(с добавками полых микросфер) буровых растворов на

ООО «КогалымНИПИнефть»
РАЗРАБОТКА И ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ
ОБЛЕГЧЕННЫХ ПОЛЫМИ МИКРОСФЕРАМИ
БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КОГАЛЫМСКОГО РЕГИОНА
Бабушкин Э.В.
Бакиров Д.Л.
Значения пластовых давлений и предлагаемые к применению
в 2008г. буровые растворы (на примере горизонтальных
скважин)
№ пп
Месторождение
Номера кустов
Пласт
Рпл. на
01.03.2008г
Глубина
кровли по
вертик., м
Коэф-т
Плотность
Плотность
Количество ГС к
аномальности р-ра необходимая р-ра допустимая бурению в 2008
К ан
г/см3
г/см3
году
ТПП "Покачевнефтегаз"
1
С-Покачевское,
Юккунский ЛУ
24, 27, 28, 26, 30
ЮВ 1
228
2822
0.82
0.86
0.93
5
2
Покачевское
412, 414
АВ 1-2
168
1872
0.91
0.96
1.08
1
3
Кечимовское
510, 511, 512
ЮВ 1
209
2830
0.75
0.79
0.86
11
4
Кечимовское
518
ЮВ 1
246
2816
0.89
0.94
1.00
4
5
Кечимовское
759, 750, 743, 762
АВ 1-2
157
1858
0.86
0.90
1.02
10
6
Нонг-Еганское
38
ЮВ 1
186
2805
0.68
0.71
0.78
2
БВ 2-3
174
2247
0.79
0.83
0.92
2
0.81
0.86
0.94
СРЕДНЕЕ:
ВСЕГО:
35
ТПП "Лангепаснефтегаз"
1
Нивагальское
545, 546, 548
АВ-2
154
1857
0.85
0.89
1.01
12
2
Нивагальское
940
АВ-1-2
140
1854
0.77
0.81
0.93
1
3
Поточное
56
БВ-6
204
2209
0.94
0.99
1.08
3
4
Поточное
58
БВ-8
203
2289
0.90
0.95
1.04
1
5
Локосовское
222Б
БВ-6
156
2213
0.72
0.75
0.85
2
0.83
0.88
0.98
СРЕДНЕЕ:
ВСЕГО:
19
ТПП "Когалымнефтегаз"
1
Т-Русскинское
253
БС-10/2
168
2508
0.68
0.72
0.81
1
2
Равенское
2, 5
БС-18
225
2631
0.87
0.91
0.99
1
3
Дружное
63, 58
БС 11/1
194
2404
0.82
0.86
0.95
8
4
Кустовое
18
БС 11/2
217
2374
0.93
0.98
1.06
5
5
Повховское
ЮВ-1
217
2909
0.76
0.80
0.86
4
0.81
0.85
0.93
СРЕДНЕЕ:
ВСЕГО:
19
2
Расчетное снижение глубины проникновения фильтрата при
применении облегченных буровых растворов
Снижение глубины проникновения фильтрата, %
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0.7
0.75
0.8
0.85
0.9
0.95
1
1.05
Коэффициент аномальности пластового давления
При снижении плотности:
с 1.10 до 1.05 г/см3
с 1.10 до 1.00 г/см3
с 1.10 до 0.95 г/см3
с 1.10 до 0.90 г/см3
с 1.10 до 0.85 г/см3
с 1.10 до 0.80 г/см3
3
Известные способы снижения давления при вскрытии
продуктивного пласта
 бурение с продувкой воздухом (инертными газами)
 бурение с промывкой пеной
 бурение с промывкой аэрированной жидкостью
«-»
необходимость дополнительного дорогостоящего оборудования
увеличение абразивного и коррозионного износа бурильных труб и оборудования
необходимость заполнения скважины жидкостью при проведении отдельных видов геофизических работ
трудности с получением забойных параметров в процессе бурения
 бурение с промывкой растворами и эмульсиями на
углеводородной основе
«-»
экологические требования
4
Способы получения облегченных буровых растворов
 за счет вовлечения воздуха
 газогенерирующие системы
 вводом облегчающих добавок
5
Получение облегченных буровых растворов
за счет пенообразования вовлечением воздуха
ПРОЦЕСС ОБРАЗОВАНИЯ МИКРОПУЗЫРЬКОВ:
 высокие сдвиговые напряжения (гидромонитор,
диспергатор)
 достаточная вязкость системы
 присутствие определенных ПАВ
РЕЗУЛЬТАТ:
 плотность раствора 850-1000 кг/м3
 размер микропузырьков 10-200 мкм
 объем вовлеченного воздуха 10-15%
эжектор,
Структура микропузырьков полученных в
лабораторных условиях
МИНУСЫ:
 образование взрывоопасных смесей
 затруднен контроль процесса
газообразования (контроль плотности)
 сложности с получением забойных
параметров в процессе бурения
По литературным данным (Афроникс®)
6
Получение облегченных буровых растворов
за счет газогенерирующих систем
газогенерирующие агенты
↓
химическая реакция
↓
выделение газа (СО2, N2)
↓
буровой раствор плотностью 900-1020 кг/м3
График зависимости плотности бурового раствора от содержания ПАВ
1.04
1.03
1.02
1.06
1.05
1.05
1.04
1.00
d,г/см3
d,г/см3
График зависимости плотности бурового раствора от количества
выделившегося газа СО2
0.992
0.98
0.985
1.03
0.98
1.03
1.02
1.02
1.01
0.96
0.94
1.01
1.00
0.94
0.99
0.92
0.915
0.98
0.90
0.978
0.97
0
0.005
0.01
0.015
СО2, г/моль
0.02
0.025
0
0.02
0.04
0.06
0.08
0.1
0.12
0.14
содержание ПАВ,%
7
Получение облегченных буровых растворов
вводом облегчающей добавки
Характеристика облегчающих добавок
Наименование добавки
Полимерные микросферы
(смолы, сополимер стирола,
фенолформальдегид, стиролбутадиеновый латекс, кардопор
Алюмосиликатные (АСМ) и
кремнеземсодержащие
микросферы – продукт
флотации золы уноса при
сжигании каменного угля
Ограничения к применению
Низкая прочность оболочки
Под давлением микросферы
могут частично разрушаться
Микросферы заводского
производства (НБСМ –
стеклянные микросферы)
Высокая прочность.
Дороговизна микросфер
(стоимость на порядок выше АСМ)
Алюмосиликатные полые
микросферы, выделяемые
сепарацией с последующей
технологической обработкой
Повышенная прочность.
Стоимость микросфер выше,
чем АСМ
АСМ
НБСМ
8
Разрушение микросфер под действием давления
Количество разрушившихся
микросфер, %
70
60
50
40
30
20
10
0
0
200
100
300
Дав ление, атм
АСМ (№ 1)
НБСМ (№ 1)
НБСМ (№ 2)
АСМ (№ 2)
9
Зависимость плотности бурового раствора от количества
облегчающих добавок
1040
1020
Плотность раствора, кг/м
3
1000
980
960
940
920
900
880
860
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Количество добавленных микросфер, % мас.
НБСМ (№1, №2)
АСМ, НБСМ (№3, №4)
10
Результаты бурения скважин с применением НБСМ
Скважина №: 6662г Куст № 511 Кечимовское месторождение
3.1
970
2.9
2.8
2.7
960
2.6
2.5
2.4
2.3
Ï ëî òí î ñòü ðàñòâî ðà, êã/ì ?
Ðåï ðåññèÿ ? Ð, Ì Ï à
3.0
950
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Äí è
Ôàêòè÷åñêàÿ ðåï ðåññèÿ
Äî ï óñòèì àÿ ðåï ðåññèÿ
Ôàêòè÷åñêàÿ ï ëî òí î ñòü ðàñòâî ðà
11
Результаты бурения скважин с применением НБСМ
Скважина №: 6692г Куст № 512 Кечимовское месторождение
Äí è
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
1100
1080
1060
1040
1020
1000
980
960
940
920
900
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
-0.5
-1.0
-1.5
Ôàêòè÷åñêàÿ ðåï ðåññèÿ
Äî ï óñòèì àÿ ðåï ðåññèÿ
Ï ëî òí î ñòü ðàñòâî ðà, êã/ì ?
Ðåï ðåññèÿ ? Ð, Ì Ï à
0
Ôàêòè÷åñêàÿ ï ëî òí î ñòü ðàñòâî ðà
Разрыв в диаграмме – время ликвидации осложнения (НГВП), полученного из-за
неверных данных по пластовому давлению.
Увеличение плотности раствора за счёт утяжеления после ликвидации НГВП.
12
Результаты ОПР по применению облегченных буровых
растворов
Зависимость коэффициента продуктивности от проницаемости пласта для различных буровых растворов
Н о нг-Е га нс ко е м е с то р о жд е ние (пла с т Б В 2 )
К -т п р о д у кти в н о с ти , т/с у т/а тм
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
0
20
40
60
80
100
Б Х КР
О бле гче нны й А С М
9
8
7
6
5
4
3
2
1
120
0
-
КПР , м Д
20
40
60
80
100
КПР , м Д
И КК А Р Б +
Б Х КР
О б ле гче нны й А С М
Кечимовское месторождение (пласт АВ 1-2)
К-т продуктивности, т/сут/атм
К-т п р о ду кти в н о с ти , т/с у т/а тм
2
Д р уж но е м е с то р о жде ние (пла с т Б С 11 )
Типы растворов:
20
15
БХКР – полимерный хлоркалиевый раствор ρ = 1,081,10 г/см3
10
Облегченный АСМ ρ = 1,00-1,06 г/см3
Облегченный НБСМ ρ = 0,95-1,04 г/см3
5
0
0
20
40
60
80
100
ИКАРБ+ (раствор компании MI-SWACO) ρ = 1,08-1,10
г/см3
КПР, мД
БХКР
Облегченный АСМ
Облегченный НБСМ
13
Область применения облегченных буровых растворов
 для вскрытия продуктивных пластов с АНПД
 при
вскрытии
коллекторов
пластов
с
низкой
проницаемостью
 при вскрытии пластов на депрессии
 при бурении малопрочных поглощающих пластов
 при вскрытии водочуствительных коллекторов
14