Разработка утяжеленного раствора для бурения рапоносных пластов Ковыктинского ГКМ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Разработка утяжеленного раствора для бурения рапоносных пластов Ковыктинского ГКМ

Мулюков Р.А.,

доц. кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», канд. техн. наук

Шаритдинов А. Ф., студент магистратуры 2 курс, факультет «Горно-нефтяной»

Аннотация

Рапопроявление, как и любой другой вид проявлений, возникает лишь в случае превышения пластового забойного давления над скважинным. Соответственно необходимо, чтобы соблюдалось условие репрессии в скважине. Оно создается буровым раствором, в частности его плотностью. Учитывая специфику и условия ее залегания на Ковыктинском

ГКМ, были сделаны разработки специального бурового раствора, который сможет применяться как для бурения всего потенциального рапоносного интервала изначально, так и для глушения непредвиденного рапопроявления в виде утяжеленного, замещающего основной раствор в скважине.

Ключевые слова: Утяжеленный раствор, соленасыщенный полимерный раствор, раствор на углеводородной основе, рапопроявление, осложненные геологические условия.

Annotation

Brine intrusion, like any other type of manifestations, occurs only in the case of excess of the reservoir downhole over the borehole. Accordingly, it is necessary that the condition of repression in the well be observed. It is created by the drilling fluid, in particular its density. Taking into account the specifics and conditions of its occurrence at the Kovykta gas condensate field, a special drilling fluid was developed, which can be used both for drilling the entire potential brinebearing interval initially, andfor killing an unexpected brine occurrence in the form of a weighted one replacing the main fluid in the well.

Key words: Weighted slurry, salt-saturated polymer mud, hydrocarbon-based mud, brine intrusion, complicated geological conditions.

Ярким примером рапопроявлений является уникальное Ковыктинское газоконденсатное месторождение (КГКМ).

В разрезе КГКМ условно выделяют 3 структурных комплекса [1]: надсолевой (до кровли литвинцевской свиты), солевой (до кровли мотской свиты) и подсолевой (состоит из сульфатно-карбонатного подкомплекса).

На данном месторождении рапоносные горизонты совпадают с интервалами аномально высоких пластовых давлений (1600-2500) м. Наибольший коэффициент аномальности 1,92 встречается в христофоровском пласте. Соответственно, для их бурения необходим утяжеленный буровой раствор (плотностью р=2.0 г/см3 с учетом ЭЦП), который также был бы устойчив к высокоминеральной агрессии.

На основе проведенного анализа состояния проблемы и учитывая те факты, что для предотвращения течения и растворения солей в растворе повышают плотность очистного агента, применяют нерастворимые среды, подавляют растворимость одной соли в другой путем перенасыщения промывочной жидкости [2], предлагается рассмотреть два типа раствора: соленасыщенный полимерный и на углеводородной основе.

При разработке соленасыщенного полимерного раствора, его необходимо искусственно «засолонить», используя ту соль, которая представлена в рапе Ковыктинского ГКМ.

В процессе исследований было заготовлено 6 составов растворов на полимерной основе (таблица 1). В составы №1 и 3 в пресную воду сначала добавлялись соли согласно их максимальным растворимостям. В раствор № 3 каустическая сода (NaOH) добавлялась перед вводом соли, а в растворе №1 - после. Далее вводились биополимер (ксантановая смола) и КМЦ для придания структурно-механических и фильтрационных свойств соответственно. Кроме того, в раствор также был введен полиакриаламид (ПАА) для понижения водоотдачи раствора и как эффективный инкапсулятор для ингибирования глин в пропластках солей.

Таблица 1.

Компонентный состав полимерных растворов

полимерный раствор месторождение рапопроявление

Как видно из таблицы 1, в составе №2 концентрация вводимых полимеров была завышена и раствор получился слишком высоковязким, поэтому он был снят с дальнейших исследований. В состав №5 было добавлено повышенное количество соли, что в дальнейшем негативно себя проявило в завышении реологических параметров. Такой эффект возникает из-за присутствия в растворе твердой фазы не растворившейся части соли.

После получения однородной структуры раствора за счет его перемешивания, замеряется плотность и вводится в раствор необходимое количество барита и тщательно перемешивается.

В качестве основы РУО были проанализированы два типа масла: ВМГЗ ВолгаОйл и Gazpromneft Drillme 2 (таблица 2). Первое масло является минеральным с плотностью 820 кг/м3 повышенной вязкости, второе - синтетическим маловязким материалом плотностью 780 кг/м3. На основе этих двух масел было приготовлено по 4 различных состава

Таблица 2.

Компонентный состав РУО

В результате приготовления образцов раствора были получены следующие результаты:

в составах №7 и 11 из-за малого объема вводимой воды не возникало необходимой структуры для удержания утяжелителя (в среднем СНС10мин ~ 0,77 Па). Поэтому они были сняты с дальнейших исследований;

в составах №12-14 реология растворов была слишком мала для удержания утяжелителя (в среднем СНС10мин ~ 0,51 Па). Поэтому были сняты с дальнейших исследований;

составы №8-10 оказались успешными и потому были оставлены для дальнейшего исследования. Кроме того, учитывая то, что базовое масло ВМГЗ ВолгаОйл имеет большую плотность и вязкость и, при этом, меньшую стоимость, потребуется меньшее количество утяжелителя, чем для Gazpromneft Drillme 2. До введения барита, плотность эмульсии с минеральным маслом в среднем составляла 0,95-0,97 г/см3.

Далее были исследованы основные технические параметры разработанных как полимерных растворов, так и РУО.

Для оценки полученных растворов результаты исследований представлены в таблице 3.

Таблица 3.

Результаты исследований ^ параметров разработанных составов

При сравнении показателей ДСС, СНС10мин и пластической вязкости РУО при различном объемном содержании рассола в эмульсии, можно сделать вывод о том, что все три параметра стабильно растут при увеличении объема вводимой водной фазы.

Анализируя зависимость ДНС, СНС10мин и пластической вязкости полимерного раствора от объемного содержания ПАА, можно сделать заключение, что чем больше концентрация ПАА, тем выше эти параметры. А фильтрация, наоборот, снижается.

Анализируя полученные результаты (таблица 3), можно сделать следующие выводы:

для обоих типов растворов получились высокие реологические показатели, однако для РУО они все-таки несколько ниже;

для РУО очевидно уменьшение реологических показателей в составах с меньшим содержанием водной фазы;

учитывая сегодняшний опыт бурения рапоносных интервалов на Ковыктинском ГКМ, величина пластической вязкости допускается 100 мПа-с. Минимальное ее значение соответствует составу №9;

наиболее приемлемая величина ДНС у состава №10, хоть она и превышает рекомендуемое (2 Па);

минимальные значения СНС10мин характерны для растворов №10 и 6 и не превышают рекомендуемое (5 Па);

для всех составов значение суточного отстоя соответствует норме (менее 3%), однако у полимерных оно ниже;

величина стабильности превышает норму у всех РУО (более 0,05 г/см3), а для полимерных составов находится в допустимом диапазоне;

электростабильность эмульсии имеет хорошие высокие показатели;

кроме того, фильтрация всех составов РУО показала нулевые значения, а для полимерного состава №6 она превысила норму (5 см3/30 мин);

коэффициент трения меньше критического значение (0,2).

Использованные источники

Аверкина Е.В. Анализ рапопроявляющих скважин на газоконденсатных месторождениях Иркутской области // Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН. - №2, вып. 35. - С.152-157.

Деминская Н.Г. Анализ использования ингибирующих растворов и пути их совершенствования в условиях сульфатно-галлоидной агрессии // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2010. - №8. - С. 26-28.

Размещено на Allbest.ru/