image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 4 2016

Эксплуатация и ремонт скважин

01.04.2016 10:00 Комплексный подход к подбору рецептур буровых растворов для бурения скважин в сложных геологических интервалах
Статья посвящена комплексному подходу к разработке рецептур буровых растворов, используемых для вскрытия продуктивных горизонтов. Как известно, оптимально подобранная рецептура бурового раствора должна не только обеспечивать выполнение раствором основных функций в соответствии с предъявляемыми требованиями, но и минимизировать степень воздействия на продуктивный горизонт при первичном вскрытии. Для реальной оценки воздействия бурового раствора на продуктивный горизонт целесообразно проводить исследования, направленные на изучение технологических параметров, а также фильтрационные и кислотные анализы, позволяющие оценить степень воздействия бурового раствора на продуктивный горизонт. В данной работе представлены результаты использования данного подхода к изучению рецептур как буровых растворов, используемых в настоящее время, так и новых, подобранных в лаборатории буровых промывочных и тампонажных растворов Томского политехнического университета. Основным фактором, которым необходимо руководствоваться при подборе рецептуры, является необходимость минимизации негативного кольматационного эффекта. Для этого авторами было предложено использование растворов на углеводородной основе и биополимерно-карбонатных растворов. При планировании исследования авторы ставили перед собой задачу определить оптимальные реологические характеристики бурового раствора с требуемой плотностью без добавления бентонитового структурообразователя, оказывающего негативное воздействие на коллекторские свойства призабойной зоны продуктивного горизонта при первичном вскрытии. По мнению авторов, применение биополимерно-карбонатных растворов с добавлением термостойких полимеров и карбонатов кальция разного дисперсного состава позволит проходить глинистые разрезы с меньшими затратами на механическую проходку и с меньшей вероятностью получения осложнения, обусловленного набуханием глин. Стоит отметить, что использование карбоната кальция различного фракционного состава позволит не только добиться качественной кольматации и образования фильтрационной корки на стенке скважины, но и осуществлять кислотные обработки с восстановлением первоначальных коллекторских свойств.
Ключевые слова: буровой раствор, реологические характеристики, плотность, термостабильность, кольматация, проницаемость.
Ссылка для цитирования: Хорев В.С., Бойко И.А., Дмитриев А.Ю., Ефимов В.Н., Максимова Ю.А., Мищенко М.В. Комплексный подход по подбору рецептур буровых растворов для бурения скважин в сложных геологических интервалах // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 4. С. 98–104.
Открыть PDF


ОПИСАНИЕ РЕЦЕПТУР БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТОВ
В качестве исходных рецептур в рамках исследования было рассмотрено несколько типов буровых растворов.
В данной статье представлены характеристики полученных буровых растворов с учетом термостабильности. Выполнена оценка кольматирующей способности буровых растворов, рассмотрен эффект восстановления проницаемости по керну при воздействии бурового раствора в условиях пласта, проанализированы результаты исследования воздействия кислотных составов на призабойную зону и очистку от продуктов кольматации буровых растворов.
В качестве исходных рецептур были рассмотрены следующие типы буровых растворов:

  1. полимер-глинистые растворы 

являются в настоящее время, по мнению авторов статьи, морально устаревшей рецептурой, пик использования которой можно отнести к началу 1990-х гг. Впрочем, данные типы растворов все еще достаточно широко применяются, поскольку являются относительно дешевыми. Полимер-глинистые растворы характеризуются содержанием большого количества бентонита, что ухудшает коллекторские свойства пласта при первичном вскрытии продуктивного горизонта. Стоит отметить, что использование большого количество бентонита и содержание твердой фазы создает дополнительное гидравлическое сопротивление при циркуляции [1, 3], что также негативно сказывается не только на кольматационной составляющей, но и на очистке скважины и выводе на режим при освоении;

  1. растворы на углеводородной основе (РУО)

Положительные свойства РУО базируются на том, что в качестве жидкой фазы используется дизельное топливо, соединенное с технической водой в соотношении 30/70 в виде эмульсии, т.е. инертный эмульсионный раствор, обладающий низкой плотностью. Наряду с инертностью стоит отметить стабильность бурового раствора к загрязнению, что позволяет использовать РУО неоднократно после незначительной обработки. Поскольку данный тип бурового раствора является безглинистым, при вскрытии продуктивного горизонта это положительно сказывается на коллекторских свойствах пласта, который в меньшей степени подвергается кольматации кислотно не растворимыми компонентами;

  1. биополимер-карбонатный минерализованный раствор

Данный тип бурового раствора также имеет безглинистую основу, что является большим преимуществом при вскрытии продуктивных горизонтов. В качестве твердой фазы в биополимер-карбонатном растворе используются кислотно растворимые кальмотанты, что позволяет уменьшить степень технологической кольматации продуктивного горизонта. Раствор данного типа характеризуется хорошими ингибирующими свойствами по отношению к глинистым отложениям, это, в свою очередь, создает предпосылки для увеличения проходки в осложненных интервалах. Используемые биополимерные реагенты подвержены разложению при относительно длительном нахождении в пластовых условиях после окончания строительства скважины, при перфорации скважины это положительно влияет на коллекторские свойства пласта, что можно объяснить потерей биополимерными реагентами первоначальных кольматационных свойств при разложении.

Для обоснования целесообразности использования предложенных рецептур были проведены эксперименты по исследованию термостабильности буровых растворов [2, 4] с использованием камеры старения OFITE. Для проведения эксперимента было выбрано три временных диапазона (24, 48, и 72 часа) как наиболее часто статистически встречающиеся временные отрезки, в течение которых буровые растворы без дополнительной обработки находятся в скважинных условиях. Данные по термостабильности исследуемых растворов представлены в таблицах 1–3. Полученные результаты показывают, что все три исходные рецептуры имеют достаточно высокую термостабильность, однако реологические характеристики глинистого раствора после длительного нахождения в камере старения значительно изменяются, что объясняется изменением свойств полимеров в условиях повышенной температуры.

Фильтрационные исследования

Следующим этапом лабораторных исследований в рамках комплексного подбора рецептур было определение кольматирующей способности буровых растворов.

Фильтрационные исследования по оценке динамики проницаемости образцов керна при воздействии на них буровых растворов проводились в пластовых условиях (температура, пластовое давление) с использованием лабораторной установки ПИК-ПС. Принципиальная схема эксперимента представлена на рисунке 1.

Образцы керна с остаточной водонасыщенностью помещались в кернодержатель установки, в котором воспроизводились пластовые условия (высокая температура и давление), а также соответствующее литостатике давление обжима. Затем через колонку образцов фильтровался керосин в прямом направлении («из пласта в скважину»).

Для корректного определения проницаемости по жидкости измерения перепада давления проводились не менее чем при трех различных скоростях фильтрации. Затем проводилась линейная аппроксимация полученной зависимости с вычислением фазовой проницаемости по керосину при остаточной водонасыщенности. В дальнейшем это значение использовалось для оценки динамики проницаемостей. После оценки проницаемости по нефти ее фильтрация прекращалась, и в обратном направлении («из скважины в пласт») через образец начиналась фильтрация испытуемой пробы бурового раствора в режиме динамической фильтрации, моделирующей этап проходки.

Завершался фильтрационный эксперимент повторной фильтрацией керосина в прямом направлении и измерением проницаемости образца по нефти после воздействия на него бурового раствора. Итогом фильтрационного эксперимента является коэффициент восстановления проницаемости по нефти, оцениваемый в процентах:

K={K_\text{нефти2}\over K_\text{нефти1}}100      (1)

где К – коэффициент восстановления проницаемости образца по нефти, %; Кнефти1 – проницаемость образца по нефти до воздействия на него бурового раствора, мД; Кнефти2 – проницаемость образца по нефти после воздействия бурового раствора, мД.
Для выполнения лабораторных анализов был взят керновый материал, состав и основные параметры которого представлены в таблице 4. Результаты фильтрационных исследований представлены в таблице 5. 98-104-r_1.png
Более наглядное влияние буровых растворов на кольматацию призабойной зоны представлено на рисунке 2 на примере кернового материала для образцов № 1–5.
Фильтрационные исследования рецептур буровых растворов показали преимущество РУО перед другими составами при расчете коэффициента восстановления проницаемости. Зависимости коэффициентов восстановления проницаемости для разных составов от проницаемости образцов по газу показывают устойчивую тенденцию к ухудшению проницаемости по керосину (уменьшение коэффициента восстановления) в результате воздействия всех тестируемых буровых растворов для наиболее проницаемых образцов керна. На основании тестов буровых растворов на углеводородной/водной основе выявлено, что применяемый на месторождении состав (биополимер карбонатный) показывает достаточно высокие коэффициенты восстановления проницаемости для всех рассмотренных свит. Состав на углеводородной основе (РУО) закономерно демонстрирует лучшие результаты, что связано с минимальным воздействием на фазовую проницаемость фильтрата, проникающего в поровое пространство керна. Следующие составы, показавшие практически равную эффективность, – базовый полимер глинистый и биополимер-карбонатный состав.

ИССЛЕДОВАНИЕ И ПОДБОР КИСЛОТНЫХ СОСТАВОВ

Получив результаты фильтрационных анализов и данные по термостабильности, для адекватной оценки применимости бурового раствора авторами было предложено провести исследование воздействия кислотных составов на коллектор и призабойную зону пласта с целью улучшения коллекторских свойств и отчистки от фильтрационной корки.
На этапе предварительного тестирования было подготовлено несколько образцов кернового материала (табл. 4). Составленная из стандартных цилиндрических (диаметр 3 см) образцов «модель пласта» помещалась в кернодержатель высокого давления. В кернодержателе создавалось поровое давление, давление всестороннего сжатия с учетом глубины пласта, температура соответствовала реальной.
После приведения кернодержателя и всей установки в рабочее положение включался прогрев термостата. Прогрев всей системы до пластовой температуры проходил в течение 8–12 часов и контролировался полной стабилизацией давлений в гидросистеме.
Для более полной насыщенности модели пласта и распределения керосина в поровом пространстве производилась фильтрация двух поровых объемов керосина. Повреждение керна моделировалось закачкой в модель бурового раствора.
В течение 4 часов поддерживался перепад давления, соответствующий реальному при первичном вскрытии продуктивного пласта. После измерения контрольной проницаемости осуществлялась закачка кислотного состава (КС) в направлении от ствола скважины в пласт. Закачка проводилась как при поддержании постоянного расхода. Перепад давления определялся в начале и в конце закачки КС. После прокачки до 2 поровых объемов КС фильтрацию останавливали на воздействие (выдержку на реакции кислотных составов с породой) в течение 8 часов. После окончания закачки КС в пласт проводилась обратная фильтрация керосина «из пласта в скважину» и измерялась конечная проницаемость по керосину для всей модели. Результаты исследования представлены на рисунке 3 и в таблице 5.
На основании тестов буровых растворов на углеводородной/водной основе установлено, что применяемый биополимер-карбонатный раствор показал достаточно высокие коэффициенты восстановления проницаемости для всех рассмотренных образцов. Лучшие результаты были у РУО, что обусловлено минимальным воздействием на фазовую проницаемость фильтрата, проникающего в поровое пространство керна.
Практически равный уровень эффективности продемонстрировали базовый полимер глинистый и биополимер-карбонатный состав.
Тесты по кислотной обработке различными составами на основе HCl показали незначительное влияние на горную породу. Кислотные составы активно взаимодействуют с кольматантом рассматриваемых буровых растворов. В ходе экспериментов наблюдался разнонаправленный эффект от воздействия кислотных составов на корку бурового раствора. Измерения проницаемости до и после кислотной обработки показали высокую активность кислотных составов и разрушение корки. При этом в большинстве случаев отмыв корки бурового раствора более эффективен, чем кислотная обработка без отмыва. Кроме того, использование кислотных растворов (10% HCl на водной основе) приводит к существенному уменьшению фазовой проницаемости вследствие увеличения насыщенности порового пространства кислотными составами, препятствующими фильтрации нефти (керосина).

98-104-r_3.png

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

Предложенный алгоритм подбора рецептур, направленный на минимизацию снижения проницаемости коллектора, показал свою целесообразность и объективность. Исследования в рамках опробования подхода к обоснованию рецептур буровых растворов для конкретных геологических условий показал свою целесообразность и перспективность. Использование данного способа подбора рецептур дает возможность не только подобрать необходимые технологические параметры раствора, но и оценить его термостабильность, степень кольматационного эффекта и качество очистки коллектора после проведения кислотной обработки.

Таблица 1. Технологические параметры полимер-глинистого раствора после камеры старения
Table 1. Process parameters of polymer-clay mud after aging chamber

Свойства
Properties

Значения параметров после 24 ч
Parameter values after 24 h

Значения параметров после 48 ч
Parameter values after 48 h

Значения параметров после 72 ч
Parameter values after 72 h

Плотность раствора, г/см3
Mud density, g/cm3

1,08

1,08

1,08

Условная вязкость, с
Funnel viscosity, s

54

46

45

Статическое напряжение сдвига (СНС) 1/10, фунт/100 футов2
Shift static stress (SSS) 1/10, pound/100 feet2

4/18

4/7

4/6

Водоотдача по API, см3/30 мин
Water loss according to API, cm3/30 min

6

7

7

Фильтрационная корка, мм
Filter cake, mm

0,5–0,7

0,5–0,7

0,5–0,7

Пластическая вязкость, сПз
Plastic viscosity, cPs

20

16

15

Динамическое напряжение сдвига (ДНС), фунт/100 футов2
Shift dynamic stress (SDS), pound/100 feet2

16

16,5

18

рН

9

9,5

9,5

 

Таблица 2. Технологические параметры раствора на углеводородной основе после камеры старения
Table 2. Process parameters of mud on the hydrocarbon base after the aging chamber

Свойства
Properties

Значения параметров после 24 ч
Parameter values after 24 h

Значения параметров после 48 ч
Parameter values after 48 h

Значения параметров после 72 ч
Parameter values after 72 h

Плотность раствора, г/см3
Mud density, g/cm3

1,08

1,08

1,08

Условная вязкость, с
Funnel viscosity, s

45

45

45

СНС 1/10, фунт/100 футов2
SSS, pound/100 feet2

4/6

4/6

4/6

Водоотдача по API, см3/30 мин
Water loss according to API, cm3/30 min

2,1–3

2,1–3

2,1–3

Фильтрационная корка, мм
Filter cake, mm

0,5–0,6

0,6–0,7

0,6–0,7

Пластическая вязкость, сПз
Plastic viscosity, cPs

21

22

21

ДНС, фунт/100 футов2
SDS, pound/100 feet2

10

10

10

 

Таблица 3. Технологические параметры биополимер-карбонатного минерализованного раствора после камеры старения при температуре 65 °С
Table 3. Process  parameters of bipolymer mud carbone mineralizing mud after the aging chamber 65 °С

Свойства
Properties

Значения параметров после 24 ч
Parameter values after 24 h

Значения параметров после 48 ч
Parameter values after 48 h

Значения параметров после 72 ч
Parameter values after 72 h

Плотность раствора, г/см3
Mud density, g/cm3

1,08

1,08

1,08

Условная вязкость, с
Funnel viscosity, s

60

52

52

СНС 1/10, фунт/100 футов2
SSS, pound/100 feet2

4/5

4/5

4/5

Водоотдача по API, см3/30 мин
Water loss according to API, cm3/30 min

5,0

5,0

5,5

Фильтрационная корка, мм
Filter cake, mm

0,5

0,5

0,4–0,5

Пластическая вязкость, сПз
Plastic viscosity, cPs

17

16

16

ДНС, фунт/100 футов2
SDS, pound/100 feet2

20

18

18

рН

9

9

9

 

Таблица 4. Керновый материал для проведения лабораторных анализов
Table 4. Core material for laboratory analysis


No.

Интервал залегания
Deposition interval

Литологический состав
Lithological composition

Проницаемость, 10-3 мкм2
Permeability, 10-3 µm2

1

2815,00–2826,20

Песчаник мелкозернистый алевритовый глинистый
Fine silt clay sandstone

5,237–5,851

2

2816,37–2815,07

Песчаник мелкозернистый алевритовый глинистый
Fine silt clay sandstone

3

2504,0–2509,6

Песчаник светло-серый, мелкозернистый, алевритовый, глинистый, сцементированный, неизвестковистый, слабослюдистый. Цемент глинистый
Light-grey sandstone fine, silt, clay, cemented, not calcareous, slightly micaceous. Clay cement

4

2957,70–2970,70

Алевролит светло-серый с кремовым оттенком, песчанистый, глинистый, слюдистый, неизвестковистый, сцементированный
Light-grey siltstone with cream shade, sandy, clay, micaceous, not calcareous, cemented

5

2957,70–2970,70

Песчаник светло-серый с кремовым оттенком, мелкозернистый, алевритовый, глинистый, неизвестковистый, сцементированный
Light-grey sandstone with cream shade, fine, silt, clay, not calcareous, cemented

6

2815,0–2834,0

Песчаник серый, мелкозернистый, глинистый, кварц-полевошпатовый, неизвестковистый, сцементированный, с включениями окаменелых остатков флоры
Grey sandstone, fine, clay, quartz-feldspar, not calcareous, cemented, with inclusions of fossils of flora

2,807–2,552

7

Песчаник серый, мелкозернистый, кварц-полевошпатовый, неизвестковистый, сцементированный, неслоистый, однородный. Цемент глинистый
Grey sandstone, fine, quartz-feldspar, not calcareous, cemented, nonlamellated, homogeneous. Clay cement

8

2834,0–2853,0

Песчаник серый с зеленовато-буроватым оттенком, мелкозернистый с примесью зерен среднезернистой фракции, глинистый, кварц-полевошпатовый, слюдистый, неизвестковистый, сцементированный, местами слабосцементированный. Цемент глинистый
Grey sandstone with greenish-yellowish shade, fine with fine grains of medium-grained fraction, clay, quartz-feldspar, micaceous, not calcareous, cemented, loosely cemented in some places. Clay cement

9

Песчаник светло-серый, серый, разнозернистый, алевритистый, кварц-полевошпатовый, слабослюдистый, неизвестковистый, сцементированный, неслоистый, однородный.Отмечается плотная упаковка и бесцементное скрепление зерен
Light-grey sandstone grey, coarse-grained, silt, quartz-feldspar, slightly micaceous, not calcareous, cemented, nonlamellated, homogeneous. Dense packing of the grains and its cementless fixation can be found

10

2853,0–2867,5

Песчаник серый, мелко-среднезернистый, слабоглинистый, кварц-полевошпатовый, слабослюдистый, неизвестковистый, сцементированный, неслоистый, однородный. Цемент глинистый
Grey sandstone, small-medium-grained, slightly clayey, quartz-feldspar, slightly micaceous, not calcareous, cemented, nonlamellated, homogeneous. Clay cement

 

Таблица 5. Результаты фильтрационных исследований

Table 5. Filtration studies results

№ эксперимента
Test No.

Интервал
Interval

Тип бурового раствора
Drilling mud type

Кпр, 10-3 мкм2
Кper, 10-3 µm2

Квосст после обработки, %
Кrecov. after treatment, %

1

2815,00–2826,20

Полимер-глинистый
Clay polymer

75,7337

75,734

2

2816,37–2815,07

Полимер-карбонатный
Carbonate polymer

15,309

61,249

3

2504,0–2509,6

РУО
OBM

45,494

41,583

4

2957,70–2970,70

Полимер-глинистый
Clay polymer

3,279

66,915

5

2815,0–2834,0

Полимер-карбонатный
Carbonate polymer

8,025

69,238

6

2834,0–2853,0

РУО
OBM

182,9

73,356

7

2834,0–2853,0

Полимер-глинистый
Clay polymer

160,9

17,1

8

2834,0–2853,0

Полимер-карбонатный
Carbonate polymer

215,461

32,98

9

2834,0–2853,0

РУО OBM

505,449

86,857

10

2853,0–2867,5

Полимер-глинистый
Clay polymer

28,678

60,60

11

2853,0–2867,5

Полимер-карбонатный
Carbonate polymer

36,858

93,49

12

2853,0–2867,5

РУО
OBM

39,916

108,92

 

 

Таблица 6. Результаты тестирования кислотных составов
Table 6. Results of the acid compositions testing

№ эксперимента
Test No.

Буровой раствор
Drilling mud

Кислотный состав
Acid composition

Квосст до обработки, %
Кrecov. before treatment, %

Квосст после обработки, %
Кrecov. after treatment, %

1

Полимер глинистый
Clay polymer

HСl

78,3

26,6

2

Полимер глинистый
Clay polymer

Химеко-ТК 2м
Khimeko-ТК 2 m

76,2

84



← Назад к списку


im - научные статьи.