РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»

Докладчик: заведующий лабораторией промывочных жидкостей Паскару Константин Григорьевич

Совершенствование буровых растворов для вскрытия продуктивных горизонтов при бурении и восстановлении скважин.

Растворы на углеводородной основе

БПР- биополимерный

БЭР- биополимер эмульсионный эмульсия 1-го рода

БРПП – биополимерный пониженной плотности (газожидкостная смесь)

РУО – раствор на углеводородной основе (эмульсия 2-го рода)

950-1040 кг/м3

900-1000 кг/м3

1030-1350 кг/м3

БЭРПП – биополимер эмульсионный пониженной плотности (газожидкостная смесь на основе эмульсии 1-города)

Безглинистые (биополимерные)

БПР-М биополимерный ингибирующий 1030-1350 кг/м3

800-1000 кг/м3

900-1000 кг/м3

Буровой раствор пониженной плотности, БРПП

Ксантановая камедьОснова для приготовления раствора, структурообразователь

Крахмальный реагент Понизительных фильтрации

Карбонатный наполнитель фракционированный Кольматант, коркообразователь

Гидроксид калия, КОН Регулятор щелочности

ПАВ -1 Стабилизатор газоколлоидной фазы

ПАВ-2 Стабилизатор газоколлоидной фазы

Биоцид Предотвращения бактериального разложения

Основой раствора является биополимерный раствор повышенной вязкости

Снижение плотности достигается за счет насыщениягазоколлоидной фазой

Стабилизация газоколлоидной фазыдостигается применением 2-х реагентов - ПАВ

Состав раствора пониженной плотности - БРПП

Буровой раствор пониженной плотности, БРПП

№ п/п Технологические параметры Ед. измерения Диапазон значений

1 Плотность* кг/см3 850 970

2 Условная вязкость** с 90 150

3 Пластическая вязкость мПа∙с 14 19

4 Динамическое напряжение сдвига дПа 120 180

5 Показатель нелинейности   0,32 0,43

6 Прочность геля 10сек/10мин (API) дПа 40/60 70/110

7 Вязкость при низких скоростях сдвига (API) сПз не менее 50000

8 Показатель фильтрации   не более 6

9 Толщина корки мм не более 1

10 Коэффициент липкости (КТК-2, 20мин)   не более 0,15

11 pH   8 10

12 Удельное электрическое сопротивление Ом∙м не менее 0,8

* Диапазон значений плотности бурового раствора обусловлен постепенной наработкой газоколлоидной фазы** Диапазон значений условной вязкости обусловлен механодеструкций биополимерного реагента в процессе бурения и изменением количества газовой фазы

( О,1 МПа)

990 кг/м3

26,44 МПа 2680,08 м

Показатели бурения с применением БРПП

Плотность раствора на устье составила 900 кг/см3

Коэффициент анормальности – 0,70

Интервал продуктивных отложений осложнен поглощением и прихватом под перепадом давления. Осложнение ликвидировано бурением 2-го ствола

При применении БРПП осложнений не наблюдалось. Скорость бурения на 66% выше средней по месторождению

Эквивалентная плотность раствора по результатам замера давления составила 990 кг/см3

900 кг/м3

Результат замера забойного давления аналогичен теоретически рассчитанному

Показатели бурения с применением БРПП

Расход на входе 9-10 л/сДавление 33 атмНагрузка 5-6 тМомент вращения 4,0-4,5 кН/м

Параметры раствора:Плотность на входе 0,85-0,89 г/см3 Плотность на устье 0,91-0,96 г/см3

Усл. вязкость 80-150 сФильтрация 3-4 см3/30 минСНС 48/67-54/72 дПаДНС 130-170 дПаПВ 12-15 сПз

После насыщения газоколлоидной фазой установился стабильный режим бурения со следующими параметрами:

Показатели бурения с применением БРПП

Проверка интервала применения БРПП на приемистость показала Удержание давленияРуст = 50 атм / 30 мин(К аномальности 0,7)

После ИПГ нефтепроявление. Вымыв забойной пачки лотностью <0,8 г/см3 в течение 42 мин.Отмечено наличие нефти.

Нефть способствовала разрушению афронов и увеличению плотности до 1,03 г/см3. Это свойство свидетельствует о селективных изолирующих свойствах БРПП и разрушении барьера при движении нефти.

Показатели бурения с применением БРПП при бурении бокового ствола

Диспергатор для БРПП при бурении бокового ствола

Технологические свойства раствора улучшаются с использованием диспергатора газоколлоидной фазы

При содержание азота в растворе 18% давление нагнетания бурового насоса 8,5 МПа плотность раствора 0,87 г/см3

Диспергатор

Цементировочный агрегат ЦА-320 – 2 ед.

Азотная установка ТГА

Спецтехника

Приготовление проводилосьедино кратно – перед бурением. Бурение длилось 3 суток

Расчётные показатели бурения с применением БРПП

PH – абсолютное давление столба газожидкостной

смеси высотой Н, Па;g – ускорение свободного падения, м/с2;m – масса 1 м3 бурового раствора без газа, кг;h – элементарный участок столба газожидкостной смеси, м;m(г) – масса газа в 1 м3 бурового раствора, кг;

R – удельная газовая постоянная, Дж/(кг∙К);Ki – абсолютная температура, К;ki – коэффициент сверх сжимаемости газа (газовой смеси).

Данное уравнение позволяет делать расчёт давления столба газожидкостной смеси, находящегося в статическом состоянии

Расчётные показатели бурения с применением БРПП

Предварительные результаты анализа забойного давления на скважине №100 Осташковичского месторождения. Измерения забойного давления проведены во время циркуляции бурового раствора

0 500 1000 1500 2000 25000

5

10

15

20

25

30Рассчитанное забойное давление + газововлечение

Рассчитанное забойное давление

Фактический замер забойного давления

Глубина по вертикали, м

Дав

лени

е ст

олба

жид

кост

и, М

Па

23 МПа

19,1 МПа

27,3 МПа

Технологические параметры:

Подача раствора нагнетательной линии – 3,5 л/с

Подача азотной станции – 5,5 м3/мин

Истинная плотность раствора – 1,06 г/см3

Результаты бурения с применением БРПП

Снижение или полное отсутствие поглощений бурового раствора

Достигнуты плановые значения дебитов по нефти

Отсутствие прихватов под перепадом давления

Увеличение механической скорости проходки на 10-15%

Эффект селективной изоляции – кольматационный слой (переходная зона) устойчив к воздействию пластовой воды и разрушается при движении нефти)

Положительный опыт бурения в 2012 году позволил запланировать бурение с БРПП 25 скважин в 2013 году

РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»