INVESTIGATIONS OF OIL BASED MUDS TO PRIMARY OPENING OF PRODUCTIVE FORMATIONS

Mariya V. Nutskova; Нуцкова Мария Владимировна; Dmitry A. Sidorov; Сидоров Дмитрий Андреевич; Daniel E. Tsikeplonu; Тсикплону Даниел Эдем; Grigoriy M. Sergeev; Сергеев Григорий Михайлович; Nikolay I. Vasiliev; Васильев Николай Иванович

doi:10.15593/2224-9923/2019.2.4

INVESTIGATIONS OF OIL BASED MUDS TO PRIMARY OPENING OF PRODUCTIVE FORMATIONS

Authors: Nutskova M.V.¹, Sidorov D.A.¹, Tsikeplonu D.E.¹, Sergeev G.M.¹, Vasiliev N.I.¹
Affiliations:
1. Saint-Petersburg Mining University
Issue: Vol 19, No 2 (2019)
Pages: 138-149
Section: ARTICLES
URL: https://ered.pstu.ru/index.php/geo/article/view/1051
DOI: https://doi.org/10.15593/2224-9923/2019.2.4
Cite item

Abstract
Full Text
About the authors
References
Statistics

Abstract

The aim of the work is to increase the efficiency of opening of productive layers when using drilling fluids on a hydrocarbon basis. In this paper, several studies have been conducted: assessment of the effect of the content of the aqueous phase on the change in the rheological parameters of solutions; assessment of the gilsonite type influence on the structural-rheological and filtration parameters of the hydrocarbon-based solution. Completion of wells with the use of hydrocarbon-based solutions is most appropriate in order to preserve the reservoir properties of the reservoir, however, such solutions are quite expensive. In order to reduce the cost of such systems, emulsion solutions have been developed, which are increasingly being used during the initial dissection, but for their effective use it is necessary to reasonably choose the component composition, since even small fluctuations in the number of reagents responsible for the stability of the system can lead to emulsion coalescence and separation phases. Opening the formations with an emulsion solution can lead to many complications, all of which reduce the connection of the reservoir with the wellbore or reduce the permeability of the formation. One of these complications is the loss of drilling fluid circulation. The solution used for the opening of the reservoir should be a solution that is designed to practically not impair the natural permeability of the production zones and to provide excellent washing of the barrel and easy to clean. There are various materials, such as gilsonite (natural asphalt) or bitumen, and amine-treated lignin, as well as polymeric fillers used to prevent takeovers by reducing filtration and forming an impermeable filter cake. Studies conducted in the work have shown the effectiveness of natural and synthetic asphalt in the systems of the precautionary zone, as well as opened the field for further research in order to identify patterns that occur when changing the component composition.

Keywords

well drilling, complications, laboratory tests, rheology, flushing, plastic viscosity, conventional viscosity, synthetic asphalt, gilsonite, emulsion solutions, hydrocarbon-based solutions, structure formation, reservoir, filtration, density.

Full Text

Введение Мировая практика строительства скважин показывает, что от эффективности бурения и заканчивания скважин зависит последующая эксплуатация. Качество бурения скважин во многом определяется не только применяемым инструментом, а но и технологией, которая включает в себя процессы промывки, неразрывно связанные с типом и качеством буровых растворов [1-11]. С целью сохранения кол-лекторских свойств призабойной зоны пластов при первичном вскрытии продуктивного горизонта следует поддерживать гидро-динамическое давление на забое скважины на уровне пластового либо несколько ниже его, однако в последнем случае существует вероятность возникновения газонефтеводопроявлений, для управления которыми необходимо оснащение буровой герметизированной системой циркуляции с оборудованием устья скважины вращающимся превентором. При бурении с гидродинамическим давлением, превышающим пластовое давление, повышается вероятность загрязнения призабойной зоны пласта, особенно при использовании растворов с нерастворимой мелкодисперсной твердой фазой, которая может проникать глубоко в пласт. Во время эксплуатации скважины продуктив-ный пласт может восстановить свою проницаемость за счет очистки околоскважинной зоны, но это применимо только к высокопроницаемым коллекторам. При разработке месторождений со средней или слабой проницаемостью данное явление не наблюдается при использовании традиционных способов. Следовательно, во избежание загрязнения призабойной зоны пласта наиболее важную роль будет играть выбор промывочной жидкости для первичного вскрытия продуктивного горизонта, который предотвратил бы возможность глубокого проникновения его фильтрата в пласт в момент возникновения репрессии, особенно на этапе цементирования скважины [12-20]. В настоящее время используется ряд растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов с различным коэффициентом восстановления проницаемости [14, 15, 18, 21-25]. Наиболее низким значением коэффициента обладают глинистые растворы с утяжелителями (для бурения в условиях аномально высоких пластовых давлений) - не более 0,05-0,1; для алюминатных растворов - 0,2-0,4; безглинистые полимерные растворы на основе соленой воды - для них значение составляет 0,2-0,4. Коэффициент восстановления проницаемости для биополимер-ных растворов составляет порядка 0,3-0,45; для растворов на водной основе различной минерализации - 0,45-0,85; при вскрытии продуктивных пластов пенами - порядка 0,5. Наиболее высоким показателем обладают растворы на углеводородной основе (РУО). Для них значение коэффициента составляет порядка 0,6-0,9. При оценке качества растворов того или иного типа, контактирующих с коллектором, применяемых для вскрытия продуктивных пластов, следует обращать внимание на следующие особенности [26]: - наличие в растворе на углеводородной основе эмульгированной водной фазы и степень ее минерализации (характеризует возможную степень набухания глинистых частиц во внутрипоровом пространстве при его взаимодействии с водной фазой гидрофобного эмульсионного раствора в случае обращения его фаз); - соответствие гранулометрического состава твердой фазы промывочной жидкости структуре порового пространства с целью минимизации глубокой кольматации продуктивного пласта; - минимальные показатели фильтратоотдачи технологических жидкостей, применяемых при заканчивании скважин. Вскрытие пластов на репрессии приводит к тому, что слабопроницаемые пласты наиболее сильно загрязняются при бурении, особенно при использовании растворов на водной основе с мелкодисперсной твердой фазой, поэтому для среднепроницаемых и слабопроницаемых коллек-торов целесообразно применение растворов с низким содержанием твердой фазы, пенных систем и растворов на углеводородной основе [20, 27-32]. Кроме того, при бурении наклонно направленных скважин, в том числе с горизонталь-ными окончаниями, а также при зарезке боковых стволов остро стоит вопрос сохранения устойчивости ствола скважины, доведения нагрузки на породоразрушающий инструмент, а также снижения трения бурильной колонны о стенки скважины [1, 2, 33-36]. Один из инструментов, способствующих безаварийной проходке наклонно направленных и горизон-тальных участков, - применение систем буровых растворов с минимальными коэф-фициентами трения [37, 38]. Наиболее эффективны при этом растворы на углеводородной основе. Материалы для приготовления растворов на углеводородной основе В качестве дисперсионной среды РУО могут быть использованы такие неполярные жидкости, как нефть и продукты ее переработки, синтетические углеводороды. Пригодность того или иного материала оценивают как по его физико-химическим свойствам, так и по технологическим свойствам РУО на их основе [29, 39-48]. При подборе углеводородной фазы необходимо в первую очередь проверить ее температуру вспышки. В соответствии с Правилами безопас-ности в нефтяной и газовой промышленности температура вспышки приготовленного раствора на углеводородной основе должна на 50 °С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины [49]. Температура вспышки РУО значительно выше, чем у исходной углеводородной среды, однако при ее выборе необходимо учитывать и пожарную безопасность на его начальной стадии приготовления. Серьезное внимание уделяется и токсичности углеводородов, а предельно допустимая концентрация их паров в зоне работающего персонала не должна превышать установленную норму. Нефть - наиболее доступный и дешевый вариант дисперсионной среды РУО. В настоящее время нефть имеет ограниченное применение в загущенном виде в качестве технологической жидкости для различных процессов (глушение, перфорация) в неглубоких низкотемпературных скважинах. Дизельное топливо - продукт переработки нефти, получивший наиболее широкое применение в качестве углеводородной фазы РУО. Состояние коллоидных компонентов РУО, степень их ассоциации определяется содержанием в дисперсионной среде ароматических и парафиновых углеводородов. Однако все марки дизельных топлив имеют примерно одинаковую физико-химическую характеристику: количество смол находится в пределах 40-50 мг на 100 см3 топлива; плотность - 0,83-0,85 г/см3; вязкость - 4,0-6,0 сПз, что позволяет выдерживать разработан-ные рецептуры РУО в различных регионах. Минеральные масла объединены в группу продуктов переработки нефти с низким содержанием ароматических углеводородов, представляющих наибольшую экологическую опасность. Положительным качеством минеральных масел является лучшая их удаляемость с поверхности частиц выбуренной породы (остаточное количество 5-6 % против 16-17 % для дизельного топлива). Синтетические углеводороды - дисперсион-ная среда нового поколения низкотоксичных растворов на неводной основе, являющихся экологической альтернативой РУО, позволяющих реализовать их достоинства в районах с повышенными требованиями к охране окружа-ющей среды. Органофильные глины образуются в результате модифицирования глинистых материалов органическими солями аммония и находят широкое применение в качестве эффективных добавок к маслам, краскам и смазкам, в качестве активных наполнителей пластмасс и каучуков, а также для приготовления РУО. Битум нефтяной высокоокисленный - продукт окисления кислородом воздуха гудронов нефти. Достоинством битума как структурообразова-теля является то, что, будучи естественно органофильным, он не требует обработки смачивателями и гидрофобизаторами. Водная фаза является основным компонентом гидрофобно-эмульсионных растворов (ГЭР), определяющим их вязкостные, структурные и фильтрационные свойства. Не менее существенно на свойства ГЭР влияет и ее качественный состав. Тонкодисперсные наполнители предназна-чены в основном для стабилизации суспензион-ных и эмульсионных РУО и регулирования фильтрации. Окись кальция - негашеная известь, получаемая при обжиге малоглинистых известняков. Используется в большинстве рецептур РУО в качестве исходного продукта для получения активного наполнителя Са(ОН)2, образующегося при взаимодействии окиси кальция с водой. Карбонат кальция (мел, мраморная крошка, кальцит) - используется в качестве активного наполнителя и утяжеления РУО до плотности 1,22-1,24 г/см3. Сухой мелкодисперсный карбонат кальция является хорошим адсорбентом поверхностно-активных веществ (ПАВ) и гидро-фобизирующих компонентов углеводородной среды, приобретает олеофильные свойства, что обеспечивает его функции как стабилизатора и понизителя фильтрации. Карбонат кальция используется в ряде рецептур ГЭР при первичном, вторичном вскрытии продуктивных пластов и глушении скважин для повышения коэффициента восстановления проницаемости призабойной зоны. Для утяжеления РУО в основном используются те же материалы, что в водных системах: баритовые утяжелители (плотность 4,3-4,7 г/см3), карбонатные утяжелители (известняк - 2,7 г/см3; доломит - 2,8-2,9 г/см3; сидерит - 3,8-3,9 г/см3). Для повышения плотности раствора в интервалах продуктивных пластов целесообразно примене-ние карбонатных утяжелителей, так как они являются кислоторастворимыми, а поэтому вредное влияние кольматации продуктивного пласта твердой фазой раствора можно частично устранить с помощью кислотных обработок. При решении различных технологических задач РУО могут содержать различные специальные наполнители, оказывающие существенное влияние на их технологические свойства. К таким добавкам относятся материалы для снижения плотности РУО и предупреждения поглощений раствора. Применение РУО при вскрытии высоко-проницаемых сильнодренированных трещиноватых продуктивных пластов или глушении скважин в аналогичных условиях с аномально низкими пластовыми давлениями может привести к поглощению раствора. Получить качественный РУО с плотностью ниже 0,86-0,87 г/см3 без специальных облегчающих добавок невозможно. Увеличение количества облегчающих добавок ведет к повышению вязкостных и структурных показателей РУО [27, 47, 48]. К поверхностно-активным веществам отно-сятся те органические соединения, в молекуле которых содержатся одновременно полярная группа и неполярная углеводородная цепь. ПАВ играют огромную роль в составе РУО. Даже небольшие добавки специальных реагентов (0,25-0,50 %) способны полностью изменить свойства РУО. Именно комплекс ПАВ, используемых в рецептурах РУО, определяет агрегативную и седиментационную стабильность раствора, устойчивость к воздействию агрессивных факторов, управляет процессами сольватации дисперсной фазы раствора. В составе РУО ПАВ выполняют следующие функции [39, 41, 42, 44, 46]: - эмульгаторы (основные и дополнительные). Это маслорастворимые металлические мыла органических кислот, маслорастворимые оксиэти-лированные производные органических кислот, сложных эфиров, аминов, амидов, имидозалинов, полиамиды олигомерного строения, сложные эфиры жирных кислот, аминоспиртов и т.д. - Структурообразователи. К этой группе ПАВ относятся соединения, способные интенси-фицировать коагуляционное структурообра-зование при введении в стабильную обратную эмульсию следующих веществ: водорастворимые оксиэтилированные алкилфенолы типа ОП-10 и неонола 6-90, дисолван-4411, сульфонол НП-З и др. - Гидрофобизаторы. Эти ПАВы усиливают степень сродства дисперсной фазы РУО с углеводородной дисперсионной средой, защищая ее от гидрофильной флокуляции. В составе ГЭР данные ПАВ часто дополняют действие основных эмульгаторов, выполняя роль стабилизаторов эмульсий. - Понизители вязкости. Позволяют за счет адсорбционной блокировки частиц дисперсной фазы значительно повысить объемное заполнение его системы без ущерба для технологических свойств. Исследование свойств растворов на углеводородной основе Растворы на углеводородной основе, применяющиеся при бурении большинства скважин, - дорогостоящие системы, как правило, зарубежного производства. В данной работе проведены исследования с использованием реагентов отечественного производства с целью оценки влияния компонентного состава на технологические свойства получаемых растворов. Экспериментальные исследования выполнялись в лабораториях кафедры бурения скважин Горного университета. В компонентный состав раствора включены следующие реагенты: - минеральное масло - дисперсионная среда; - ПАВ-эмульгатор, гидрофобизатор поверх-ности твердой фазы, обеспечивающий снижение межфазного натяжения на границе «масло - вода», а также выступающий в качестве коагуляционного оструктурообразователя. Как гидрофобизатор улучшает температурную и реологическую стабильность эмульсии [44]; - окись кальция - для регулирования щелоч-ности и в качестве источника кальция для нейтрализации диоксида углерода и сероводорода; - ПАВ-смачиватель - для повышения коагуля-ционного структурообразования при введении в растворы на углеводородной основе [44]; - органофильный бентонит - для структуро-образования и обеспечения необходимой вязкости, высокой термостойкости, электростабильности, а также понижения фильтратоотдачи; - барит и карбонат кальция разного фрак-ционного состава в качестве кольматанта и утяжелителя; - хлорид кальция - для повышения устойчивости стенок скважины в глинистых отложениях; - гильсонит - в качестве понизителя фильтрации. Рецептура бурового раствора, взятого за базовый при исследованиях, приведена в табл. 1. Таблица 1 Базовый компонентный состав Наименование реагента Назначение в растворе Расход, г(мл*)/л раствора Минеральное масло Минеральное масло 700* CaO Нейтрализатор СО2, СО3 35 Вода Водная фаза 583* CaCl2 Ингибитор 82 ПАВ-эмульгатор Эмульгатор, гидрофобизатор 29 ПАВ-смачиватель Смачиватель, структурообразователь 12 Гильсонит Понизитель водоотдачи 6 Барит Утяжелитель 350 СaCO3 Кольматант 117 Бентонит Структурообразователь 12 Для оценки влияния отношения углеводо-роды/вода на технологические свойства раствора проведено исследование семи растворов с отношениями углеводороды/вода от 55/45 до 85/15. Растворы готовились на лабораторной мешалке Hamilton Beach при скорости перемеши-вания 12 000-14 000 об/мин. Температура замеров реологических параметров - 50±2 оС. Результаты лабораторных замеров свойств буровых растворов представлены в табл. 2. Таблица 2 Полученные параметры растворов Измеряемый параметр Порядковый номер состава 1 2 3 4 5 6 7 Углеводороды/вода, % 55/45 60/40 65/35 70/30 75/25 80/20 85/15 Условная вязкость, с 33,2 40 80 370 216 152 120 Пластическая вязкость, мПа∙с 21 33,5 63 68 63 61,5 48,5 Динамическое напряжение сдвига, Па 5 6,5 9,5 29 29 24,5 20,5 СНС 10 с, Па 4 4 8 18 18 12 9 СНС 10 мин, Па 4 4,5 7 17 18 13 10 Фактическая плотность, г/см3 1,17 1,22 1,25 1,28 1,27 1,29 1,29 Расчетная плотность, г/см3 1,22 1,24 1,26 1,28 1,28 1,3 1,32 Анализ результатов лабораторных исследова-ний показал, что с уменьшением количества воды условная вязкость, пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, статическое напряжение сдвига растут до определенного значения, которое проявляется очевидным максимумом (соотношение углеводороды/вода = 70/30), с дальнейшим ростом соотношения отмечается понижение этих свойств. Это можно объяснить химической природой получаемых составов - предполагается, что при большом содержании воды (соотношения от 55/45 до 65/35) можно отметить недостаток ПАВ для эмульгирования свободной воды и смачивания твердой фазы; с уменьшением количества воды (до соотношения 70/30) при неизменном количестве остальных компонентов система переходит в состояние оптимума - происходит стабилизация эмульсии за счет работы ПАВ в количестве, достаточном и для удержания твердых частиц во взвешенном состоянии, и для сохранения эмульсии. Дальнейшее уменьшение количества воды приводит к снижению реологических характеристик системы за счет того, что основное влияние на реологию оказывает углеводородная среда, все менее и менее «загущенная» водой. Кроме того, та же тенденция прослеживается и у плотности составов, но это можно связать с вовлечением воздуха при их перемешивании. Тем не менее для получения однозначного подтверждения гипотезы необходимо провести дополнительные реологические исследования, направленные на оценку влияния отношения углеводороды/вода на свойства системы при других компонентных составляющих. Экспериментальные исследования влияния применения асфальта в качестве понизителя фильтрации в РУО Для оценки влияния вида асфальта (внешний вид представлен на рис. 1) на технологические характеристики РУО было проведено исследова-ние базового раствора с видами асфальта: Раствор 1. TDM, натуральный (природный) асфальт. Раствор 2. Синтетический асфальт марки Б (Синасфальт Б). Натуральный асфальт TDM Синасфальт Синасфальт марки Б Сульфированный асфальт Рис. 1. Внешний вид исследованных асфальтов а б в г д е ж Рис. 2. Влияние вида асфальта на: а - условную вязкость; б - пластическую вязкость; в - динамическое напряжение сдвига; г - статическое напряжение сдвига 10 с; д - статическое напряжение сдвига 10 мин; е - объем фильтрата; ж - толщину корки растворов на углеводородной основе Раствор 3. Синтетический асфальт (Синасфальт). Раствор 4. Сульфированый асфальт. Раствор 5. Базовый раствор без асфальта. В данной работе представлены результаты лабораторных исследований (рис. 2) реологи-ческих свойств растоворов на углеводородной основе, замеры реологических параметров проводились до нагрева (при температуре 25 оС) и после нагрева до 90 оС (температура плавления синтетических асфальтов - 80-85 оС). Ввод гильсонита приводит к росту условной и пластической вязкости, но после нагрева этих расвторов до 90 оС природные асфальты (натуральный и сульфированный) увеличивают условную вязкость раствора (по сравнению с базовым раствором), так как начинают создавать структуру, а синтетические (синасфальт и синасфальт марки Б) показывают снижение вязкости за счет их расплавления. Ввод гильсонита приводит к падению динамического напряжения сдвига. При этом после нагрева до 90 оС у раствора с натуральным асфальтом марки TDM наблюдается рост динамического сдвига по сравнению с испытаниями при комнатной температуре. На статическое напряжение сдвига введение асфальта не имеет значительного влияния. Введение асфальта без нагревания приводит к увеличению объема фильтрата, но после нагрева-ния этих растворов до 90 °С значительно снижается объем фильтрата, так как образуется физическая связь с проницаемыми породами, создавая эффек-тивную корку для предотвращения проникновения бурового раствора и его фильтрата в пласт. Скорость фильтратоотдачи часто является наиболее важным свойством бурового раствора, особенно при бурении проницаемых образований, где гидростатическое давление превышает давление пласта. Правильный контроль фильтра-ции может предотвратить или свести к минимуму прихват бурильных труб, а в некоторых областях улучшить устойчивость ствола скважины. Как правило, большие объемы фильтрата связаны с толстой фильтрационной коркой, потому что осадок образуется осаждением глинистых частиц на стенки скважины во время потери фильтрата в пласт. Таким образом, чем выше объем фильтрата, тем толще фильтрационная корка и менее эффективен буровой раствор. Исследования показали, что при высоких температурах и давлениях РУО без асфальта имеет самую высокую мгновенную фильтрацию по сравнению с другими составами. В целом проведенные исследования продемонстрировали, что применение синтети-ческого асфальта в качестве понизителя водоотдачи целесообразно. Выводы Анализ результатов лабораторных исследо-ваний позволил установить, что соотношение углеводороды/вода оказывает существенное влияние на технологические свойства РУО, однако для получения зависимостей, по которым можно принять однозначное решение по компонентному составу, целесообразно проведение значительного комплекса экспериментальных исследований с различными реагентами. Потери раствора в пласт при бурении с РУО происходят в кавернозных породах и естественных или искусственно образованных трещинах в проницаемых и низкопроницаемых горизонтах. Однако эта проблема может быть решена с помощью таких материалов, как асфальт, в том числе и синтетический, не имеющий в настоящее время широкого применения в бурении.

About the authors