Полный текст

Введение В настоящее время в зарубежной и отечественной практике строительства скважин область возможного применения буровых растворов на углеводородной основе (РУО) значительно расширяется. Во многом это связано с внедрением технологии вскрытия продуктивных пластов горизонтальными и многозабойными горизонтальными скважинами, позволяющей эффективно разрабатывать месторождения, находящиеся на континентальном шельфе, в природоохранных и малодоступных местах [1, 2]. По результатам обзора научно-технической информации выявлено, что с использованием РУО пробурено большинство горизонтальных скважин со сверхдальним отклонением от вертикали [3-5]. Исходя из промыслового опыта применения РУО в условиях современных технологий бурения [6, 7], целесообразно разделить данный тип буровых растворов по назначению на следующие группы: 1) для бурения пологих и горизонтальных скважин с большим отклонением ствола от вертикали; 2) для бурения в интервалах неустойчивых терригенных отложений; 3) для вскрытия продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами в условиях, где реальные дебиты скважин при использовании водных систем значительно ниже потенциально возможных; 4) в качестве технологических жидкостей для ликвидации прихватов, гидрофобизации неустойчивых интервалов; 5) для отбора керна с целью сохранения его нативных свойств; 6) в качестве жидкостей для вторичного вскрытия, глушения скважин. Большинство рецептур используемых в настоящее время РУО представляют собой эмульсию полярной жидкости в неполярной - эмульсию «вода в масле». При этом под термином «масло» понимают водонерастворимые олеофильные органические вещества, растворимые в неполярных средах (традиционные нефтепродукты, синтетические и растительные масла) [8, 9]. Основой формирования технологических свойств РУО служат показатели процесса эмульгирования двух практически взаимно нерастворимых жидкостей: дисперсионной среды - органической жидкости и дисперсной фазы - воды или водных растворов солей, в большинстве случаев хлорида кальция. Алгоритм выбора критериев качества РУО В научно-технической литературе приводится достаточно много примеров успешного применения РУО при бурении скважин сложного профиля в различных геолого-технических условиях [3, 10-13]. Но несмотря на это, существует также и отрицательный опыт, свидетельствующий о том, что выбранный состав и технологические свойства РУО не в полной мере отвечали горно-геологическим условиям бурения. В частности, известны случаи потери устойчивости ствола скважины, а также недостижения планового дебита вследствие низкого качества первичного вскрытия продуктивного пласта [14, 15]. С целью повышения эффективности применения РУО актуальной является разработка критериев оценки их качества в зависимости от горно-геологических условий применения, позволяющих проводить оперативный контроль качества бурового раствора на промысле. На основании многолетнего опыта применения РУО в различных нефтегазовых провинциях России нами предложен следующий алгоритм выбора критериев качества данного типа растворов (рисунок). На рисунке использованы следующие обозначения: Vдс - объем дисперсионной среды, отделившейся от эмульсионного раствора через 1 сут после отстоя, см3; Vэм - общий объем эмульсионного раствора, см3; Твых - максимально ожидаемая температура раствора на устье скважины, ºС; τ0 - динамическое напряжение сдвига, дПа; ηпл - пластическая вязкость, мПа∙с; σпр и - прочность образца породы на одноосное сжатие до и после взаимодействия с раствором соответственно, МПа; tgφ и tgφ' - тангенс угла внутреннего трения в образце породы до и после взаимодействия с раствором соответственно; - эффективная вязкость раствора при скорости сдвига 5 с-1 при пластовой температуре и температуре на поверхности соответственно, мПа∙с. Рис. Критерии качества РУО Показатели стабильности РУО Вне зависимости от горно-геологических условий бурения, РУО должны обладать высокой агрегативной и кинетической стабильностью, характеризующейся следующими показателями: показателем электростабильности, суточным отстоем и показателем седиментационной устойчивости. Величина суточного отстоя (О, %), характеризующая способность РУО при нахождении в покое в течение длительного времени не выделять из себя углеводородную фазу, не должна превышать 5 % (допускается лишь незначительное отделение масла). Показатель седиментационной устойчивости РУО (S0, г/см3) согласно [16] должен быть не более 0,02 г/см3 для неутяжеленных растворов и не более 0,06 г/см3 - для растворов плотностью 1,50 г/см3 и более. В зарубежной практике бурения наиболее распространенным методом определения способности раствора, в том числе РУО, удерживать утяжелитель является так называемый фактор оседания (Sag Factor, SF), определяемый по следующей формуле: где MWbottom и MWtop - плотности раствора на дне и в верхней части цилиндра. При значении SF ≤ 0,50 считается, что раствор способен удерживать утяжелитель, более высокое значение SF означает, что при использовании раствора могут возникнуть проблемы с образованием в стволе скважины шламовых и баритовых «подушек» [17]. Как уже было отмечено выше, основным требованием к рецептуре РУО является высокая стабильность эмульсионной системы. На стабильность инвертно-эмульсионных растворов влияют характеристики процесса эмульгирования и степень дисперсности водной фазы. Процесс эмульгирования, происходящий на стадии заготовки РУО, может рассматриваться как двухстадийный. На первой стадии в результате механического воздействия возникает одновременно как эмульсия «масло в воде», так и вода в масле. На второй происходит стабилизация одного из типов эмульсии присутствующим в системе эмульгатором [8, 18]. Основным параметром, характеризующим агрегативную устойчивость РУО к коалесценции глобул дисперсной фазы, является показатель электростабильности (ЭС). Суть его измерения заключается в следующем. Внешней средой РУО является неполярная жидкость (масло), не проводящая через себя электрический ток. При погружении в раствор зонда прибора с двумя параллельными пластинчатыми электродами и последующим приложением электрического напряжения происходит разрушение (инверсия) эмульсии. Водная среда, проводящая электрический ток, становится внешней средой в объеме эмульсии, заключенном между электродами прибора, и начинает пропускать через себя электрический ток. Чем большее напряжение необходимо приложить для инверсии эмульсии, тем выше агрегативная стабильность РУО. Показатель электростабильности коррелирует с прочностью межфазных адсорбционных слоев вокруг глобул водной фазы, а также с расстоянием между ними. По результатам лабораторных исследований, помимо агрегативной устойчивости (способности водной фазы к коалесценции), на значение показателя электростабильности РУО влияет ряд дополнительных факторов, не связанных с устойчивостью эмульсий. В частности, показатель электростабильности снижается: - при увеличении концентрации водной фазы (вследствие уменьшения расстояния между глобулами воды); - увеличении величины минерализации водной фазы (вследствие повышения ее удельной электрической проводимости); - увеличении значения гидрофильно-лиофильного баланса используемых в системе эмульгаторов (вследствие повышения их полярных свойств); - увеличении концентрации в системе твердой фазы утяжелителей (вследствие наличия на поверхности их частичек остаточной воды). На основании анализа указанных выше факторов считаем, что правомерно использовать данный параметр в первую очередь как оценочный для каждой конкретной рецептуры РУО. В стандарте ISO 10414-2:2011 [19] также указано, что оценка гидрофобного состояния бурового раствора только на основе значений электростабильности нецелесообразна. При принятии решения по поводу необходимости обработки бурового раствора на основе значений ЭС следует учитывать лишь динамику изменения данного показателя во времени. Специалистами зарубежных сервисных компаний в качестве минимального значения ЭС рекомендуется принимать 350 В (по тестерам OFITE, FANN). По данным многолетней практики работы с РУО во времена СССР В.И. Токунов и Б.И. Хейфец установили, что при электростабильности более 150 В (по ИГЭР-1) раствор стабилен, не проявляет склонности к фазовому обращению и не требует дополнительной обработки стабилизаторами [18]. Ниже указанного значения возможна инверсия фаз при изменении производственных условий (попадание в РУО пластовой воды, цемента, бурового шлама и др.). По результатам лабораторных исследований и опыта работы с РУО можно установить, что для предотвращения фазового обращения эмульсии значение электростабильности РУО должно быть не менее 200 В с учетом возможного негативного воздействия на систему загрязнителей (выбуренного шлама и пластовой воды), так как даже при значениях электростабильности в диапазоне 100-200 В раствор остается стабильным и в качестве фильтрата содержит углеводородную жидкость без признаков водной фазы (табл. 1). При вскрытии водочувствительных терригенных коллекторов с целью минимизации протекания осмотических процессов в системе «буровой раствор - порода» значение электростабильности, на наш взгляд, должно быть не менее 350 В. Таблица 1 Зависимость фильтрационных свойств РУО от концентрации эмульгаторов Концентрация и вид эмульгатора ЭС, В ПФНРНТ, см3/30 мин Состав фильтрата, % масло эмульсия вода Эмультал, 1 % об. 120 6,4 25 75 0 Эмультал, 2 % об. 350 6,0 17 83 0 Эмультал, 3 % об. 610 6,4 16 84 0 Эмультал, 5 % об. 1000 4,8 20 80 0 Девон 4в м.А, 1 % об. 80 4,6 48 52 0 Девон 4в м.А, 2 % об. 120 4,8 17 83 0 Девон 4в м.А, 3 % об. 304 3,8 20 80 0 Девон 4в м.А, 5 % об. 430 3,9 10 90 0 Примечание: фильтрационные исследования проводились с использованием РУО на основе минерального масла с соотношением углеводороды/вода - 50/50 при Т = 149 ºС и ∆Р = 500 psi. Эмультал - эмульгатор на основе эфиров жирных кислот; девон 4в м.А - эмульгатор на основе амидов жирных кислот. Одним из общеизвестных недостатков данного типа растворов является их высокая стоимость [20]. На основании сделанных ранее выводов по регламентируемому значению показателя ЭС считаем, что при использовании РУО в неосложненных условиях, а также в качестве технологических жидкостей для ликвидации прихватов или гидрофобизации неустойчивых интервалов применение рецептур с высокой концентрацией дорогостоящих компонентов (первичных и вторичных эмульгаторов и структурообразователей) нецелесообразно, так как необоснованно приводит к значительному увеличению затрат на химреагенты. Критерии качества РУО при бурении скважин с большим отходом от вертикали При бурении скважин сложного профиля (с зенитными углами более 60 градусов) дополнительные требования предъявляются к реологическим и структурно-механическим свойствам РУО, характеризующим выносную (по отношению к выбуренному шлама) и удерживающую (по отношению к утяжелителям) способность. Согласно опыту применения РУО в Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях, показатель динамического напряжения сдвига РУО должен находиться в диапазоне 80-220 дПа, показатель вязкости при низких скоростях сдвига, измеряемый на вискозиметре Брукфильда, - не менее 15 000 мПа·с (при скорости сдвига ≈ 0,5 с-1), показатель статичного напряжения сдвига - не менее 20/25 дПа. При вскрытии неустойчивых терригенных отложений, особенно глинистых пород, относящихся к категории «слабые» по контактной прочности (контактная прочность менее 300 кгс/см2, прочность на сжатие менее 30 МПа [21]), под зенитными углами более 60 градусов с целью снижения вероятности осложнений, связанных с потерей устойчивости ствола скважины, первостепенными критериями качества РУО являются их ингибирующие свойства. Большинство исследователей априори считают, что все технологические жидкости на неводной основе, в том числе РУО, содержащие водную фазу различного состава, не имеют отличий по их ингибирующим свойствам по отношению к неустойчивым породам и глинистым минералам коллектора [22]. При этом протекание осмотических процессов не учитывается. Считаем, что, целенаправленно изменяя состав водной фазы РУО и величину показателя фильтрации, можно замедлять процесс взаимодействия глины с раствором и тем самым увеличивать время «устойчивого состояния» стенок скважины в интервале глинистых пород. При этом только применение научно обоснованного подхода к выбору рецептуры РУО с использованием керна проблемных интервалов бурения позволит предупредить гидратацию и сохранить (консервировать) первоначальную структурно-механическую прочность глин на стенке скважины. Ингибирующие свойства РУО по отношению к высоколитифицированным глинистым породам (аргиллитам, глинистым сланцам) нами предлагается оценивать по следующим показателям: Таблица 2 Изменение прочностных свойств пород в среде РУО Тип бурового раствора Kр Стр,% через 7 сут контакта с РУО через 14 сут контакта с РУО через 7 сут контакта с РУО через 14 сут контакта с РУО РУО на основе технической воды (УВ/В - 50/50) 0,45 0,40 34,0 40,0 РУО на основе насыщенного раствора хлорида калия (УВ/В - 50/50) 0,49 0,45 32,0 38,9 РУО на основе насыщенного раствора хлорида кальция (УВ/В - 50/50) 1,0 1,0 0 0 РУО на основе насыщенного раствора хлорида кальция (УВ/В - 90/10) 1,0 1,0 0 0 Безводный РУО (загущенное масло) 1,0 1,0 0 0 Примечание: УВ/В - процентное соотношение углеводород/вода в рецептуре РУО. - коэффициент разупрочнения (коэффициент водоустойчивости) где σпр и - прочность образца породы на одноосное сжатие до и после взаимодействия с раствором соответственно; - степень снижения сил сцепления в матрице породы, характеризующаяся по величине тангенса угла внутреннего трения tgφ: Стр = [100 - (tgφ'/tgφ)× ×100], %, где tgφ и tgφ' - тангенс угла внутреннего трения в образце породы до и после взаимодействия с раствором соответственно. В качестве примера в табл. 2 представлены результаты исследования изменения прочностных свойств пород тиманского терригенного горизонта одного из месторождений Пермского края (средние по нескольким параллельным определениям) после выдержки в среде РУО с различным компонентным составом водной фазы. Согласно [23] породы считаются высокопрочными, если коэффициент размягчения, равный отношению их прочности на сжатие после контакта с водной средой к их исходной прочности, составляет не менее 0,8. По аналогии с указанным показателем считаем, что коэффициент разупрочнения глинистых пород проблемных интервалов бурения в среде РУО не должен быть ниже 0,8. По результатам ранее проведенных исследований было установлено, что с Kp = 0,8 коррелирует значение Cтр = 20 %. В ряде нефтегазовых районов встречаются терригенные породы, которые при контакте с водной фазой практически мгновенно адсорбируют воду с растрескиванием по плоскостям напластования. Такие породы можно отнести к категории «геомеханически слабых», они характеризуются пониженной прочностью [24]. Примером таких пород являются отложения тимано-саргаевского (кыновского) горизонта девонской системы, породы ванденской свиты [25]. Рассматриваемые породы, представленные в основном аргиллитами и глинистыми сланцами, как правило, характеризуются хорошо развитой системой микротрещин субпараллельной ориентации. Проблема нарушения устойчивости подобного рода пород обусловлена совместным действием двух факторов. Первый фактор, связанный с потерей устойчивости пород вследствие разгрузки текущего тектонического напряжения при вскрытии массива пород скважиной, имеет физическую природу, а второй (эффект расклинивания микротрещин в породе под воздействием фильтрата бурового раствора) - физико-химическую [26-29]. Только устранение этих двух факторов может обеспечить безаварийные условия бурения скважин с горизонтальным окончанием на объекты, покрышки которых сложены неустойчивыми глинистыми породами с пониженной прочностью [25, 30-32]. При бурении через породы пониженной прочности с целью компенсации изменений тангенциального и радиального напряжений в стволе скважины плотность РУО должна превышать градиент сдвигового напряжения, рассчитанный путем построения геомеханической модели устойчивости ствола скважины. При этом эквивалентная плотность циркуляции РУО, рассчитанная с учетом реологических показателей раствора с целью исключения развития трещиноватости в результате избыточных гидродинамических давлений, должна быть ниже градиента давления гидроразрыва. Критерии качества РУО в сложных термобарических условиях бурения В условиях скважин с повышенными пластовыми температурами РУО должен обладать, помимо указанных выше показателей, термостойкостью и стабильностью необходимых (рабочих) показателей фильтрационных, реологических и структурно-механических свойств в широком интервале температур - от Т = 20 °С (среднее значение температуры раствора в рабочих емкостях на поверхности) до максимальной пластовой температуры (согласно проектным данным). Изменение вязкости РУО при низких скоростях сдвига в забойных условиях по сравнению с вязкостью раствора на поверхности более чем в 2 раза приводит к заметному ухудшению качества очистки ствола горизонтальных скважин, осаждению шлама и утяжелителя, росту коэффициента трения, возникновению затяжек и посадок инструмента, прихватов (в том числе дифференциальных) [33, 34]. И наоборот, значительное увеличение вязкости РУО при понижении температуры раствора (что характерно для объема раствора на поверхности после длительных остановок циркуляции) приводит к загущению, вплоть до нетекучего состояния, что создает сложности при прокачке такого раствора. В качестве критической температуры нами обозначена пластовая температура Т = 60 ºС, так как при строительстве скважин с меньшими пластовыми температурами температура циркуляции раствора по опыту бурения не превышает 49 ºС (температура замера основных реологических показателей РУО согласно ГОСТ 33697-2015 [35]). В качестве критерия термостойкости РУО для скважин с пластовыми температурами выше 60 ºС предлагается использовать коэффициент температурного разжижения при скорости сдвига 5 с-1 (kp), определяемый по следующей формуле: где - эффективная вязкость РУО при скорости сдвига 5 с-1 при пластовой температуре; - эффективная вязкость РУО при скорости сдвига 5 с-1 при температуре раствора на поверхности. Значение эффективной вязкости в области низких скоростей сдвига (при скорости сдвига 5 с-1 и менее) характеризует несущую способность РУО в пристенной области, в том числе в забойных условиях [36]. Указанное значение скорости сдвига выбрано также в связи с тем, что 5 с-1 (3 об/мин) - это наименьшая скорость, при которой возможен замер эффективной вязкости на ротационных вискозиметрах (OFITE, FANN), наиболее широко применяемых в практике анализа растворов на промыслах. Тенденция увеличения эффективной вязкости РУО с ростом температуры в области указанных скоростей сдвига свидетельствует об усилении несущей способности раствора при повышении температуры, что особенно важно при бурении скважин сложного профиля. Применение коэффициента температурного разжижения, рассчитанного по предлагаемой нами формуле, позволяет избежать использования сложного оборудования и обеспечивает возможность оперативного контроля качества РУО по показателю термостабильности в условиях буровой с использованием стандартного оборудования. В качестве примера в табл. 3 приведены расчетные значения коэффициента температурного разжижения РУО в зависимости от типа используемого в системе структурообразователя. Из таблицы видно, что при снижении эффективной вязкости системы при Т = 90 ºС более чем в 1,5 раза отмечена потеря седиментационной устойчивости системы. Таблица 3 Коэффициенты температурного разжижения РУО в зависимости от типа используемого в системе структурообразователя Основной структурообразователь системы kp при температуре замера, ºС S0 при Т = 90 ºС 25 30 40 50 60 70 80 90 Полиизобутилен (Mr = 4000-6000) 1 0,86 0,8 0,76 0,74 0,73 0,72 0,72 0,08 Полиизобутилен (Mr = 15000-25000) 1 0,93 0,87 0,84 0,82 0,8 0,78 0,76 0,04 Модифицированный бутадиенстирольный латекс 1 1,1 1,18 1,25 1,31 1,36 1,36 1,36 0 Органобентонит 1 0,85 0,8 0,74 0,73 0,71 0,7 0,7 0,1 Примечания: S0 - показатель седиментационной устойчивости, г/см3; состав РУО, об. %: дизельное топливо - 53,5; раствор хлорида кальция - 33,5; эмульгатор - 3 %; структурообразователь (концентрация подбиралась эмпирически для получения значения статичного напряжения сдвига на уровне 30 дПа); барит - 10. По результатам лабораторных исследований установлено, что влияние избыточного давления на реологические свойства РУО является незначительным, в частности, повышение давления с атмосферного до 1,4 МПа увеличивает значение основных реологических характеристик РУО на 10-20 %. В связи с этим введение показателя, характеризующего сохранение качества РУО при изменении в системе барических условий, нецелесообразно. Еще одним критерием качества РУО, связанным с обеспечением безопасности производства буровых работ, значимость которого увеличивается в условиях скважин с повышенными пластовыми температурами, является значение температуры вспышки раствора (Твсп). В частности, п. 220 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [37] устанавливает требование к температуре вспышки РУО, которая должна на 50 °C превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины (Твых), рассчитываемую по стандартным формулам [38]. Критерии качества первичного вскрытия продуктивных пластов В настоящее время РУО доказали свою эффективность при их использовании для первичного вскрытия продуктивных пластов в условиях, где реальные дебиты скважин при вскрытии на водных системах буровых растворов значительно ниже потенциально возможных [6, 39]. Особенно это актуально для гидрофобных по природе смачивания коллекторов, а также коллекторов, цементирующее вещество которых представлено водочувствительными глинистыми минералами. Так, применение РУО на Ван-Еганском месторождении позволило не только возобновить дальнейшее бурение горизонтальных скважин за счет сокращения количества осложнений, но и вовлечь в разработку другие участки с ранее нерентабельными запасами (коэффициент продуктивности по скважинам, пробуренным с использованием раствора на водной основе, в среднем составил 0,4 м3/сут/атм, РУО - 1,45 м3/сут/атм) [40]. Вместе с тем известны также случаи недостижения плановых дебитов вследствие несоответствия рецептур РУО горно-геологическим условиям бурения и геолого-физическим характеристикам продуктивного пласта [41]. При использовании РУО для первичного вскрытия продуктивного пласта первоочередным критерием качества должен являться коэффициент восстановления проницаемости. При этом рекомендуется оценивать изменение проницаемости составной модели пласта (СМП) по пластовому флюиду (нефти) конкретного месторождения. Это позволит учесть физико-химические процессы, протекающие в системе «пластовая нефть - фильтрат бурового раствора - керн». По опыту исследований на керне буровых растворов различного типа для высококачественного вскрытия продуктивного пласта коэффициент восстановления проницаемости по пластовому флюиду (Kвосст. СМП) определяется по формуле где Kпр2 СМП - проницаемость СМП по пластовой нефти после фильтрации исследуемого бурового раствора; Kпр1 СМП - исходная проницаемость СМП по пластовой нефти. Данный коэффициент для РУО не должен превышать значение 0,7. Важно отметить, что исследования по оценке Kвосст. СМП необходимо проводить при температуре, соответствующей пластовой, и значениях статической и динамической репрессии, рассчитанных с учетом пластовых давлений, статической и эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора. Заключение Область возможного использования буровых растворов на углеводородной основе в современных технологиях строительства скважин определяет ряд дополнительных специфичных требований к показателям их технологических свойств. Предложенные в работе критерии оценки качества РУО позволяют повысить эффективность использования указанного типа буровых растворов, особенно при строительстве скважин в сложных горно-геологических условиях. Оперативный контроль большинства показателей, используемых как критерии качества РУО, осуществляется непосредственно при проведении работ в промысловых условиях. Некоторые показатели, в частности коэффициент разупрочнения пород и коэффициент восстановления проницаемости, проконтролировать в условиях буровой не представляется возможным. Только предварительные исследования в лабораторных условиях могут определять допуск (недопуск) технологии к применению на конкретной скважине. Особенно это касается рецептур растворов, планируемых к проведению опытно-промышленных работ на скважинах.

Об авторах

Ирина Леонидовна Некрасова

Автор, ответственный за переписку.
Email: Irina.Nekrasova@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

кандидат технических наук, ведущий научный сотрудник отдела буровых растворов и технологических жидкостей

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 282

PDF (Russian) - 286

PDF (English) - 89

Ссылки

• Ссылки не определены.