Стабилизация реологического профиля буровых растворов на углеводородной основе

БУРЕНИЕ

С.в. Меденцев, руководитель научно-технической службы M-I SWACO

стабилизация реологического профиля буровых растворов на углеводородной основе

По мере усложнения условий бурения, в том числе сопряженного с выходом российских нефтяных компаний на новые месторождения Восточной Сибири, начала разработки сложнопостроенных залежей Заполярья и развития морского бурения, все острее встает вопрос использования неводных буровых растворов. За последние три года количество скважин, строящихся с использованием инвертных эмульсионных растворов на углеводородной основе (РУО), возросло почти на порядок.

Взрывной рост количества скважин, буримых с использованием РУО, обусловлен их непревзойденной эффективностью и технологичностью, способностью обеспечить высочайший уровень устойчивости ствола скважин в самых сложных горно-геологических условиях, феноменальной стабильностью свойств и устойчивостью ко всем видам загрязнений,сверхнизким коэффициентом трения и возможностью многократного повторного использования. Вместе с тем, для РУО характерен ряд недостатков, не свойственных растворам на водной основе и вызывающих ряд сложностей при бурении скважин с АВПД и скважин с большими проложе-ниями по горизонтали (ERD - Extended Reach Drilling).

Основные недостатки РУО связаны с двумя факторами,характерными для всех углеводородных жидкостей, используемых в качестве основы РУО (нефть, дизельное топливо, минеральные и синтетические масла) - их сжимаемостью и нелинейной (и весьма существенной) зависимостью вязкости раствора от температуры. Для «новичков» в работе с РУО данные недостатки не всегда очевидны и вызывают ряд сложностей при проектировании и ис-

пользовании РУО, зачастую преподнося весьма неприятные и неожиданные сюрпризы. Самым заметным фактором является катастрофическое падение вязкости РУО при увеличении температуры, особенно падение динамического и статического напряжения сдвига, что приводит к заметному ухудшению качества очистки ствола горизонтальных и ERD-скважин, росту коэффициента трения, неожиданному возникновению затяжек и посадок инструмента, прихватов (в том числе дифференци-

альных). Так, при прогреве раствора с +20°С до +80°С данные показатели могут снизиться более чем в 3 раза, в то время как для растворов на водной основе изменение реологии может составлять всего 20-40%. При этом наблюдается и противоположная ситуация: экспоненциальный рост пластической вязкости при охлаждении раствора (например, во время СПО при бурении на море или в зонах вечной мерзлоты) вызывает резкий рост пусковых давлений и эквивалентной цирку-

Рис. 1. Зависимость вязкости двух минеральных масел от температуры

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

№ 10 \\ октябрь \ 2010

ляционной плотности, что приводит к гидроразрывам, потерям и поглощениям раствора, нарушению устойчивости стенок скважины. Грамотный учет данных факторов при проектировании является достаточно сложной инженерной задачей, требующей соответствующей квалификации специалистов, редкого и дорогостоящего оборудования, специального математического аппарата, а стабилизация реологического профиля и устранение такой термозависимости

- одним из ключевых направлений в совершенствовании рецептур РУО и разработке новых поколений буровых растворов.

Рассмотрим в качестве примера применение достаточно стандартного раствора на углеводородной основе плотностью 1,26 г/см3 на типовой скважине с большим отходом забоя в районе Нового Уренгоя. Прежде всего, необходимо оценить влияние вязкости углеводородной основы. На рис. №1 показана зависимость вязкости двух минеральных масел от температуры (красная линия

- Escaid-110 производства Exxon, синяя

- одно из российских масел). Необходимо отметить, что для более вязких масел, дизельного топлива или сырой нефти данная зависимость еще более существенная и нелинейная.

Таким образом, видно, что при использовании отечественного масла можно ожидать более чем трехкратного падения вязкости раствора на забое скважины с кратным ухудшением качества очистки ствола от выбуренного шлама.

Проверим данные выводы исследованием реологических свойств трех различных рецептур растворов при различных температурах и давлениях(измерения проведены с использованием вискозиметра высокого давления Grace 3500М). На рис. 2 показано изменение пластической вязкости в зависимости от температуры при постоянном (атмосферном) давлении. На рис. 3 - изменение пластической вязкости раствора в зависимости от давления при постоянной температуре раствора +50°С. Очевидно, что рост вязкости с давлением отчасти компенсирует падение вязкости с ростом температуры в забойных условиях. Однако также очевидно, что столь сложное поведение раствора существенно затрудняет планирование

гидравлической программы бурения и требует специализированного оборудования и математического аппарата, существенно отличающегося от того, к которому мы привыкли, работая с растворами на водной основе. В общем же случае можно допустить, что для превалирующего большинства скважин с большими отходами разжижение раствора от нагревания существенно превышает его загусте-вание от сжатия, и падение вязкости в забойных условиях всегда будет одним из недостатков РУО, накладывающим специфические ограничения на их применение. Одним из не упомянутых выше факторов, играющим здесь далеко не последнюю роль, является низкая теплопроводность раствора, которая, при всех прочих равных условиях, приводит к тому, что при бурении с использова-

нии РУО, особенно при использовании управляемых роторных компоновок, температура раствора и в скважине, и на поверхности будет значительно выше,чем при использовании растворов на водной основе. В особо сложных случаях температура раствора на устье может даже превышать температуру пластов на забое.

Кроме того, необходимо иметь в виду, что в общем случае при использовании РУО в виду описанного выше поведения объем раствора, закачанного в скважину или полученного из скважины, может существенно отличаться от объема самой скважины. Без учета данного фактора легко принять перелив скважины за начало проявления, а отрицательный баланс объема - за начало поглощения. Все это может привести к неверной оценке состояния ствола

Рис. 3. Изменение пластической вязкости раствора в зависимости от давления при постоянной температуре раствора +50°С

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ бурение \\ 29

БУРЕНИЕ

Рис. 4. Величины давления насосов в зависимости от типа и рецептуры раствора для одной из секций такой скважины

скважины, баланса внутрискважинных давлений, спровоцировать нефтегазо-водопроявление.

Каковы пути решения данной проблемы, и каким образом можно учесть такое множество факторов при планировании?

Во-первых, следует тщательно отнестись к выбору углеводородной основы для раствора. Как было показано выше, различные масла и различные рецептуры растворов демонстрируют разный термобарометрический отклик. Чем сложнее профиль скважины, чем протяженнее его субгоризонтальная часть, тем ниже должна быть начальная вязкость основы и меньше ее термозависимость. Для этого наилучшим образом подходят низковязкие минеральные масла (пока, к сожалению, в основном, импортного производства). При наличии в интервале бурения массивных залежей ММП или большой глубине воды (более 200 м) следует обратить особое внимание на реологический профиль углеводородной основы в области низких температур и выбрать масло с минимальной температурой загустевания (скажем, от -30°С и ниже). Во-вторых, следует обратиться к технологиям стабилизации реологического профиля путем ввода добавок, которые увеличивают вязкость углеводородных жидкостей с ростом температуры. Грамотный подбор типа и концентрации таких добавок позволит компенсировать падение вязкости с температурой, сохранив нужную реологию раствора

на забое скважины. В качестве таких добавок можно использовать некоторые типы полиамидов, высокомолекулярных жирных кислот, поликонденсированных аминов. К сожалению, в данном случае нельзя порекомендовать какое-то одно универсальное решение, так как эффективность таких добавок и величина термокомпенсации существенно зависят от типа самой углеводородной основы,водонефтяного соотношения и других добавок, используемых для приготовления РУО (эмульгаторы, ПАВ, органофильная глина, понизители фильтрации). Так, например, для создания РУО с плоским реологическим профилем на основе олефинов используются добавки типа Rhethik и Rheflat в сочетании с эмульгатором SureMul и ПАВ SureWet, в то время как для создания РУО с плоским реологическим профилем на основе минерального масла типа Escaid-110 или EDC-99DW вполне достаточно всего двух компонентов - универсального эмульгатора и стабилизатора SureMul Plus в сочетании с реологическим модификатором EMI-1005. В любом случае, в данном варианте также рекомендуется использовать масла минимальной вязкости с широким температурным диапазоном и низкой температурой загустевания.

В-третьих, необходима верификация модели с использованием фактического реологического профиля РУО в зависимости от температуры и давления. Для этого, в первую очередь, необходим специализированный вискозиметр

высокого давления с возможностью охлаждения раствора до -4-0°С, нагрева до +100°С и создания давления не ниже забойного. Полученные данные позволят построить фактический трехмерный реологический профиль раствора, который затем можно будет использовать в гидравлических расчетах. Для выполнения инженерных расчетов необходимо использовать программное обеспечение, способное проводить 3D-интерполяцию реологических данных и учитывать такие факторы, как теплопроводность РУО, коэффициент объемного расширения/ сжатия, изменение температуры и давления по стволу в зависимости от режима бурения, загрузку кольцевого пространства выбуренным шламом и др. В данном случае возможно проведение комплексной оптимизации параметров и режимов бурения, обеспечение точных объективных оценок рисков, создание условий для грамотного планирования и выполнения программы работ по строительству скважины. В качестве демонстрации такого подхода и результатов оптимизации можно привести обобщающий график гидродинамического моделирования для упомянутой в начале статьи скважины (рис. 4). На данном графике показаны величины давления насосов в зависимости от типа и рецептуры раствора для одной из секций такой скважины (включая три раствора, указанных на рис. 2 и 3).

Как видно из графика, при грамотном выполнении трех ключевых задач(выбор основы, стабилизация реологического профиля, моделирование и верификация) можно добиться снижения давления на стояке с 286 атм. до 200203 атм. с одновременным снижением эквивалентной циркуляционной плотности и без ущерба качеству очистки ствола скважины.

Таким образом, грамотный инженерный подход и использование современных технологий органической химии и математического моделирования позволяет решать сложные технологические задачи, избегать ошибок, оптимизировать технико-экономические показатели строительства скважин и, в общем случае, делать возможным бурение в условиях, которые раньше могли казаться невозможными.

Телефон: (3435) 345-352 345-632 Разработчик: ОАО „Спецмаш", г. Санкт-Петербург Телефон: +7 612 3200624

Предназначены для текущего, капитального ремонта и бурения скважин с устьевым давлением до 35 МПа;

освоения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин глубиной до 5000 метров