CC BY
22.8.2. Технология бурения и освоения скважин (технические науки)
УДК 622.244.442
DOI: 10.31660/0445-0108-2023-5-107-116
Сокращение затрат при строительстве горизонтальных скважин за счет оптимизации рецептуры полимерхлоркалиевых буровых растворов и их повторного применения
М. М. Фаттахов1, 2, Э. В. Бабушкин1, 2, М. Г. Буянова2,
B. Г. Ваулин2, Т. Б. Садыков2, А. Д. Шаляпина1, 2*
1 Тюменский индустриальный университет, Тюмень, Россия
2Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени,
Тюмень, Россия
*adelya. shalyapina@lukoil. com
Аннотация. В настоящее время актуальной задачей при строительстве нефтяных и газовых скважин является оптимизация затрат на различные технологические процессы, в том числе и на промывочные жидкости. В статье рассмотрены технологические решения по снижению содержания основного ингибитора гидратации глинистых пород — хлорида калия — в рецептуре бурового раствора для бурения горизонтальных скважин, а также показана возможность повторного использования промывочной жидкости, оставшейся после бурения транспортной секции. В связи с тем, что интервал горизонтального участка скважин представлен преимущественно песчаником, актуальным является оптимизация состава бурового раствора с целью снижения расхода применяемых реагентов-ингибиторов. Повторное применение отработанных буровых растворов при строительстве горизонтальных скважин позволяет сократить расход многотоннажного компонента, не ухудшая технологичности применяемой промывочной жидкости. Внедрение рассматриваемых мероприятий позволяет получить экономический эффект за счет сокращения затрат на приготовление бурового раствора, а также уменьшить объемы образующихся отходов бурения.
Ключевые слова: буровые растворы, повторное применение бурового раствора, дебит, ингибирование, ингибирующие свойства бурового раствора,
Для цитирования: Сокращение затрат при строительстве горизонтальных скважин за счет оптимизации рецептуры полимерхлоркалиевых буровых растворов и их повторного применения / М. М. Фаттахов, Э. В. Бабушкин, М. Г. Буянова [и др.]. - DOI 10.31660/0445-01082023-5-107-116 // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2023. - № 5. -
C. 107-116.
Cost reduction in the construction of horizontal wells by optimizing the polymer-chloride drilling mud and its reuse
Marsel M. Fattahov1, 2, Eduard V. Babushkin1, 2, Marina G. Buyanova2, 2 2 1, 2 Vladimir G. Vaulin , Timur B. Sadykov , Adetya D. Shalyapina ' *
industrial University of Tyumen, Tyumen, Russia
2KogalymNIPIneft Branch of LUKOIL-Engineering LLC in Tyumen, Tyumen, Russia *adelya. shalyapina@lukoil com
Abstract. One of the key tasks in oil and gas well development today is to optimize the cost of various technical processes, including the preparation of drilling muds. The article explores technological remedies to decrease the concentration of potassium chloride, which is the main inhibitor of the hydration of clay rocks, in the composition of drilling mud used for horizontal well drilling. Additionally, it was demonstrated that the drilling mud left after the initial drilling of the productive formation could be reused. Due to the fact that the interval of the horizontal section of wells is represented mainly by sandstone, the composition of the drilling mud must be refined so that the use of inhibitor reagents can be reduced. Reuse of spent drilling muds in the construction of horizontal wells reduces the consumption of multi-tonnage components without impairing the pro-cessability of the flushing fluid used. The implementation of this approach will enable the achievement of economic benefits through a reduction in expenses for the preparation of drilling mud and in the amount of drilling waste generated.
Keywords: drilling muds, reuse of drilling mud, flow rate, inhibition, inhibiting properties of drilling mud
For citation: Fattahov, M. M., Babushkin, E. V., Buyanova, M. G., Vaulin, V. G., Sady-kov, T. B., & Shalyapina, A. D. (2023). Cost reduction in the construction of horizontal wells by optimizing the polymer-chloride drilling mud and its reuse. Oil and Gas Studies, (5), pp. 107-116. (In Russian). DOI: 10.31660/0445-0108-2023-5-107-116
Введение
В современных макроэкономических и геополитических реалиях актуальной задачей при строительстве нефтяных и газовых скважин является оптимизация затрат, в том числе и на буровые растворы1. На месторождениях Западной Сибири в сложных геолого-технологических условиях применяются буровые промывочные жидкости на минерализованной основе. Одним из ключевых компонентов такого бурового раствора является хлорид калия, служащий утяжелителем и ингибитором гидратации глин. Данный реагент вследствие изоморфных замещений тетраэдрических и октаэдри-ческих сеток кристаллической решетки глинистых пород позволяет минимизировать гидратационные процессы в среде «буровой раствор — горная порода» [1-3]. Содержание хлорида калия в буровом растворе в зависимости от необходимой плотности и ингибирующей способности составляет 60 кг/м3 и более. В связи ростом цен на химические реагенты исследована возможность оптимизации рецептуры полимерхлоркалиевого бурового раствора с целью сокращения расхода данного многотоннажного реагента.
В таблице 1 представлены компонентные составы исследованных буровых растворов. Технологические параметры оценивались в соответствии с требованиями2 и приведены в таблице 2.
1 Указ Президента Российской Федерации от 19 апреля 2017 года № 176 «О Стратегии экологической безопасности Российской Федерации на период до 2025 года» [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.kremlin.ru/acts/bank/41879.
2 ISO 10414-1:2008. Нефтяная и газовая промышленность. Контроль буровых растворов в промысловых условиях. Часть 1. Растворы на водной основе. - М.: Стандартин-
форм, 2012. - 123 с.
Таблица 1
Данные о компонентном составе исследуемых растворов
Наименование реагента Содержание, г/л (мл/л)
Состав № 1 Состав № 2 Состав № 3
Каустическая сода 2,0 2,0 1,0
Пеногаситель 0,5 0,5 0,5
Ксантановый биополимер 4,5 4,5 4,0
Модифицированный крахмал 25 25 25
Разнофракционный микрокольматант 50 50 50
Смазывающая добавка (20) (20) (20)
Бактерицид (0,5) (0,3) (0,3)
Хлорид калия - 60 30
Полианионная целлюлоза низковязкая - 1,7 2,0
Техническая вода Остальное Остальное Остальное
Таблица 2
Технологические параметры сравниваемых составов буровых растворов
Номер состава из таблицы 1 Плотность, г/см3 ПВ, мПас ДНС, дПа СНС10сек/10мию дПа Ф0,7МПа; см3 Толщина корки, мм рН, ед.
Состав № 1 1,05 28 169 33/41 5,2 < 0,5 10,1
Состав № 2 1,08 17 122 43/65 3,8 < 0,5 10,5
Состав № 3 1,06 14 111 41/57 4,0 < 0,5 10,4
Примечание. ПВ — пластическая вязкость; ДНС — динамическое напряжение сдвига; СНС — статическое напряжение сдвига; Фо,7мпа — показатель фильтрации бурового раствора в поверхностных условиях при 0,7 МПа.
Экспериментальная часть
Для оценки ингибирующих и стабилизирующих свойств проведены исследования на естественном керновом материале, отобранном из неустойчивой покачевско-савуйской глинистой пачки. Необходимо отметить близкие значения «набухания» через 24 ч (с разницей 2,8 %) при содержании хлорида калия 60 и 30 г/л (рис. 1, составы № 2 и № 3).
Рис. 1. Сводный график линейного «набухания» под воздействием исследуемых буровых растворов
Прослеживается зависимость прочности керна от содержания хлорида калия (рис. 2).
500 450 ^ 400
£ 350 != 300
5-9; <и
5
250 200 150 100 50 0
-Состав № ]
-Состав N93
-Состав N92
20 21 22 23 24 25
Количество оборотов, ед.
26
27
Рис. 2. Сводный график «условной» прочности керна после воздействия исследуемых буровых растворов
Буровые растворы, применяемые для первичного вскрытия продуктивного пласта, должны отвечать определенным требованиям. Одним из критериев показателей качества раствора для первичного вскрытия является восстановление проницаемости продуктивного пласта после фильтрации
бурового раствора. Корпоративными регламентирующими документами для растворов на водной основе установлено значение данного показателя не менее 70 % [4, 5].
Результаты проведенных лабораторных исследований изменения фильтрационно-емкостных свойств керна после воздействия буровых растворов с различным содержанием хлорида калия приведены в таблице 3.
Таблица 3
Результаты исследований буровых растворов на керне
Состав раствора (см. табл. 1) Репрессия (в динамич./статич. условиях), МПа Объем отфильтровавшегося раствора 3 (в динамич./статич. условиях), см Продолжительность фильтрации раствора (в динамич./статич. условиях), мин Давление отрыва корки, МПа Коэффициент проницаемости по керосину -3 2 до воздействия раствора, 10 мкм Коэффициент проницаемости по керосину -3 2 после воздействия раствора, 10 мкм Восстановление проницаемости после фильтрации раствора, %
1 5,0/4,5 24,2/2,4 115,2/221,8 0,201 13,81 8,3 60,1
2 5,0/4,5 3,7/1,37 117,9/237,1 0,107 14,86 10,75 72,3
3 5,0/4,5 3,6/1,3 119,0/191,3 0,08 15,92 11,2 70,1
Примечание. Регламентированное значение восстановления проницаемости (Квосст.) не менее 70 %.
Результаты
Результаты фильтрационных исследований на керне показывают негативное влияние воздействия бурового раствора № 1, не содержащего хлорид калия, и снижение проницаемости на 40 % от первоначальной.
При моделировании воздействия минерализованных растворов с различными концентрациями хлорида калия (30 и 60 г/л) восстановление проницаемости керновой модели соответствует установленным критериям. Данные составы могут быть использованы для вскрытия продуктивных пластов при строительстве горизонтальных скважин.
Для сокращения затрат на строительство скважин также было предложено сохранять часть полимерхлоркалиевого раствора после бурения
секции эксплуатационной колонны и использовать для бурения горизонтального участка секции хвостовика.
Для оценки влияния повторного использования бурового раствора на достижение планового дебита проведены опытно-промышленные работы на 18 скважинах. По результатам испытаний выполнен сравнительный анализ, в котором рассмотрены добывающие скважины с горизонтальным окончанием, пробуренные на соседних месторождениях со следующими технологиями первичного вскрытия пластов:
• со свежеприготовленным раствором (базовая технология, 33 скважины);
• с частичным использованием бурового раствора, оставшегося после бурения предыдущей секции (опытная технология, 18 скважин).
Сопоставление дебитов скважин, вскрытие продуктивного пласта в которых осуществлялось с повторным использованием полимерхлоркалие-вого бурового раствора и со свежеприготовленным, приведено на рисунке 3.
100
89,62
Опытная технология (с повторным Базовая технология
применением БР}
Входной Цж через год (Цж ■ Входной Цн через год Цн
Рис. 3. Динамика дебитов скважин, пробуренных по базовой и опытной технологиям
Анализ динамики изменения среднего дебита (в % от планового) нефти по двум анализируемым группам скважин представлен на рисунке 4. Входной дебит скважин, пробуренных с использованием свежеприготовленного бурового раствора, имеет незначительные отклонения от среднего значения по опытным скважинам, вскрытие пластов в которых осуществлялось с частичным повторным использованием промывочной жидкости,
оставшейся от бурения интервала под эксплуатационную колонну. Сопоставимые значения показателей при установившихся режимах эксплуатации скважин, пробуренных по базовой и опытной технологиям, указывают на возможность применения предложенной технологии первичного вскрытия.
100%
89<5 % 87,5 %
Входной Цн (Цн через пол года (Цн через год
Базовая технология
Опытная технология (с повторным применением БР]
Рис. 4. Динамика изменения среднего дебита скважин
По результатам опытных работ средний объем повторно использованного раствора в интервале бурения под эксплуатационную колонну 178 мм, при бурении под хвостовик 114 мм, составил ~ 94 м3. При общем потребном объеме бурового раствора для строительства секции горизонтального участка 250 м3 экономия, за счет сокращения затрат на материалы и химические реагенты для приготовления раствора, составит порядка 38 %. При расчете эффекта не учтены дополнительная экономия от сокращения объема отходов бурения, а также затраты на дообработку раствора.
Выводы
1. Проведенные лабораторные исследования подтвердили возможность снижения концентрации основного ингибирующего реагента хлорида калия до 30 кг/м3 и оптимизацию стоимости применяемого бурового раствора.
2. Восстановление проницаемости после воздействия на модель керна бурового раствора оптимизированной рецептуры составляет 70 %, что позволяет рекомендовать его к применению для вскрытия продуктив-
ных горизонтов при строительстве скважин на месторождениях Западной Сибири.
3. Анализ дебитов скважин, пробуренных в период 2021-2022 гг., свидетельствует о том, что базовая и опытная технологии имеют сопоставимую эффективность.
4. Повторное использование полимерхлоркалиевого бурового раствора при бурении горизонтального участка позволяет получить экономию в среднем 38 % за счет сокращения объема вновь приготавливаемого бурового раствора. Помимо этого, сокращается объем отходов бурения, что способствует снижению негативного воздействия на окружающую среду и затрат на утилизацию.
5. Для повышения технологичности повторного использования бурового раствора и сокращения затрат на дальнейшие обработки необходим контроль очистки бурового раствора с целью снижения плотности и содержания наработанной твердой фазы перед первичным вскрытием продуктивного пласта.
Список источников
1. Осипов, В. И. Глины и их свойства. Состав, строение и формирование свойств / В. И. Осипов, В. Н. Соколов ; Институт геоэкологии им. Е. М. Сергеева РАН, Московский государственный университет им. М. В. Ломоносова. - Москва : ГЕОС, 2013. - 578 с. - Текст : непосредственный.
2. Gray, G. R. Composition and properties of oil well drilling fluids / G. R. Gray, H. C. H. Darley, W. F. Rogers. - 4th edition. - Houston : Gulf Publ., 1980. -509 p. - Direct text.
3. Технико-технологические решения по обращению с жидкой фазой отходов бурения в Западной Сибири / Д. Л. Бакиров, Э. В. Бабушкин, А. С. Халимова [и др.]. - DOI 10.30713/0207-2351-2018-10-68-71. - Текст : непосредственный // Нефтепромысловое дело. - 2018. - № 10. - С. 68-71.
4. Рязанов, А. Я. Энциклопедия по буровым растворам / Я. А. Рязанов. -Оренбург : Летопись, 2005. - 662 с. - Текст : непосредственный.
5. Поиск оптимального технологического решения по обращению с буровыми сточными водами, образующимися при бурении скважин, с целью снижения отходов бурения / А. А. Максимов, В. П. Дубяга, С. В. Гребенкин [и др.]. -Текст : непосредственный // Нефть. Газ. Новации. - 2018. - № 6. - С. 69-72.
References
1. Osipov, V. I., & Sokolov, V. N. (2013). Gliny i ikh svoystva. Sostav, stroenie i formirovanie svoystv. Moscow, GEOS Publ., 578 p. (In Russian).
2. Gray, G. R., Darley, H. C. H., & Rogers, W. F. (1980). Composition and properties of oil well drilling fluids. Houston, Gulf Publ., 509 p. (In English).
3. Bakirov, D. L., Babushkin, E. V., Khalimova, A. S., Buyanova, M. G., & Dubyaga, V. P. (2018). Technical-technological solutions for handling the liquid phase of drilling wastes in the Western Siberia. Oilfield Engineering, (10), pp. 68-71. (In Russian). DOI: 10.30713/0207-2351-2018-10-68-71
4. Ryazanov, A. Ya. (2005). Entsiklopediya po burovym rastvoram. Orenburg, Letopis' Publ., 662 p.
5. Maximov, A. A., Dubyaga, V. P., Grebenkin, S. V., Salnikov, K. A., Ba-bushkin, E. V., Buyanova, M. G., & Khalimova, A. S. (2018). Search of optimum process solution in treating drill mud waste water formed during well drilling to reduce the amount of drilling wastes. Neft. Gaz. Novacii, (6), pp. 69-72. (In Russian).
Информация об авторах / Information about the authors
Фаттахов Марсель Масалимович,
кандидат технических наук, доцент базовой кафедры филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «Когалым-НИПИнефть» в г. Тюмени, Тюменский индустриальный университет, начальник управления технологии строительства скважин, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «Когалым-НИПИнефть» в г. Тюмени
Бабушкин Эдуард Валерьевич, кандидат технических наук, доцент базовой кафедры филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «Когалым-НИПИнефть» в г. Тюмени, Тюменский индустриальный университет, начальник управления проектирования строительства скважин, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «Когалым-НИПИнефть» в г. Тюмени, ORCID: https://orcid.org/0000-0003-4854-2223
Буянова Марина Германовна, кандидат технических наук, начальник отдела буровых растворов, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «Кога-лымНИПИнефть» в г. Тюмени, ORCID: https://orcid.org/0000-0002-5316-5699
Ваулин Владимир Геннадьевич, главный специалист отдела буровых растворов, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени
Садыков Тимур Бахромович, инженер 1-й категории отдела буровых растворов, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени
Marsel M. Fattahov, Candidate of Engineering, Associate Professor at the Basic Department of the KogalymNIPIneft Branch of LUKOIL-Engineering LLC in Tyumen, Industrial University of Tyumen, Chief of the Well Technology Department, KogalymNI-PIneft Branch of LUKOIL-Engineering LLC in Tyumen
Eduard V. Babushkin, Candidate of Engineering, Associate Professor at the Basic Department of the KogalymNIPIneft Branch of LUKOIL-Engineering LLC in Tyumen, Industrial University of Tyumen, Chief of the Well Profile Design Department, KogalymNIPIneft Branch of LUKOIL-Engineering LLC in Tyumen, ORCID: https://orcid.org/0000-0003-4854-2223
Marina G. Buyanova, Candidate of Engineering, Head of Drilling Fluids Department, KogalymNIPIneft Branch of LUKOIL-Engineering LLC in Tyumen, ORCID: https://orcid.org/ 0000-0002-5316-5699
Vladimir G. Vaulin, Chief Specialist of Drilling Fluids Department, KogalymNIPIneft Branch of LUKOIL-Engineering LLC in Tyumen
Timur B. Sadykov, Engineer of the 1st category of Drilling Fluids Department, KogalymNIPIneft Branch of LUKOIL-Engineering LLC in Tyumen
Шаляпина Аделя Данияровна,
аспирант, старший преподаватель кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, Тюменский индустриальный университет, инженер 2-й категории отдела разработки смет и норм, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «Ко-галымНИПИнефть» в г. Тюмени, adelya. shalyapina@lukoil. com, ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7094-7943
Adelya D. Shalyapina, Postgraduate, Senior Lecturer at the Department of Drilling Oil and Gas Wells, Industrial University of Tyumen, Engineer of the 2nd category at the Department of Estimates and Standards Development, Kogalym NIPIneft Branch of LUKOIL-Engineering LLC in Tyumen, adelya.shalyapina@lukoil.com, ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7094-7943
Статья поступила в редакцию 07.09.2023; одобрена после рецензирования 04.10.2023; принята к публикации 09.10.2023.
The article was submitted 07.09.2023; approved after reviewing 04.10.2023; accepted for publication 09.10.2023.
