Содержание к диссертации
Введение
1 Геолого-технические особенности и тенденция совершенствования строительства газовых скважин в условиях падающих пластовых давлений 9
1.1 Литолого-минералогическая характеристика геологического разреза и эксплуатационные свойства пласта ПК 9
1.2 Анализ опыта и особенности вскрытия продуктивного горизонта с низким пластовым давлением 13
1.3 Тенденция совершенствования буровых растворов при строительстве горизонтальных скважин 16
1.4 Обоснование цели и постановка задач исследований 22
2 Экспериментальные исследования реагентов для управления плотностью бурового раствора 24
2.1 Анализ изученности механизма пенообразования и методов пеногашения 24
2.2 Методика экспериментальных исследований лигносульфонатов и пеногасителей 39
2.3 Экспериментальные исследования влияния лигносульфонатов и пеногасителей на технологические параметры буровых растворов 51
2.4 Выводы 80
3 Разработка состава облегченного бурового раствора для горизонтального бурения в «истощенном» суперколлекторе 82
3.1 Исследования деструкции полимерных компонентов буровых растворов 82
3.2 Экспериментальное обоснование состава «вспененного» бурового раствора и сравнение его с аналогами 98
3.3 Исследование «вспененного» бурового раствора в забойных условиях при вскрытии пласта 117
3.4 Опытно-промысловые испытания буровых растворов 124
3.5 Выводы 132
4 Внедрение буровых растворов в практику проектирования и строительства скважин ... 134
4.1 Разработка технологии применения облегченных буровых растворов 134
4.2 Разработка схемы контроля качества потребляемых компонентов буровых растворов 139
4.3 Анализ результатов применения «вспененных» буровых растворов при проектировании и строительстве газовых скважин 150
4.4 Выводы 155
Основные выводы и рекомендации 155
Список использованных источников
- Литолого-минералогическая характеристика геологического разреза и эксплуатационные свойства пласта ПК
- Тенденция совершенствования буровых растворов при строительстве горизонтальных скважин
- Методика экспериментальных исследований лигносульфонатов и пеногасителей
- Исследования деструкции полимерных компонентов буровых растворов
Введение к работе
і .
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция занимает территорию общей площадью около 2,5 млн. квадратных километров. Большинство залежей нефти и газа в этом регионе (до 98 %) приурочено к трём комплексам: апт-сеноманскому, неокомскому и юрскому. Более 85 % разведочных запасов газа заключено в чисто газовых залежах. При этом основные газовые месторождения приурочены к апт-сеноманскому газоносному комплексу северных районов. Сеноманский продуктивный комплекс содержит около двух третей запасов газа промышленных категорий Надым-Пур-Тазовского региона.
Наращивание объемов добычи газа на месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона для народно-хозяйственного потребления и экспортных поставок осложняется тем, что в эксплуатирующихся сеноманских отложениях наметилась тенденция снижения пластового давления. Одним из решений задачи роста объема добычи углеводородного сырья на месторождениях с падающим пластовым давлением является строительство дополнительных эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием. Геолого-технические сложности заканчивания таких скважин обусловлены аномально низким пластовым давлением, широким диапазоном проницаемости коллекторов, литологической неоднородностью продуктивного пласта, наличием зон с аномально высоким поровым давлением. В этих условиях особые требования предъявляются к технологии промывки и буровым растворам, обеспечивающих качество проводки горизонтального ствола и качество вскрытия высокопроницаемого продуктивного пласта. Известные технологические решения для вскрытия «истощенных» коллекторов (буровые растворы на основе углеводородов и афронов, пены низкой плотности и бурение на депрессии, в том числе с герметично замкнутой циркуляцией) требуют реализации сложных технических и экологических мероприятий. Реализация таких мероприятий сопровождается значительными затратами времени и средств, отрицательно сказывается на себестоимости добываемой
продукции, а для условий буровых работ на Уренгойском и Ямбургском ГКМ
является экономически не оправданной.
В связи с этим цель работы сформулирована следующим образом:
(Повышение эффективности горизонтального бурения газовых скважин і путем разработки и применения буровых растворов низкой плотности на
водной основе, предупреждающих загрязнение суперколлектора и
обеспечивающих сохранение устойчивости стенок скважин в породах с резко
отличающимися пластовым и поровым давлениями.
і Основные задачи исследований
Анализ геолого-технических условий строительства горизонтальных скважин на апт-сеноманский комплекс продуктивных отложений Уренгойского и Ямбургского ГКМ в условиях падающих пластовых давлений.
Анализ современного состояния практики применения и тенденций совершенствования буровых растворов для строительства горизонтальных скважин.
Экспериментальные исследования высокомолекулярных реагентов, лигносульфонатов, пеногасителей для выбора компонентов облегченного бурового раствора, обеспечивающих эффективное управление его плотностью и реологическими показателями.
Экспериментальное обоснование состава бурового раствора, способа его приготовления с учетом сохранения фильтрационно-емкостных свойств суперколлектора и экологической безопасности строительства скважины.
Опытно-промысловые испытания облегченных буровых растворов при бурении горизонтальных стволов в суперколлекторе ПК] с резко отличающимися пластовым и поровым давлениями.
Разработка нормативных документов по приготовлению, химической обработке облегченных буровых растворов и контролю их технологических параметров при проводке горизонтальных стволов в сложнопостроенном продуктивном горизонте ПК).
7.,' Разработка нормативных документов по организации контроля качества, поставляемых компонентов облегченных буровых растворов для производства буровых работ на месторождениях, расположенных в районах Крайнего Севера.
Научная новизна
1. Экспериментально обоснован способ управления псевдопластичными
свойствами пресного бурового раствора путем его обработки ПАВ на основе
омыленных жирных смоляных кислот.
2. Экспериментально доказано, что действие механодеструкции
полимерных компонентов усиливается биодеструкцией и сопровождается
резким изменением реологических свойств бурового раствора.
3. Экспериментально доказана эффективность кавитационной технологии
приготовления облегченных буровых растворов на основе лигносульфонатов и
омыленных жирных смоляных кислот.
Практическая ценность
1. Для бурения горизонтальных стволов в высокопроницаемых
сеноманских отложениях с аномальными поровым и пластовым давлениями
разработаны составы пресных буровых растворов низкой плотности,
обладающих псевдопластичными свойствами.
Для управления технологическими параметрами буровых растворов предложены новые отечественные лигносульфонатсодержащие реагенты, поверхностно-активные вещества на основе омыленных жирных смоляных кислот, полимеры на основе эфиров целлюлозы и пеногасители.
Разработаны составы облегченных минерализованных растворов на основе формиатов и поташа для вскрытия заглинизированных коллекторов. Управление технологическими свойствами минерализованных растворов производится новым реагентом «Аэроник» и полианионной целлюлозой, обладающей реодинамическим эффектом в скоростных потоках при солевой агрессии жидкой фазы облегченного бурового раствора.
7 4. Для приготовления «вспененных» систем рекомендована кавитационная технология, обеспечивающая кратное снижение затрат времени на приготовление пресных и минерализованных буровых растворов низкой плотности.
, 5. Дана сравнительная оценка эффективности лигносульфонатных реагентов и пеногасителей, обеспечивающая возможность объективного выбора химических реагентов для управления плотностью «вспененных» буровых растворов и их реологической характеристикой.
і 6. Для реализации механизма защиты буровых организаций от поставок недоброкачественной продукции, разработана схема контроля качества компонентов облегченных буровых растворов, включающая сертификацию, приемочный контроль, входной контроль и требования к упаковке, обеспечивающей сохранение качества продукции при транспортировке и хранении.
7. Основные положения диссертационной работы внедрены в практику проектирования и строительства газовых скважин путем включения в следующие нормативные документы ОАО «Газпром» :
СТО Газпром 2-3.2-144-2005 «Лигносульфонатные реагенты для обработки буровых растворов. Технические требования»;
СТО Газпром 2-3.2-106-2007 «Пеногасители буровых растворов. Технические требования»;
РД 00158758-251-2000 «Технологический регламент применения облегченного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов на Ямбургском и Уренгойском ГКМ».
Апробация работы. Материалы диссертационной работы докладывались и обсуждались на:
- 11-ой Международной конференции «Эфиры целлюлозы и крахмала:
Синтез, свойства, применение» (май 2007 г., г. Владимир);
: ,' " 2-ой Международной научно-практической конференции
і .
«Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития» (май 2007 г., г. Анапа);
- RAO/CIS OFFSHORE 2007 «Международная конференция и выставка
по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального
шельфа стран СНГ» (сентябрь 2007 г., г. Санкт-Петербург);
заседаниях научно-технических советов ООО «Бургаз», Ф «Тюменбургаз»;
заседании секции «Бурение скважин» Ученого совета ООО «ТюменНИИгипрогаз»;
- заседаниях кафедры бурения ТюмГНГУ и НИПИ ТСС.
Литолого-минералогическая характеристика геологического разреза и эксплуатационные свойства пласта ПК
І Литологический состав продуктивных отложений сеноманской залежи представлен песками, песчаниками, алевритами и глинами с преимуществом песчаных пород (80 %) и прерывистым распространением пропластков, прослоев глин и глинистых пород (линз). Газонасыщенная высота сеноманских залежей достигает 230 м. Толщины отдельных пропластков коллекторов колеблются от 0,4 -1,0 до 20-40 м. Причём более мощные пласты не всегда однородны и нередко представлены тонким переслаиванием песков, песчаников и глинистых пород. Высокая проницаемость пород продуктивного горизонта (0,1-1,0 мкм) способствует фильтрации бурового раствора и загрязнению пласта. Первоначальные пластовые давления в сеноманских залежах на уровне ГВК соответствуют гидростатическому. При строительстве газовых скважин аварийноопасную ситуацию создают аномально высокие поровые давления (АВП0Д) - давление флюида в порах глин. Авторы работы [53] связывают механизм образования АВПоД с недоуплотнённостью глин, которая обуславливает повышенную пористость (более 15 %) комплекса глинистых пород, в том числе, перекрывающих отложения песчаников сеномана. Отличительной особенностью давлений в зоне продуктивного пласта ПКі является то, что поровые давления больше начальных пластовых на 20-80 %. Ниже по разрезу АВП0Д как правило связаны с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) ачимовских и юрских отложений. При эксплуатации месторождений пластовое давление в ПК] относительно начального снизилось более, чем в 1,5 раза. Однако, коэффициент аномальности поровых давлений глинистых пропластков в коллекторе остаётся достаточно высоким и колеблется в пределах от 1,3 до 1,8.
Сеноманские газовые залежи залегают на сравнительно небольших глубинах (450-1300 м). С увеличением глубины средняя пористость коллекторов уменьшается: при глубине 700 м (Губкинское месторождение) пористость составляет 34-37 %; на Уренгойском, Ямбургском, Медвежьем месторождениях (1100-1250 м) пористость уменьшается до 30-31 %; на больших глубинах пористость коллекторов составляет 20-28 % [1]. Коллекторами газа являются пески и алевролиты, в различной степени глинистые. В продуктивном разрезе преобладают песчанно- алевролитовые породы (60-90 %) различных кондиций, различаемые по проницаемости от 0,001 до 7 мкм2, газонасыщенности (от 47 до 93 %) и открытой пористости (от 22 до 44 %). Удельные электрические сопротивления газонасыщенных пород изменяются от 4-6 до 300-500 Ом-м. Отмечаются аномально высокие удельные электрические сопротивления суперколлекторов до 2700 Ом-м [1].
Цемент песчаников и крупно-зернистых алевролитов пока ещё недостаточно изучен. Состав цемента самый разнообразный: есть каолинит, в разной степени раскристализованный; есть прерывистые хлоритовые или гидрослюдистые хлоритовые плёнки; есть отдельные поры, выполненные гидрослюдой или монтморилонитом. По данным ренгеноструктурного анализа почти на всех площадях преобладающим минералом цемента является каолинит [1]. Глинистые породы сеноманского горизонта склонны к набуханию, имеют следующую характеристику: - коэффициент коллоидальности - 0,22-0,29; - адсорбция - 14-17 см3/г; - обменный комплекс - 47-49 мг-экв/100 г; - содержание щелочно-земельных катионов (Са"1-1", Mg"") - 14-16 мг экв/100 г; - содержание щелочных элементов (Na+, К ) - 22-35 мг-экв/100 г.
Исследованиями динамики набухания глинистых минералов сеноманского горизонта установлено, что в первые 2 часа объем образца глины увеличивается на 28 %, в дальнейшем (через 3 суток) приращение объема набухания составляет всего 4 % (таблица 1.1).
Тенденция совершенствования буровых растворов при строительстве горизонтальных скважин
Геолого-технические условия горизонтального вскрытия пласта с аномально низким пластовым давлением обусловливают дополнительные технологические требования к качеству промывочной жидкости. Одним из основных требований является оптимизация состава бурового раствора с учетом предотвращения обвалов стенок, поглощений, фильтрации в пласт при бурении и предупреждение гидроразрыва горных пород при спуске бурильных и обсадных колонн. Со снижением плотности бурового раствора возникает необходимость обеспечения его качества для использования турбинного способа бурения, для очистки ствола с большим углом наклона и транспортировки шлама, для проведения геофизических исследований (ГИС) и работ по цементированию скважин.
Практика и теория буровых работ показывает, что эффективность горизонтального бурения определяется не только технической оснащённостью (верхний привод, управляемые компоновки бурильного инструмента, телесистемы контроля и управления траекторией ствола и т. Д.), но и специфическими свойствами бурового раствора. В отличие от бурения нефтяной скважины при строительстве газовой скважины состав бурового раствора и технология промывки должны в большей степени обеспечить качество наклонно-направленного и горизонтального участка ствола для его надёжного цементирования. В истории горизонтального бурения отмечается, что первые горизонтальные скважины (ГС) были пробурены ещё в 50-е годы, а в 70-е годы, учитывая публикацию Григоряна A.M. [10] в нашей стране появился опыт проводки первых разветвлено-горизонтальных скважин (РГС). В зарубежной практике широкое распространение горизонтального бурения началось в 80-ые годы и уже за первые десять лет этот способ бурения был использован при строительстве более 700 эксплуатационных скважин [11-18].
В эффективности горизонтального бурения технология промывки ствола занимает особое место. Большинство зарубежных фирм при отработке технологии промывки использовали практически все типы буровых растворов, которые применялись для бурения вертикальных скважин [19]. Анализ ! результатов исследований влияния буровых растворов на эффективность бурения ГС, проведённых фирмой М-І Drilling Fluids в конце 80-х годов, показал что основные требования ко всем типам буровых растворов сводятся к «высокой степени транспортирования выбуренной породы, хорошей смазываемости стенок скважины и устойчивости бурового ствола скважины» [20]. Эти требования послужили основой разработки специальных буровых растворов для бурения скважин с горизонтальным окончанием ствола. Такой раствор на биополимерной основе был создан в США фирмой «Kelco Oil Group» [21]. Биополимеры, благодаря их уникальной возможности регулировать псевдопластичность промывочной жидкости, по-прежнему остаётся основными компонентами бурового раствора в зарубежной практике буровых работ. Для обеспечения транспортирующей способности бурового раствора альтернативой биополимеров является смешанные гидроксиды металлов. Эти растворы после ингибированных хлоркалиевых систем и растворов на синтетической основе признаны в мировой практике новым поколением промывочных жидкостей.
При ретроспективном анализе научно-технических публикаций в области технологии промывки горизонтальных скважин следует отметить, что основное внимание отечественных и зарубежных исследователей было уделено обеспечению качества очистки ствола от выбуренной породы. Результаты многочисленных исследований нашли свое отражение в двух технологических документах, которые используются в отечественной практике строительства газовых скважин [22,23]. Особое практическое значение имеют «эмпирические правила повышения эффективности очистки ствола сильно искривленных скважин», предложенные сотрудниками М - I Drilling Fluids Мориа Замора и
Поль Хэнсоном [22]. Эти правила разработаны с учетом эффекта Бойкотта, суть которого заключается в том, что скорость осаждения шлама в наклонном стволе і выше, чем в вертикальном. Это явление было открыто Boycott А.Е. в 1920 году при изучении осаждения «кровяных телец» в стеклянных пробирках. Основные зарубежные публикации по очистке горизонтального ствола связаны с иностранными исследователями Zamora М., Byrd В., Jefferson D.T., Gao Е., Young А.С., Powell J.W. и др. В отечественной истории развития исследований технологии промывки при горизонтальном бурении сформировалось несколько направлений, которые условно можно объединить в академическое (Калинин А.Г., Крылов В.Н., Ангелопуло O.K., Леонов Е.Г. и др.) и прикладное (Пеньков А.И., Потапов А.Г., Никитин Б.А., Андерсон Б.И., Рябоконь С.А. и др.). Краткие сведения об основных научных исследованиях представителей этих направлений приводятся ниже.
Лаврентьев B.C. и авторы [24] считают, что способ обратной промывки, используемый для очистки горизонтальной скважины, является наиболее эффективным. Этот способ в сочетании с использованием растворов с оптимальной реологией и вязкоупругих разделителей позволяет решить проблему выноса шлама. Для проводки горизонтального ствола предложен ингибированный раствор на основе хлорида кальция применение, которого обеспечивает качество вскрытия пласта горизонтальным стволом [25]. Пеньковым А.И., Вахрушевым Л.П. в работе [26] в качестве альтернативы растворам на нефтяной основе для проводки горизонтальных скважин предложены использовать полиалкиленгликолевые растворы. Иванов В.И. считает, что для повышения эффективности ствола горизонтальных скважин следует использовать вибрацию бурильной колонны, профилактические промывки и периодические обработки раствора реагентами-структурообразователями [27].
Методика экспериментальных исследований лигносульфонатов и пеногасителей
При проведении экспериментальных исследований особое внимание уделялось качеству измерений плотности, реологических и фильтрационных показателей бурового раствора в условиях пенообразования.
Определение пенообразующей способности проводили следующим образом. Навеску пенообразователя массой 10 ± 0,1 г помещали в стакан і вместимостью 250 см, доливали воду до объема 200 мл (Vo), затем нейтрализовали раствор до рН 7,0-7,3 каустической содой и перемешивали на лабораторной мешалке до полного растворения пенообразующего реагента. После этого заливали полученный раствор в стакан миксера и вспенивали в течение 5 минут при 8 тыс. об. в минуту. «Вспененный» раствор переливали из стакана в мерный цилиндр и через 5 минут замеряли его уровень (Vp). В ходе эксперимента фиксировали время восстановления исходного объема раствора (t). Обработку результатов проводили с учетом рекомендаций, опубликованных в работе [79].
Метод измерения плотности бурового раствора основан на измерении массы раствора фиксированного объема. Для этого применяют следующие средства измерений, оборудование, материалы: пикнометр; весы лабораторные электронные 1 класса точности; цилиндр 2-1000; установка смесительная, обеспечивающая скорость вращения вала мешалки: 8000 об/мин.; 10000 об/мин.; 12000 об/мин (например, «Воронеж-4»); вода дистиллированная; шкаф сушильный, обеспечивающий диапазон температур от 50 С до 320 С.
Определение плотности проводят в следующей последовательности: перед измерением плотности в стакан смесительной установки залить пробу исследуемого бурового раствора (700±100) см3, закрепить стакан и перемешать суспензию в течение 3 минут при скорости вращения мешалки (10000±1000) об/мин. Пикнометр тщательно промыть дистиллированной водой, высушить и охладить до комнатной температуры. Высушенный пикнометр взвесить на электронных весах с точностью до 0,0001 г. Провести калибровку пикнометра, определяя водное число - объем дистиллированной воды, заполняющей пикнометр при температуре исследуемого раствора. 1 Пикнометр заполнить исследуемым раствором, избегая попадания пузырьков воздуха. Взвесить пикнометр с раствором на лабораторных электронных весах с точностью до 0,0001 г. г v где т\ - масса пикнометра с раствором, кг; т2 - масса пустого пикнометра, кг; v - объем пикнометра, м3. Диапазон измерений, значения показателей точности, повторяемости и воспроизводимости методики при доверительной вероятности Р = 0,95 для определения плотности приведены в таблице 2.1.
1. Показатель поторяемости (относительное среднее квадратическое отклонение повторяемости) - отклонение результатов измерений (или испытаний), полученных в условиях, при которых независимые результаты измерений (или испытаний) получаются одним и тем же методом на идентичных объектах испытаний, в одной и той же лаборатории, одним и тем же оператором, с использованием одного и того же оборудования, в пределах короткого промежутка времени.
2. Показатель воспроизводимости (относительное среднее квадратическое отклонение воспроизводимости) - отклонение результатов измерений (или испытаний), полученных в условиях, при которых результаты измерений (или испытаний) получают одним и тем же методом, на идентичных объектах испытаний, в разных лабораториях, разными операторами, с использованием различного оборудования.
3. Показатель точности - границы допускаемой относительной погрешности измерений. Метод измерения условной вязкости бурового раствора на вискозиметре ВП-5 основан на определении времени (в секундах) истечения 500 см раствора из залитых 700 см3 в воронку вискозиметра.
Исследования деструкции полимерных компонентов буровых растворов
Механодеструкция полимера сопровождается снижением реологических показателей бурового раствора и приводит к необходимости восстановления его свойств дополнительной химической обработкой. Экспериментальные исследования механодеструкции высокомолекулярных соединений проведены на установке УПМ - 160 (ТУ 4318 - 068 - 00158758 - 2005) [157]. Схема установки приведена на рис. 3.1.
Установка УПМ - 160 состоит из плунжерного насоса - дозатора высокого давления и узла деструкции, обеспечивающих движение полимерного раствора с градиентом скорости сдвига характерным для гидромониторных насадок долота. Узел деструкции и всасывающий патрубок помещены в стакане, наполненным водным раствором полимера. Установка УПМ - 160 предназначена для экспериментального обоснования выбора полимерного компонента буровых растворов с учетом сохранения его эффективности при высокой скорости истечения из гидромониторных насадок долота (градиент скорости сдвига более 5000 с"1). Устойчивость полимера к механодеструкции оценивали по величине показателя механодеструкции(Км): v _ То-Т, (3.1) где Км - показатель механодеструкции полимера; Т0- начальная условная вязкость водного раствора полимера, с; ТІ - условная вязкость полимерного раствора после определенного цикла циркуляции через узел деструкции, с.
Исследования механодеструкции проводили в соответствии с метрологически аттестованной методикой [158] в следующей последовательности. Для двух параллельных измерений приготавливается водный раствор исследуемого полимера в количестве не менее 2000 см . Для этого в 2000 см3 дистиллированной воды растворяют такое количество полимера, чтобы условная вязкость готового раствора была в пределах от 250 до 300 с. Раствор оставляют для набухания на 12 ч, периодически перемешивая на магнитной мешалке при скорости от 100 до 200 об/мин до полного растворения полимера. Затем с помощью вискозиметра ВП - 5 производят измерение условной вязкости. Узел деструкции предварительно промывают дистиллированной водой при давлении 5-6 МПа в течении 10 мин. Далее заливают первую пробу исследуемого раствора полимера 1000 см и включают двигатель установки. Когда давление в узле деструкции достигнет 5-6 МПа, і включают секундомер. По истечении 5 мин (времени одного цикла) выключают двигатель. Проводят измерение условной вязкости раствора. Аналогичные измерения проводят через каждые 1, 2, 3 цикла циркуляции, а затем через каждые три цикла в течении 120 минут [159].
Анализ экспериментальных данных показывает, что разрушение полимера в наибольшей степени сказывается на изменении условной вязкости его водного раствора. Условная вязкость водного раствора полимера после 24 циклов циркуляции через узел деструкции УПМ - 160 снижается в 1,2 - 2,5 раза. При этом пластическая вязкость снижается на 6 - 9 %, а динамическое напряжение сдвига на 10 - 25 %.
В процессе экспериментальных исследований вновь обнаружено, что некоторые образцы эфиров целлюлозы отечественного (опытного) производства имеют аномальную динамику изменения реологических свойств полимерного раствора в сдвиговом поле. При циркуляции через узел деструкции отмечается заметное повышение условной вязкости и динамического напряжения сдвига. Это явление было отмечено ранее в работах [160, 161]. В таблице 3.2 приведены данные исследований механодеструкции эфиров целлюлозы производства ЗАО «Карбокам» (г. Пермь). Таблица 3.2 - Основные результаты исследований эфиров целлюлозы ЗАО «Каррокам»
