Инженерная практика
Российский нефтегазовый журнал о технологиях и оборудовании
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram
  • Главная
  • SPE
  • По лезвию бритвы – нюансы инжиниринга буровых растворов для узкого окна ЭЦП

По лезвию бритвы – нюансы инжиниринга буровых растворов для узкого окна ЭЦП

Настоящая статья написана главным редактором журнала «Инженерная практика» Александром Долгопольским в качестве краткого обзора публикации SPE 173059-MS “Defining Fragile – The Challenge of Engineering Drilling Fluids for Narrow ECD Windows”. Данную публикацию подготовили David Knox, Roman Bulgachev и Iain Cameron (BP) для Конференции по бурению Международной ассоциации буровых подрядчиков и Общества инженеров нефтегазовой промышленности (IADC/SPE), проведенной 17-19 марта 2015 года в г. Лондоне. Публикация не рецензировалась.

29.06.2015 Инженерная практика №05/2015
Долгопольский Александр Львович Главный редактор журнала «Инженерная практика»

Работа рассказывает о процессе выработки в компании BP корпоративного стандарта в отношении буровых растворов с плоским реологическим профилем, или, как это обозначается в англоязычной терминологии, с «плоской реологией». Основные реологические свойства таких растворов – пластическая вязкость (ПВ), динамическое напряжение сдвига (ДНС) и структурная прочность (прочность геля, ПГ) – должны оставаться практически неизменными при изменении температуры. Это особенно важно при бурении глубоких и сложных скважин и, в частности, при глубоководном бурении в условиях узкого допустимого диапазона («окна») значений эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) раствора.

По словам авторов, исторически в ВР к моменту начала рассматриваемого проекта сложилось следующее определение раствора с плоским реологическим профилем:

  • ПВ при 4°С < 2,5 х ПВ при 50°С;
  • прочность 10-мин геля < 1,7 х прочность 10-с геля;
  • прочность 30-мин геля < 1,3 х прочность 10-мин геля;
  • прочность всех гелей при 4°С < 1,2 х ПГ этих же гелей при 50°С.

Такие критерии успешно работали при бурении в Мексиканском заливе, однако в других географических точках и при других геологических условиях такие критерии оказываются слишком узкими. Новые условия и новые композиции растворов требовали выработки нового «стандарта плоской реологии», в связи с чем и стартовал рассматриваемый проект.

Если говорить конкретнее, то авторы описывают сравнительные лабораторные и промысловые испытания содержащих и не содержащих органофильные глины инвертно-эмульсионных буровых растворов (ИЭБР). Авторы напоминают, что органофильные глины традиционно применялись в качестве структурообразователя (загустителя) ИЭБР и обеспечивали отличную прочность геля и вынос выбуриваемой породы. Однако реологические свойства такого раствора в значительной мере зависят от температуры.

Отказ от использования глин в пользу полимерных загустителей не только существенно выравнивает реологический профиль в требуемом диапазоне температур, но и сглаживает колебания (пульсирование) давления в стволе при включениях/отключениях буровых насосов, чреватые обрушениями стенок скважин. Однако с уменьшением глинистой составляющей повышается риск плотностного расслаивания раствора, особенно при понижении вязкости раствора ради уменьшения его ЭЦП.

Рис. 7.1. Пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига ГИЭБР и БГБР в процессе бурения интервала диаметром 311,1 мм в соседних скважинах
Рис. 7.1. Пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига ГИЭБР и БГБР в процессе бурения интервала диаметром 311,1 мм в соседних скважинах
Рис. 7.2. Напряжение сдвига (углы закручивания) для ГИЭБР и БГБР при скоростях сдвига 3 и 6 об./мин в процессе бурения интервала диаметром 311,1 мм в соседних скважинах
Рис. 7.2. Напряжение сдвига (углы закручивания) для ГИЭБР и БГБР при скоростях сдвига 3 и 6 об./мин в процессе бурения интервала диаметром 311,1 мм в соседних скважинах

Для сравнительных испытаний был выбран участок одного из месторождений в Северном море с «отличнопоходящими» условиями бурения скважин: наличием интервалов поглощения, неустойчивостью стенок скважины и осложнениями в процессе цементирования колонн. Как видно из сравнительных диаграмм, приведенных на рисунках 7.1 – 7.3, реологические свойства безглинистых буровых растворов (БГБР) оказались в целом ниже, чему у ИЭБР. Это еще раз указывает на более высокий риск разрушения раствора, в котором глина заменена на полимерный загуститель. В тоже время, это безусловный плюс с точки зрения поддержания заданного диапазона ЭЦП.

Рис. 7.3. Прочности гелей ГИЭБР и БГБР в процессе бурения интервала диаметром 311,1 мм в соседних скважинах
Рис. 7.3. Прочности гелей ГИЭБР и БГБР в процессе бурения интервала диаметром 311,1 мм в соседних скважинах

Авторы также подчеркивают, что по соотношению прочности 10-мин и 10-с гелей БГБР не удовлетворял обозначенным выше критериям «плоской реологии». Однако такое отхождение предусматривалось по результатам предварительных лабораторных испытаний и не послужило основанием для отказа от такого раствора.

Рис. 7.4. Стабильность эквивалентной статической (ЭСП) и эквивалентной циркуляционной (ЭЦП) плотности ГИЭБР при зарезке бокового ствола диаметром 330,2 мм
Рис. 7.4. Стабильность эквивалентной статической (ЭСП) и эквивалентной циркуляционной (ЭЦП) плотности ГИЭБР при зарезке бокового ствола диаметром 330,2 мм

Далее авторы приводят сравнение динамики эквивалентной статической (ЭСП) и эквивалентной циркуляционной (ЭЦП) плотности ГИЭБР и БГБР при зарезке боковых стволов одного и того же диаметра из одной скважины (рис. 7.4, 7.5). Характеристики БГБР оказались более стабильными, а разница между ЭСП и ЭЦП – меньшей.

Рис. 7.5. Стабильность ЭСП и ЭЦП плотности БГБР при зарезке бокового ствола диаметром 330,2 мм
Рис. 7.5. Стабильность ЭСП и ЭЦП плотности БГБР при зарезке бокового ствола диаметром 330,2 мм

Дальнейшие замеры показали менее выраженные колебания давления БГБР при отключении/включении буровых насосов при наращивании колонны и спускоподъемных операциях (СПО), что авторы объясняют, опять же, более низкими реологическими характеристиками БГБР при более высокой стабильности соотношения ЭСП/ЭЦП.Наконец, отдельная часть рассматриваемого исследования была посвящена прослеживанию связи между результатами лабораторных тестов и показателями растворов в процессе бурения скважин, замеряемыми датчиками давления в процессе бурения. Так, например, авторы приходят к выводу, что результаты лабораторных испытаний на прочность геля, выполняемых при помощи вискозиметра со стандартными скоростями сдвига, слабо коррелируют с практическими результатами, в связи с чем их в данном случае, вероятно, не следует принимать в качестве критерия выбора раствора «с плоской реологией». В то же время испытания на прочность геля при низких скоростях сдвига коррелируют с рабочими данными достаточно хорошо.

В заключение авторы подчеркивают, что вовсе не считают результаты свой работы исчерпывающими, поскольку испытывался БГБР лишь одного типа при ограниченном наборе условий, и призывают всех заинтересованных специалистов продолжить изучение свойств безглинистых и низкоглинистых инвертно-эмульсионных буровых растворов и разработку методов прогнозирования их рабочих характеристик.

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Новый подход к расчету гидравлических потерь давления при вращении бурильной колонны и без него
Сокращение удельных затрат на добычу нефти за счет оптимизации НИОКР
Свежий выпуск
Инженерная практика №04/2022

Инженерная практика

Выпуск №04/2022

Механизированная добыча. Управление производством. Защитные покрытия
Результаты работы с механизированным фондом скважин ПАО «ЛУКОЙЛ» за 2021 годДегазация затрубного пространства скважин, уход от фонтанирования скважин через затрубное пространствоРемонт НКТ с защитным полимерным покрытиемДинамическое моделирование механизированной добычи малодебитными скважинами с МГРП, пробуренными на баженовскую свитуМетодика определения энергозатрат УЭЛН, основанная на оценке энергопотребления всей насосной установкой в сбореРазработка и внедрение насосов для скважин с осложненными условиями эксплуатации
Ближайшее совещание
Капитальный ремонт скважин, Механизированная добыча, Разработка месторождений, Строительство скважин
Восточная Сибирь 2022
Техническая отраслевая конференция

Восточная Сибирь ‘2022: эффективные технологии разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений. Новые вызовы. Технологический суверенитет

23-25 августа 2022 г., г. Иркутск
С целью всесторонней проработки актуальных тем мы приглашаем к участию начальников и экспертов управлений бурения и ремонта скважин, специалистов направления разработки месторождений, деятельность которых связана с планированием и контролем геолого-технических мероприятий и контролем эксплуатации фонда скважин, руководителей управлений добычи нефти и газа, подготовки и транспортировки нефти и газа. В совещании также примут участие представители сервисных предприятий и научных центров, компаний-производителей оборудования, химреагентов, программного обеспечения и другие заинтересованные предприятия и организации.