е. В. Беленко.
Однако, несмотря на определенные успехи в области буровых
растворов
и
технологии
промывки
горизонтальных
скважин,
совершенствование и разработка новых буровых растворов, в полной мере
отвечающих жестким требованиям горизонтального бурения, остаётся одной
из актуальных задач сегодняшнего дня.
Цель работы
Повышение эффективности проводки наклонно направленных
и
горизонтальных скважин, в том числе по технологии забуривания боковых
стволов путём разработки нового высокоминерализованного термостойкого
утяжелённого
бурового
раствора
с
низкими
фильтрационными
и
реологическими свойствами.
Задачи исследования
1.
Обозначение требований к буровым растворам для бурения наклонно
направленных и горизонтальных скважин в условиях АВПД.
2.
Испытание
и
высокоминерализованного
высокоэффективного,
промышленное
утяжелённого
термосолестойкого
освоение
бурового
реагента
в
рамках
раствора
создания
нового
гидролизованного
цианэтилированного поливинилового спирта с оксиэтилцеллюлозой (ЦЭПС-С),
позволяющего реализовать обозначенные требования к буровому раствору.
3. Оптимизация рецептуры разработанного бурового
раствора и
исследование его свойств для различных геолого-технические условий.
4. Проведение опытно - промышленных испытаний разработанного
бурового раствора.
5. Определение влияния разработок на технико-экономические показатели
бурения.
5
Методы решения поставленных задач
Поставленные задачи решались при выполнении следующих этапов
исследования: информационно-аналитический, экспериментальный, опытнопромышленный. В процессе исследования использованы как стандартные,
так и специальные методы физической и аналитической химии, а также
общепринятые в исследовании буровых растворов методики. Соответственно
поставленные задачи решались в лабораторных, а также в полевых условиях
при проведении опытно промышленных испытаний.
Научная новизна
1. Создано новое полимерное соединение, обеспечивающее низкие
фильтрационные
и
реологические
свойства
высокоминерализованных
утяжелённых буровых растворов при повышенных температурах до 100 ºС из
гидролизованного
цианэтилированного
поливинилового
спирта
и
оксиэтилцеллюлозы, входящее в состав разработанного бурового раствора.
2. Теоретически обоснована и разработана рецептура бурового
раствора, эффективная в диапазоне плотностей от 1300 до 1560 кг/м3 с
низкими реологическими и фильтрационными свойствами, на основе
полимерного
соединения
цианэтилированного
термостойкого
поливинилового
спирта
гидролизованного
с
солестойкой
оксиэтилцеллюлозой.
Основные защищаемые положения
1. Термосолестойкий высокоминерализованный утяжелённый буровой
раствор имеет фильтрацию в диапазоне от 2,9 до 3,6 см3/30мин при
реологических характеристиках ηпл = 23 ÷ 27 мПа·с и τ0 = 140 ÷ 165 дПа.
2. Высокоминерализованный утяжелённый буровой раствор без
добавления твёрдой фазы в качестве утяжелителя создан для применения в
пределах температур от -35 до 100 ºС и эффективен в диапазоне плотностей
от 1300 до 1560 кг/м3.
Достоверность результатов
Достоверность
результатов
подтверждена
экспериментальными
6
данными, соответствующими поставленным целям и задачам. Основные
положения, выводы подкреплены фактическими результатами исследований,
проведёнными в аккредитованной лаборатории и наглядно представленными в
приведенных таблицах, рисунках; полученными патентами РФ на разработки
и промышленной апробацией разработок
на месторождении ООО «РН-
Юганскнефтегаз». Главный критерий достоверности научных результатов –
определяется их воспроизводимостью в любой лаборатории мира.
Теоретическая и практическая значимость работы
Теоретически показана и практически реализована возможность
создания полимерного соединения, обеспечивающего требуемый набор
функциональных характеристик бурового раствора, а именно повышения
термостойкости
и
снижения
реологических
свойств
высокоминерализованного утяжелённого бурового раствора.
1. Создан новый термосолестойкий реагент – понизитель фильтрации
высокоминерализованных утяжелённых буровых растворов на водной основе
(ЦЭПС-С). Состав признан изобретением и защищён патентом РФ
№ 2525537.
2. Разработан и реализован промышленный регламент производства
термосолестойкого реагента на заводе «Оргсинтез ОКА», г. Дзержинск.
3. Разработан высокоминерализованный утяжелённый буровой раствор
на основе полиминеральных рассолов. Состав признан изобретением и
защищён патентом РФ № 2530097.
4. Проведены промышленные испытания разработанного бурового
раствора на 2-х скважинах Малобалыкского месторождения ООО «РНЮганскнефтегаз». Подтверждена эффективность разработок и возможность
повторного многократного применения бурового раствора.
5.
Созданные
безаварийной
разработки
проводки
скважин
показали
в
возможность
условиях,
эффективной,
осложнённых
АВПД.
Достигнутая механическая скорость превысила базовую технологию на 26 %
и составила 4,4 м/час.
7
Установлено,
6.
термостойкостью
что
до
новое
полимерное
и
100ºС
соединение
обеспечивает
обладает
фильтрацию
высокоминерализованных утяжелённых буровых растворов в диапазоне от
2,9 до 3,6 см3/30мин при реологических характеристиках ηпл = 23 ÷ 27 мПа·с
и τ0 = 140 ÷ 165 дПа.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы обсуждались на:
Всероссийской научно-практической конференции «Практические
аспекты нефтепромысловой химии», 22-25 мая 2012 года в г. Уфа;
XVIII Международной научно-практической конференции «реагенты
и материалы для строительства, эксплуатации и капитального ремонта
нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин: производство, свойства и
опыт применения. экологические аспекты нефтегазового комплекса» 3-6
июня 2014 г. в г. Суздаль;
Российской нефтегазовой конференции и выставке SPE по разведке и
добыче, 14-16 октября 2014 г. в г. Москве;
ХIХ Международной научно-практической конференции «реагенты
и материалы для строительства, эксплуатации и ремонта нефтяных, газовых
и газоконденсатных скважин: производство, свойства и опыт применения.
Экологические аспекты нефтегазового комплекса»
2-5 июня 2015 г. в
г. Суздаль;
На юбилейной научно-технической конференции ООО «Химпром»,
15-17 ноября, 2015г. в г. Пермь;
На
международной
научно-практической
конференции
«Ашировские чтения» в 2014, 2015, 2016, 2017 гг.
Публикации
Основное содержание диссертации опубликовано в 14 печатных
работах, в том числе № 11 2014 г. Нефтяное хозяйство, № 5 2016 г. Бурение
и нефть, № 10 2017 г. Нефть. Газ. Новации – в журналах, включенных в
перечень
ведущих
рецензируемых
научных
журналов
и
изданий,
8
выпускаемых в Российской Федерации в соответствии с рекомендациями
ВАК Министерства образования и науки РФ.
Объем и структура работы
Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка
литературы из 107 источников, содержит 133 страницы машинописного
текста, 20 рисунков и 50 таблиц.
Автор
считает
своим
долгом
выразить
признательность
и
благодарность преподавателям и сотрудникам кафедры «Бурение нефтяных
и газовых скважин» СамГТУ, консультанту Растегаеву Б.А. и сотрудникам
отдела инжиниринга бурения ООО «СамараНИПИнефть», за помощь,
оказанную при выполнении работы.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и
основные задачи исследований, отражена научная новизна, теоретическая и
практическая ценность выполненной работы.
В первой главе на основании анализа различных источников оценена
роль буровых растворов при строительстве пологих и горизонтальных
скважин. Обозначены требования к промывке скважин со сложными
траекториями отличные от скважин вертикальных. Определены основные
факторы возникновения тех или иных осложнений при бурении, по большей
мере связанные с применяемыми буровыми растворами, а также перечислены
основные условия качественной промывки ствола. Проанализированы типы
буровых растворов, рекомендованных для бурения горизонтальных скважин.
Выделены приоритетные направления повышения качества промывочных
жидкостей.
Во
второй
исследований,
технологических
в
главе
расписаны
частности
свойств
методы
буровых
методики
экспериментальных
определения
растворов,
а
также
стандартных
некоторых
9
специальных характеристик раствора, обеспечивающих функциональность
последнего в условиях эксплуатации.
Для контроля технологических параметров используют два стандарта:
российский и Американского Института Нефти (API). Из специальных
методик отмечены:
методика
определения
структурообразователей,
биологической
ввиду
деструкции
склонности
полимеров-
полисахаридов
к
биоразложению;
с целью исключения ГНВП, связанных с
поступлением в раствор
газообразных флюидов в ствол при бурении скважины, исследовалась
газопроницаемость разработанного раствора путём экспериментального
определения молекулярной диффузии газа (при помощи ячейки Стефана),
а также диффузии пластовых вод с исследованием диффузии в капиллярах
пористой диафрагмы.
так как основу разработанной системы высокоминерализованного
утяжелённого бурового раствора составляет высоко агрессивный рассол,
исследовалась
его
коррозионная
активность
(по
стальному
и
алюминиевому инструменту) при плотности до 1600 кг/м³, по ГОСТ 9.50289 гравиметрическим методом.
В третьей главе обозначены требования к созданному буровому
раствору и приведены результаты исследований, связанных с выбором
основных
ингредиентов
рецептуры
бурового
раствора,
на
основе
высокоминерализованных рассолов.
Поскольку буровой раствор на основе рассола солей высокой
плотности изначально предполагается использовать как в зоне АВПД, так и
при вскрытии нефтенасыщенного коллектора, то основными требованиями к
разрабатываемой системе раствора должны быть следующие:
- обеспечение минимально возможных вязкостных и реологических
показателей для минимизации продавочных давлений в стволах и
10
возможностей последующего оттеснения фильтрата из коллектора при
освоении скважины;
- обеспечение минимальных фильтрационных характеристик системы
раствора для минимизации зоны обводнения коллектора;
- обеспечение максимально возможных ингибирующих свойств
раствора, для исключения гидратации «глинистого цемента» в порах пласта с
целью сохранности фильтрационно-ёмкостных характеристик последнего;
Кроме
того,
раствор
должен
сохранять
функциональную
работоспособность в диапазоне температур от отрицательных до – 35°С и
повышенных до 100°С, сохранять стабильность при пластовой агрессии, а
также не оказывать агрессивного воздействия на буровой инструмент и
оборудование циркуляционной системы и, конечно же, окружающую среду.
Соответственно, при создании рецептуры особое внимание должно
быть уделено выбору и оценке качества свойств структурообразователей
(биополимеров), выбору композиции
солей и выбору (в нашем случае
созданию) реагента - понизителя фильтрации нового бурового раствора,
обеспечивающего основные преимущества создаваемой разработки, а именно
высокую термосолестойкость, наряду с обеспечением низкой фильтрации и
приемлемыми реологическими показателями.
Биополимеры
оценивались
по
их
структурообразующим
характеристикам, а также их микробиологической устойчивости.
Микробиологическая
устойчивость
серии
биополимеров,
гарантирующих эффективное структурообразование показана в табл. 1.
По
микробиологической
преимущество
показали
устойчивости
продукты
КЕМ
в пресной среде
Х
и
XG
явное
Polimer.
В
минерализованной среде все биополимеры имеют одинаковую 100%
устойчивость. Для дальнейших исследований использовался реагент XG
Рolimer, имеющий большую устойчивость к биодеструкции, как в солёной,
так и в пресной воде.
11
Таблица 1. Влияние времени выдержки на биодеградацию водных
растворов биополимерных реагентов
1
2
3
4
0,5
-
0,5
-
0,5
-
5
6
7
8
0,5
-
0,5
-
0,5
XG
Polimer
Rhodopol
23P
KEM-X
Flo-Vis
№
п/п
Водные растворы
реагентов,
концентрация, %
Биополимер
Сохранение вязкости во времени, %
Время выдержки, сутки
0
1
3
5
Пресная вода
100 61,2 50,6 43,6
100 95,3
93
93
100
100 97,3 88,9
0,5 100
100
100
100
Рассол NaCl, ρ = 1,10 г/см3
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
0,5 100
100
100
100
10
15
20
43,6
90,7
69,5
90,3
41,2
88,4
52,8
88,1
41,2
74,4
38,9
72,4
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
В качестве реагента-понизителя фильтрации были проверены такие
продукты, как оксиэтилцеллюлоза (Сульфацелл), тройной сополимер
винилсульфоновой
кислоты,
винилацетамида
и
акриловой
кислоты
(Hostadrill) производства Германии и гидролизованный цианэтилированный
поливиниловый спирт (ЦЭПС - Авт. свид. СССР 732357). Сравнительные
свойства этих реагентов представлены на рисунке 1.
12
Рисунок 1 - Фильтрационные и реологические показатели бурового раствора
со стабилизирующими добавками, вводимыми по отдельности
Таким образом обозначилась задача синтеза термосолестойкого
понизителя
фильтрации,
обеспечивающего
минимально
возможные
реологические свойства высокоплотного рассола: ηпл = 23 ÷ 27 мПа·с и
τ0 = 140 ÷ 165 дПа в условиях промывки скважины.
13
Рисунок 2 - Фильтрационные и реологические показатели бурового
раствора с добавками полимерной композиции ЦЭПС-С в количестве 0,2 %
Для решения задачи создания нового реагента нами были учтены
разработки А.И. Пенькова в части проектирования состава термосолестойких
полимеров. Используя метод аддитивности (т.е. сочетания термостойкости
карбоцепного ЦЭПС и солестойкости ОЭЦ, обеспечиваемой, кроме прочего,
относительной
«жесткостью»
макромолекулы)
и
конструируя
предполагаемые полимерные соединения макромолекул с использованием
моделей
Стюарта
–
Бриглеба
предположили
возможность
создания
относительно термостойкого и (за счет «упорядочения» макромолекулярной
структуры) более солестойкого сополимера. Повышение термостойкости и
минимизация вязкостных и реологических параметров прогнозировались за
счет карбоцепной природы сополимера, а повышение солестойкости за счет
упорядочения
структуры
макромолекулы,
в
частности
обеспечения
фибриллярных конформаций получаемых при введении в состав композиции
оксиэтилцеллюлозы. Неионогенные макромолекулы ОЭЦ образуют с
карбоксилсодержащими
макромолекулами
ЦЭПС
стохастические
интерполимерные комплексы-фибриллы, в конечном счете экранирующие
14
карбонильные группы ЦЭПСа. Более того, при введении ОЭЦ в полимерное
соединение на стадии нейтрализации цианэтильных групп идёт химическая
реакция
этерификации,
что
подтверждается
снижением
содержания
кислотных групп (рис. 2). Соответственно вместо стохастической структуры
получатся
химически
полученная
связанная
регулярная
полимерная
макромолекулярная
матрица.
В
структура
результате
обеспечила
прогнозируемый эффект, т.е. повышение солестойкости и термостабильности
при низких вязкостных и фильтрационных характеристиках.
Сопоставление
реологических
(пластическая
вязкость
–
ηпл
и
динамическое напряжение сдвига τ0), фильтрационных (Ф при 20°C и Ф при
100°C) показателей и увлажняющей способности глин (П0), полученных
полимерных соединений ЦЭПС с ОЭЦ (ЦЭПС-С) в сравнении с ЦЭПС,
приведено на рисунке 3.
Рисунок
3
-
Сопоставление
показателей
бурового
раствора,
обработанного ЦЭПС и ЦЭПС-С
*
ОЭЦ введена на стадии синтеза (гидролиза ЦЭПС)
композиция получена простым смешением компонентов (ЦЭПС и ОЭЦ)
**
Очень важным параметром при выборе буровых растворов на основе
высокоминерализованных рассолов является коррозионная активность.
15
Рассолы,
из
выбранных
составов,
обладают
низкой
коррозионной
активностью, не превышающей нормативы ГОСТ (табл. 2).
Таблица 2. Скорость коррозии стального инструмента (Ст 20)
Плотность
раствора,
кг/м3
Соль
Температура,
ºС
50
90
50
90
50
90
1560
КТЖ1600
1430
1300
6
0,08
0,27
0,31
Скорость коррозии, мм/год
Алюм. сплав Д16Т
Ст 20
24
72
6
24
72
0,02 0,005
0,04 0,009 0,10 0,09 0,045
0,08 0,043
0,09 0,052 0,09 0,08 0,02
0,124 0,068
0,130 0,077 0,09 0,08 0,013
В четвертой главе приведены результаты по отработке рецептуры
(рис. 4) и исследованию функциональности разработанного бурового
раствора.
В
таблице
3
представлена
оптимизированная
рецептура
разработанного бурового раствора с учётом использования трёх основных
комплексов солей. На рисунке 5 приведены исследования глиноёмкости, а
на
рис. 6-9
характеристики
термостабильности
бурового
раствора,
смазочной способности, устойчивости к поступлению пластовых вод.
Зависимость от температуры нагрева диффузии газов в буровом растворе
исследовалась
с
помощью
ячейки
Стефана
(рис.
10).
Результаты
исследования диффузии газов в буровой раствор представлены на рисунке
11.
Таблица 3. Рецептура разработанного бурового раствора
Наименование
Структурообразователь (XG Polimer)
Понизитель фильтрации (ЦЭПС-С)
Смазочная добавка (ССД-2М)
Пеногаситель (Пента-465)
Утяжелитель-минерализатор (соль Юнисалт-А)
Утяжелитель-минерализатор (соль КТЖ-1600)
Утяжелитель-минерализатор (соль СГС - 18)
Кольматант (мел)
Ингибитор коррозии (Уротропин)
кг/м3
2,5 ±0,5
2,5 ±0,5
5 ±2,0
0,5 ±0,1
1068,7 ±15
852 ± 15
869 ± 15
30 ± 20
0,5 ±0,1
16
Рисунок 4 - Подбор рецептуры высокоминерализованного утяжеленного
бурового раствора на основе соли КТЖ-1600Х
Рисунок 5 - Влияние глинопорошка на технологические свойства
высокоминерализованнных утяжелённых растворов на безбаритовой основе
17
Как видно из данных рисунка 5, температурное воздействие не
приводит к потере технологических свойств бурового раствора, что
свидетельствует о достаточной устойчивости полимерных компонентов
бурового
раствора
к
процессам
гидротермальной
деструкции
7
3,5
6
3
5
2,5
4
2
3
1,5
2
1
1
0,5
0
500
Ôèëüòðàöèÿ çà 30 ìèí, ñì3
Ñòàòè÷åñêîå íàïðÿæåíèå ñäâèãà, ôóíò/100 ôóò2
(интегрирующих термальное и химическое воздействие на продукты).
0
600
700
800
900
Ðàñõîä ñîëè Þíèñàëò-À, êã/ì3
1000
ñòàòè÷åñêîå íàïðÿæåíèå ñäâèãà çà 10 c ïðè 20 °C
ñòàòè÷åñêîå íàïðÿæåíèå ñäâèãà çà 10 c ïðè 100 °C
ñòàòè÷åñêîå íàïðÿæåíèå ñäâèãà çà 10 ìèí ïðè 20 °C
ñòàòè÷åñêîå íàïðÿæåíèå ñäâèãà çà 10 ìèí ïðè 100 °C
ôèëüòðàöèÿ ïðè 20 °Ñ
ôèëüòðàöèÿ ïðè 100 °Ñ
Рисунок 6 – Влияние на фильтрацию высокоминерализованных утяжелённых
буровых растворов ρ = 1560 кг/м3 температуры до 100°C
0,4
Êîýôôèöèåíò òðåíèÿ, äîëè åä.
0,35
0,3
0,25
0,2
0,15
ðàñòâîð íà îñíîâå Þíèñàëò-À c ÑÑÄ-2Ì
0,1
ðàñòâîð íà îñíîâå ÑÃÑ-18 c ÑÑÄ-2Ì
0,05
ðàñòâîð íà îñíîâå Þíèñàëò-À c Biolub
0
0
0,5
1
1,5
Êîíöåíòðàöèÿ ñìàçî÷íîé äîáàâêè, %
2
Рисунок 7 – Влияние концентрации смазочных добавок на коэффициент трения
механической пары высокоминерализованных утяжелённых буровых растворов
18
Реологические параметры
140
120
100
80
60
40
20
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
кг/м3,
Доля пластовой воды ρ = 1035
% об. к об.
Общая минерализация пластовой воды более 68 000 мг/л
пластическая вязкость раствора c Юнисалт-А
динамическое напряжение сдвига раствора c Юнисалт-А
пластическая вязкость раствора c СГС-18
динамическое напряжение сдвига раствора c СГС-18
Рисунок 8 – Зависимость пластической вязкости и динамического
напряжения сдвига высокоминерализованного утяжелённого бурового
раствора ρ = 1560 кг/м³ при разбавлении пластовой водой ρ = 1035 кг/м3
Фильтрация
за 30 мин.,
Фильтрация,
см3 см3
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
Доля пластовой воды ρ = 1035 кг/м3, % об. к об.
Общая минерализация пластововй воды более 68 000 мг/л
фильтратоотдача по АНИ раствора c Юнисалт-А
горячая фильтратоотдача раствора c Юнисалт-А
фильтрация при 20 °C раствора c СГС-18
фильтрация при 100 °C раствора c СГС-18
Рисунок 9 – Зависимость фильтрации высокоминерализованного
утяжелённого бурового раствора ρ = 1560 кг/м3 при разбавлении пластовой
водой ρ = 1035 кг/м3
19
1 – капиллярная трубка; 2 – перемещающийся столбик жидкости; 3 – бачок с исследуемой
жидкостью
Рисунок 10 – Принципиальная схема ячейки Стефана
Диффузия смеси УВ газов, ×10-9 м2/с
12
смесь пропана и бутана в воде
10
смесь пропана и бутана в 5%-м р-ре бентонита
8
смесь пропана и бутана в ББР ρ=1560 кг/м3
экспериментальные данные
6
4
2
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Температура, °С
Рисунок 11– Зависимость диффузии смеси пропана и бутана в различных
растворах от температуры нагрева
Исследована и подобрана оптимальная композиция компонентов для
создания
высокоминерализованного
утяжелённого
бурового
раствора,
включающая структурообразователь, понизитель фильтрации и солевую
основу, а также необходимые для придания необходимых технологических
20
свойств раствору: смазочную добавку, кольматант, пеногаситель и ингибитор
коррозии (табл. 3). Исследования технологических свойств разработанного
бурового раствора в диапазоне температур до 100 ºС подтвердили достаточно
низкие фильтрационные и приемлемые реологические значения при
разбавлении
пластовым
флюидом,
устойчивость
характеристик
при
загрязнении глинистой фазой, а также, минимальную диффузию газа в
растворе, в том числе, при повышении температуры, что исключает
возникновение газового проявления по причине его проникновения в
раствор.
В
пятой
главе
приведены
результаты
испытаний
созданного
высокоминерализованного утяжелённого бурового раствора на скважинах
№ 7529 куста 553
и № 3332 куста 582 Малобалыкского месторождения
ООО «РН – Юганскнефтегаз», реконструируемых методом ЗБС.
Приготовление
высокоминерализованного
утяжелённого
бурового
раствора, его тестирование (включая отборы проб и тестирование их в
стационарной лаборатории) осуществлялись в соответствии с программой и
методикой
проведения
испытаний
(ежедневные
сводки
ИТС,
акты
тестирования реагента ЦЭПС-С и буровых растворов на его основе).
Заключительный комплекс геофизических работ проводился на буровом
растворе, применённом для промывки скважины в процессе проводки ствола.
В интервале 2249 – 3201 м был проведен комплекс инклинометрии ИОН
(ИММН). Заключительный комплекс геофизических работ включал:
- в интервале: 2249 – 3201 м - ВИКИЗ, ПС, БК, ИК в масштабе 1:200;
- в интервале 2199 – 3201 м – ГК и НКТ в масштабе 1:200.
Для
полноты
сохранения
данных,
получаемых
в
результате
геофизических исследований, на время их проведения предполагается замена
высокоминерализованного
бурового
раствора
на
пресный
раствор,
утяжелённый баритом.
Эффективность применения безбаритового утяжеленного бурового
раствора оценивалось следующими показателями: достижение планируемых
21
свойств бурового раствора, снижение гидродинамических нагрузок на ствол
скважины, скорость проводки бокового ствола, сохранение проходимости
ствола, отсутствие аварий и осложнений, морозостойкость раствора,
возможность повторного использования бурового раствора.
Проведённые испытания показали увеличение механической скорости
при бурении на высокоминерализованном утяжелённом буровом растворе по
сравнению с бурением на растворах, утяжелённых баритом и растворах на
основе
рассолов,
Юганскнефтегаз»
испытанных
ранее.
С
на
целью
месторождениях
создания
базы
ООО
«РН
сравнения
–
были
проанализированы данные по 72 скважинам, реконструированным методом
ЗБС на Малобалыкском месторождении с применением сравнимых по
плотности утяжеленных баритом растворов в 2011 – 2012 гг. Сравнение
механических скоростей показано на рисунке 12.
Рисунок 12 – Сравнение механических скоростей по скважинам ЗБС
Малобалыкского месторождения
Проведённые испытания также доказали возможность увеличения
коммерческой скорости бурения при использовании для промывки скважин
высокоминерализованного утяжелённого бурового раствора по сравнению с
бурением на растворах, утяжелённых баритом и приготовленных на основе
иных рассолов, испытанных ранее. Сравнение коммерческих скоростей с
достигнутой скоростью в ходе проведения промышленных испытаний
отображено на рисунке 13.
22
Рисунок 13– Сравнение коммерческих скоростей по скважинам ЗБС
Малобалыкского месторождения
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. Обозначены требования к буровым растворам для бурения наклонно
направленных и горизонтальных скважин в условиях АВПД.
2. Испытан
и
промышленно
высокоминерализованного
высокоэффективный,
освоен
утяжелённого
термосолестойкий
в
рамках
бурового
раствора
реагент
создания
новый
гидролизованный
цианэтилированный поливиниловый спирт с оксиэтилцеллюлозой ЦЭПС-С
(патент РФ № 2525537).
3. Оптимизирована рецептура разработанного бурового раствора (патент
РФ № 2530097), а также исследованы его свойства для различных геологотехнических условий. Установлено, что новая полимерная композиция
обладает термостойкостью до 100ºС, а также, обеспечивает фильтрацию
высокоминерализованных буровых растворов в диапазоне от 2,9 до 3,6
см3/30мин при реологических характеристиках ηпл = 23 ÷ 27 мПа·с и τ0 = 140
÷ 165 дПа.
4. Проведены
бурового
раствора
опытно-промышленные
и
установлена
испытания
возможность
разработанного
многократного
его
применения с сохранением технологических свойств в течение длительного
периода.
5. Определено
влияние
разработок
на
технико-экономические
23
показатели
бурения.
Созданные
разработки
показали
возможность
эффективной, безаварийной проводки скважин в условиях, осложнённых
АВПД. Достигнутая механическая скорость превысила базовую на 26 % и
составила 4,4 м/час, что подтвердило теорию влияния твёрдой фазы на
механическую
скорость
бурения.
Экономическая
эффективность
от
применения составила 1025,0 тыс. руб./скв. по ценам 2012 года.
Основные положения диссертационной работы опубликованы:
• в
журналах,
включённых
в
перечень
ведущих
рецензируемых научных журналов и изданий:
1. Обеспечение устойчивости глинистых отложений в горизонтальных
скважинах ОАО «Самаранефтегаз» [Текст] / А. С. Нечаев, А. В. Сёмин, Б. А.
Растегаев, О. В. Ножкина [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. С. 38
- 41.
2. Ножкина, О. В. Регулирование фильтрации безбаритовых растворов
для проводки боковых стволов в сложных условиях [Текст] / О. В. Ножкина,
В. В. Живаева // Бурение и нефть. – 2016. – № 5. С. 56 – 59.
3.
Разработка
высокоминерализованных
буровых
растворов
для
промывки наклонно-направленных и горизонтальных скважин в условиях
АВПД [Текст] / В. В. Живаева, О. В. Ножкина, Д. А. Гладкова [и др.] //
Нефть. Газ. Новации. – 2017. – № 10. – С. 50 – 52.
• патенты:
4. Пат. 2530097 Российская Федерация, МПК51 С09К 8/12 (2006.01).
Высокоминерализованный утяжелённый буровой раствор на водной основе
[Текст] / Кошелев В. Н., Гарифуллин Р. Б., Растегаев Б. А., Гнибидин В. Н.,
Беркутов С.
Х.,
Капитонов В.
А. Ножкина
О.
В.;
заявитель
и
патентообладатель Открытое акционерное общество «Нефтяная компания
«Роснефть» – № 2013113734; заявл. 28.03.2013; опубл. 10.10.2014. Бюл. № 28.
5. Пат. 2525537 Российская Федерация, МПК C09K 8/035 (2006.01).
Полимерная
композиция
для
высокоминерализованных
утяжелённых
24
буровых растворов на водной основе [Текст] / Кошелев В. Н., Гарифуллин
Р. Б., Растегаев Б. А., Гнибидин В. Н., Беркутов С. Х., Капитонов В. А.
Ножкина О. В.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное
общество «Нефтяная компания «Роснефть» – № 2013113735; заявл.
28.03.2013; опубл. 20.08.2014, Бюл. № 23.
• прочие издания:
6. Высокоплотные буровые растворы на основе тяжёлых солей [Текст] /
О. В. Ножкина, С. Х. Беркутов, Б. А. Растегаев [и др.]: Сб. трудов II
Всероссийской научно-практической конференции «Практические аспекты
нефтепромысловой химии». – Уфа, 2012. – С. 70–73.
7. Обеспечение устойчивости глинистых отложений в искривлённых
(горизонтальных) скважинах [Текст] / Б. А. Растегаев, В. Н. Гнибидин, О. В.
Ножкина [и др.]: // SPE – 171286-RU.
8. Высокоплотные безбаритовые растворы для проводки скважин в
сложных условиях [Текст] / Б. А. Растегаев, С. Х. Беркутов, В. А. Капитонов,
О.
В.
Ножкина:
Сб.
трудов
Международной
научно-практической
конференции. – Владимир: Аркаим, 2014. – С. 51–54.
9. Проектирование устойчивости глинистых отложений в сильно
искривлённых (горизонтальных) скважинах [Текст] / О. В. Ножкина, Б. А.
Растегаев, В. А. Капитонов [и др.]: Сб. трудов Международной научнопрактической конференции. – Владимир: Аркаим, 2014. – С. 120 – 128.
10. Устойчивость глинистых отложений в горизонтальных стволах
[Текст] / О. В. Ножкина, Б. А. Растегаев, В. А. Капитонов [и др.]: Сб. трудов
Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения».
Том I .– Самара, 2014. – С. 60–70.
11. Растегаев, Б. А. Обзор зарубежных технологий ингибирующих
растворов [Текст] / Б. А. Растегаев, А. В. Ульшин, О. В. Ножкина: Сб. трудов
I Международной научно-практической конференции ООО «Химпром». –
Пермь, 2015. – С. 69–77.
12. Живаева, В. В. Условия эффективного применения безбаритового
25
бурового раствора, как альтернативы растворам, утяжелённым твёрдой
фазой, для бурения в зонах АВПД [Текст] / В. В. Живаева, О. В. Ножкина:
Сб.
трудов
XII
Международной
научно-практической
конференции
«Ашировские чтения». Том I .– Самара: 2015. – С. 115–126.
13. Физико-химические и геомеханические принципы устойчивости
глинистых отложений в пологих скважинах (на примере Мухановского
месторождения) [Текст] / Б. А. Растегаев, А. В. Ульшин, М. С. Гвоздь, О. В.
Ножкина [и др.]: Сб. трудов XX научно-практической конференции
«Реагенты и материалы для строительства, эксплуатации и ремонта
нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин: производство, свойства и
опыт применения». – Владимир: Аркаим, 2016. – С. 141–150.
14. Ножкина, О. В. Регулирование свойств безбаритовых буровых
растворов при промывке наклонно-направленных и горизонтальных скважин
в условиях АВПД [Текст] / О. В. Ножкина: Сб. трудов XIII Международной
научно-практической конференции «Ашировские чтения». – Самара, 2016. –
С. 159 –169.
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
8
Размер файла
2 621 Кб
Теги
рассолов, бурового, аномально, разработка, пластовых, растворах, давления, зона, основы, скважин, проводки, высокие
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа