CC BY
35УДК 622.244.442
АГНИ-DRILL — КОМПЛЕКСНЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ БУРЕНИЯ КЫНОВСКИХ АРГИЛЛИТОВ
AGNI-DRILL — A COMPLEX DRILLING FLUID FOR DRILLING IN KYNOVSK MUDSTONES
Л. Б. Хузина, Р. А. Усманов, С. И. Голубь
L. B. Huzina, R. A. Usmanov, S. I. Golyb
Альметьевский государственный нефтяной институт, г. Альметьевск
Ключевые слова: устойчивость ствола скважины; комплексный буровой раствор; кыновские аргиллиты; ингибирование глинистых частиц
Key words: wellbore stability; complex drilling fluid; Kynovsk mudstones; inhibition of clay particles
Геолого-технологические условия и практика бурения нефтяных месторождений в ПАО «Татнефть» обусловливают внедрение горизонтальных технологий при строительстве скважин. Рядом специалистов были проведены исследования в этой области [1-4], что позволило значительно увеличить технико-экономические показатели бурения.
Динамика бурения горизонтальных скважин на девонские отложения с 2009 по 2014 год приведена на рисунке 1.
90
во
70 60 50 40
зэ 20 10 о
н;н
н/н
ГС
ГС 1 1 1
ПИ/И ■ ГС
2009
2014
годы
Рис.1. Количество наклонно направленных и горизонтальных скважин на девонские отложения в ПАО «Татнефть»
Скважины с горизонтальным участком ствола становятся инструментом для эффективного бурения в карбонатных и низкопроницаемых терригенных коллекторах [5, 6]. Решение задач по строительству горизонтального ствола на терриген-ные пласты верхнего девона осложняются геологическим строением этого комплекса (глубиной залегания пашийского горизонта (Д0); малой толщиной пластов (2-3 м), предназначенной для бурения горизонтального ствола; бурением ствола скважины под большим зенитным углом через кыновские глины), что требует качественной проводки ствола скважины [7-10].
При реконструкции скважин методом зарезки боковых стволов с горизонтальным окончанием на группу пластов Дь Д0 часто возникают осложнения из-за неустойчивости стволов скважин в интревалах глинисто-аргиллитовых пород (па-шийские слои) над кровлей продуктивного пласта. При первичном вскрытии в результате воздействия промывочной жидкости глины и аргиллиты, вскрытые под большим углом, расклиниваются и осыпаются с дестабилизацией ствола скважины. На борьбу с такими осложнениями расходуется до 30 % календарного времени, затрачиваемого на их строительство.
110
Нефть и газ
№ 3, 2016
С проблемой разбуривания кыновских горизонтов с большими зенитными углами при строительстве боковых горизонтальных стволов сталкиваются все сервисные компании, занимающиеся реконструкцией скважин в ПАО «Татнефть».
Зачастую эту проблему решить непросто, так как не существует готовых решений по прохождению такого рода осложненных участков. Одним из основных методов предотвращения возникновения этих осложнений является разработка новых комплексных растворов или обновление рецептур [11].
Для решения существующих проблем на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» Альметьевского государственного нефтяного института был разработан новый тип бурового раствора АГНИ-БгШ. Параметры раствора приведены в таблице 1.
Таблица 1
Технологические показатели раствора АГНИ-ОгШ
Тип раствора Состав раствора Показатель свойств раствора
Р> кг/м3 Т, сек Ф, см3/30м рН мПАс СНС 10 с/10мин, дПа
Пластифицирующий высокоингибированный буровой раствор АГНИ-БгШ Вода, комплексный реагент и др. 1310 62 3,4 11 31,6 34,9/51,1
Были проведены исследования, на основании которых обоснована разработка нового высокоингибированного раствора для бурения кыновских аргиллитов.
Раствор АГНИ-БгШ помимо прямой функции — ингибирования глин — может упрочнять структуру увлажненной глины. Подтверждением этого служит результат исследования, приведенный на рис. 2.
Анализ полученных результатов показывает, что снижение гидратации кыновских аргиллитов в сравнении с пресной водой уменьшается более чем в 2,6 раза. Причем ингибирующий эффект проявляется за короткий период времени взаимодействия бурового раствора с аргиллитами, и этот показатель устойчив, не изменяется с течением времени. Таким образом, комплексный раствор АГНИ-БгШ влияет на устойчивость и увлажнение глин, что предупреждает их набухание и разупрочнение.
--— — —
------ -ПрВ
пдв -ПГР
//
и/ , I-- -ГР 6Р АГНИ
1 1 1 1 1 ^ • • • • 1 ■ 1 1 1 Ь ■■■!■■■ 1 1 1 1 Ч 1 1 1 1 Ь 1-Г ч ■ ■ ■ ч ■ ■ ■ ^----1 .... 1 ■ ■ < ■ ■ ■ ■ 1 ■ ■ ■
О А а 12 16 20 24 2Е .32 36 40 Ай *2 <6 60 64 65 72
ЬрСнЯ^К
Рис. 2. Кинетика набухания кыновских аргиллитов: ПрВ — пресная вода, ПДВ — пластовая девонская вода, ПГР — полимер-глинистый раствор, ГР — глинистый раствор, БР — биополимерный раствор, АГНИ—раствор АГНИ^пП
Природа физико-химических процессов буровых растворов исследовалась на примере двух комплексных растворов: биополимерного раствора с добавкой БКР-5 и АГНИ-БгШ. Параметры раствора БКР-5, взятого в качестве сравнения, приведены в таблице 2. Результаты исследований поверхностного натяжения представлены в таблице 3-4.
№ 3, 2016
Нефть и газ
111
Таблица 2
Технологические показатели раствора БКР-5
Тип раствора Состав раствора Показатели свойств раствора
Р> кг/м3 Т, сек Ф, см3/30м рН мПАс СНС 10 с/10мин, дПа
Биополимерный комплексный буровой раствор Вода, комплексный реагент БКР-5 и др. 1310 72 5 11 26 23,9/33,53
Таблица 3
Поверхностное натяжение на границе «жидкость — воздух»
Тип исследуемой жидкости Поверхностное натяжение о, Дж/м3 Температура Т, °С
Дистиллированная вода 72,75 20
Фильтрат раствора № 1 + 1 % БКР-5 66,51
Фильтрат раствора АГНИ-БгШ 51,9
По результатам исследований поверхностное натяжение на границе «жидкость — воздух» в растворе АГНИ-БгШ уменьшается на 30 % (в 1,4 раза ) по сравнению с водой и в 1,3 раза по сравнению раствором БКР-5.
Таблица 4
Поверхностное натяжение на границе «жидкость — жидкость»
Тип исследуемой жидкости о, мН/м р, кг/м3
Дистиллированная вода - керосин 47,5 800
Фильтрат раствора № 1 + 1 % БКР-5 —керосин 46,9 1200
Фильтрат раствора АГНИ-БгШ — керосин 49,3 1100
Незначительное повышение показателя поверхностного натяжения «жидкость — жидкость» подтверждает наличие солей в составе раствора АГНИ-БгШ, при этом обеспечиваются требуемые селективные свойства раствора. Для оценки эффективности растворов применительно к трению и изнашиванию материалов проводилось исследование для пары «металл - фильтрационная корка». В качестве опытного раствора применялся биополимерный раствор. Испытания показали, что раствор АГНИ-БгШ снижает коэффициент трения до 42,85 % (в 2,34 раза) по сравнению с опытным и до 57,6 % (в 1,73 раза) по сравнению с БКР-5, что значительно снижает степень прихватов в монтмориллонитовых глинах (рис. 3).
Рис. 3. График зависимости коэффициента трения от времени
112 Нефть и газ № 3, 2016
При бурении наклонно направленных скважин с горизонтальным окончанием особенно важно учитывать трение бурильной колонны о стенки скважины при больших зенитных углах (рис. 4).
• Опытный : 0пшны«%6КР-; ДГИИ-Drl
Руд. Н/1М2
Рис. 4. Гистограмма фрикционных и адгезионных свойств
Значения показателя у.ст (статическое трение, то есть покой) определяет СНС структуры исследуемого слоя корки, а показатели ^дин (трение движения, то есть динамическое) соответствуют напряжению сдвига, возникающего после хрупкого разрушения структуры.
Опыты показали, что коэффициенты трения при движении как в БКР-5, так и в АГНИ-БгШ ниже, чем при страгивании. Раствор АГНИ-БгШ позволяет существенно снизить показатели Гуд в 1,94 раза; цст в 2,13 раза и цдин в 5 раз — это показатели высокой механической прочности структур корок и развитие внутреннего трения в тиксотропном вязкопластичном теле. Уменьшению липкости корки и силы трения способствует рецептура раствора АГНИ-БгШ.
Для разбуривания «шоколадных глин» необходимо учитывать показатели пластической прочности (табл. 5).
Таблица 5
Пластическая прочность
Образец Вес конуса m, г Глубина погружения, h-10-2, м Пластическая прочность, Рт,, кг/м2
Бентонит 300 4,2 183
Бентонит + Опытный + 1 % БКР-5 300 3,7 242
Бентонит + АГНИ -Drill 300 3,0 368
Пластическая прочность исследуемого раствора увеличилась в 2 раза. Это показатель высокой эффективности для профилактики бурения кыновских глин.
Таким образом, буровой раствор АГНИ-БгШ относится к числу высокоингиби-рованных систем, обеспечивающих устойчивость стенок скважин без образования эрозионных размывов.
Лабораторные исследования комплексного бурового раствора свидетельствуют о технологической целесообразности его использования при бурении горизонтальных стволов на отложениях продуктивного Девона.
№3, 2016
Нефть и газ
113
Список литературы
1. Хузина Л. Б. Использование технологических решений при бурении горизонтальных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2006. - № 9 - С. 25-26.
2. Хузина Л. Б., Петрова Л. В., Любимова С. В. Методы снижения сил трения при разработке месторождений горизонтальными скважинами // Нефтегазовое дело. Электронный научный журнал. - Уфа: УГНТУ, 2012. -№ 5. - С. 62-68.
3. Янтурин Р. А., Хузина Л. Б. Увеличение длины горизонтального участка ствола при бурении с использованием скважинных вибраторов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2006. -№ 11- С. 10-14.
4. Хузина Л. Б., Любимова С. В. Технико-технологическое решение для снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины при бурении скважин с горизонтальным участком // Нефтегазовое дело. Электронный научный журнал. - Уфа: УГНТУ, 2012. -№ 2.-С.194-203.
5. Токунов В. И., Саушин А. З. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. -711 с.
6. Шарафутдинова Р. З., Ишбаев Г. Г. Буровые растворы для строительства скважин в глинистых горных породах. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». -2014. - 192 с.
7. Хузина Л. Б., Усманов Р. А., Голубь С. И. Лабораторные исследования пластифицирующего высокоингиби-рованного бурового раствора для кыновских аргиллитов // Территория нефтегаз, 2015. - № 9. - С. 14-18.
8. Нуртдинова Г. Н., Мусин К. М., Каримов М. Ф. Исследование физико-механических свойств кыновских аргиллитов // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. Выпуск № ЬХХХ. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2012. - С. 68-74.
9. Хузина Л. Б., Голубь С. И. Современные решения в области буровых растворов при бурении разупрочнен-ных горных пород. Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института, 2015. - Т. XIII. - № 1. -С. 127-130.
10. Хузина Л. Б., Усманов Р. А., Голубь С. И. Новый взгляд на выбор бурового раствора при бурении высокопластичных пород: материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института, 2015. -Т. 1. - № 1. -С. 83-87.
11. Хузина Л. Б., Голубь С. И. Применение тестера продольного набухания пород для ингибированных растворов. Теория и практика современного профессионального образования, 2015. - Т. 1. - С. 177-180
12. Хузина Л. Б., Голубь С. И., Усманов Р. А. Заявка на патент № 2014142658/20 «Полимер-эмульсионный буровой раствор». Дата приоритета: 22.10.2014.
Сведения об авторах
Хузина Лилия Булатовна, д. т. н.,
профессор, заведующая кафедрой «Бурение нефтяных и газовых скважин», Альметьевский государственный нефтяной институт, тел. 8(8553)310071, е-mail:bngs_agni@mail. ги
Усманов Руслан Айратович, к. т. н., доцент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Альметьевский государственный нефтяной институт, г. Альметьевск, тел. 8(8553)310071, е-тай: [email protected]
Голубь Светлана Ивановна, старший преподаватель кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Альметьевский государственный нефтяной институт, г. Альметьевск, тел. 8(8553)310071, е-mail: [email protected]
Information about the authors Huzina L. B., Doctor of Engineering, professor, head of the chair «Drilling of oil and gas wells», Almetievsk State Petroleum Institute, phone: 8(8553) 310071, e-mail: [email protected]
Usmanov R. A., Candidate of Science in Engineering, associate professor of the chair «Drilling of oil and gas wells», Almetievsk State Petroleum Institute, phone: 8(8553)310071, e-mail: bngs_agni@mail. ru
Golub S. I., senior lecturer of the chair «Drilling of oil and gas wells», Almetievsk State Petroleum Institute, phone: 8(8553)310071, e-mail: bngs_agni@mail. ru
