Определение глубины проникновения технологических жидкостей для бурения, заканчивания и эксплуатации скважин

В практике массового бурения, в том числе и при вскрытии продуктивного пласта, и при заканчивании скважин, принято использовать две основные двухпараметрические модели, описывающие поведение буровых растворов: модель Шведова-Бингама (реологические параметры: динамическое напряжение сдвига (предел текучести) и пластическая вязкость) и Освальда-де Ваале (реологические параметры: показатель нелинейности и индекс консистентности). Требованиями Российского законодательства (ГОСТ 33213-2015 (ISO 10414-1:2008) Межгосударственный стандарт. Контроль параметров буровых растворов в промысловых условиях. Часть 1. Растворы на водной основе. Дата введения 2016-04-01; ГОСТ 33213-2015 (ISO 10414-1:2008) Межгосударственный стандарт. Контроль параметров буровых растворов в промысловых условиях. Часть 2. Растворы на водной основе. Дата введения 2017-01-08) определены в качестве детерминируемых только пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига (предел текучести). В ходе выполнения рутинных измерений параметров бурового раствора в условиях буровой нет смысла использовать сложные трехпараметрические модели типа Гершеля-Балкли, которые требуют специализированного программного обеспечения для определения параметров, хотя требования заказчика-недропользователя могут быть достаточно жесткими.

В работе [1] представлен единый подход в определении глубины проникновения вязкопластичной жидкости в пористую среду при перепаде давления, основанный на уравнении А. Дарси [2]. Средняя скорость фильтрации вязкопластичной жидкости для случая одномерной фильтрации

где: k – проницаемость, мД; μэ – вязкость эффективная, мПа∙с; ∆P – текущий перепад давления, Па; ∆P0 – перепад давления, необходимый для преодоления динамического напряжения сдвига, Па; l – длина пористого образца, м.

При нахождении перепада давления используется величина предельного напряжения сдвига, а также вводится постоянный коэффициент α = (15-18)·10-3, имеющий размерность Па-1. В вышеуказанных работах сделан вывод о том, что, регулируя предел текучести, можно регулировать проникновение обладающей этим показателем жидкости в пласт.

Однако, как показывает практика, моделью Шведова-Бингама в наилучшей степени описываются промывочные жидкости и жидкости заканчивания, имеющие в своем составе значительное содержание твердой и коллоидной фазы. Однако содержание коллоидной фазы при вскрытии продуктивного пласта не должно превышать 10 кг/м3. Содержание твердой фазы для обеспечения противодавления на пласт во многом определяется пластовым давлением, хотя и здесь можно успешно уйти от избыточного содержания твердой фазы в виде кислоторастворимых карбонатов кальция и железа, за счет использования тяжелых рассолов. Снижение содержания твердой и коллоидной фазы неизбежно ведет к изменению вида зависимости для описания поведения испытуемой жидкости. Наиболее подходящей простой параметрической моделью в этом случае является степенная жидкость или модель Освальда-де Ваале, поведение которой описывается зависимостью:

где τ – напряжение сдвига, Па; K – индекс консистентности, Па; n – показатель нелинейности; γ – скорость сдвига.

В работе [3] предлагается совместно определять динамическое напряжение сдвига t0, пластическую вязкость h, индекс консистентности K и показатель нелинейности n при оптимизации реологической программы промывки. Это в конечном итоге позволяет вывести зависимость для определения глубины проникновения степенной жидкости, в большей степени отражающей поведение современных RDF (Reservoir drilling fluids) и жидкостей заканчивания:

Однако в этом случае необходимо знать или задавать отдельные параметры, что усложняет процедуру расчета и сужает возможности данного способа.

В многочисленных исследованиях предложены трехпараметрические и имеющие большее количество параметров реологические модели [4, 5]. Попытки разработки универсальной реологической модели также не увенчались успехом [6]. В работе [7] представлена эволюция реологических уравнений. Особое внимание в последнее время в разных технологических процессах уделяется модели Карро [8, 9]. Известно, что в нефтегазовой отрасли широко используются различные неньютоновские жидкости [10, 11], некоторые из них применяют исключительно для разработки нефтяных месторождений [11].

Постановка проблемы

Сравнительный анализ проектных и фактических показателей при строительстве субгоризонтальной разведочной скважины проводится с позиции определения наиболее подходящей реологической модели для описания поведения промывочной жидкости на примере Центрально-Якутского нефтегазоконденсатного месторождения, которое является типичным представителем месторождений Восточной Сибири, характеризующееся наличием в разрезе мощной солевой толщи в сочетании с ангидритами.

В тектоническом отношении месторождение находится в северо-восточной части Непско-Пеледуйского свода, осложняющего Непско-Ботуобинскую антеклизу, в зоне его сочленения с Мирнинским выступом и Нюйско-Джербинской впадиной Предпатомского прогиба. В соответствии с принятой схемой нефтегазогеологического районирования Сибирской платформы – относится к Лено-Тунгусской нфтегазоносной провинции, Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, Ботуобинскому нефтегазоносному району. Толщина осадочных толщ месторождения колеблется от 1600 м на юго-западе до 2020 м на северо-востоке. Разрез представлен терригенными отложениями четвертичного возраста и нижней юры, карбонатно-галогенной толщей среднего и нижнего отделов кембрия и карбонатно-терригенными отложениями венда. Также особенностями Центрально-Якутского месторождения являются очень низкие термобарические характеристики: пластовая температура равна +8 °С, давление – 12 МПа. В разрезе выявлено присутствие траппового магматизма и наличие хлорида натрия в качестве цементирующего материала породы [12].

На Центрально-Якутском НГКМ промышленные скопления углеводородов выявлены в трех горизонтах – ботуобинском, хамакинском и талахском. Продуктивные горизонты приурочены к терригенным отложениям венда и отвечают нижнебюкской и верхнепаршинской подсвитам и талахской свите соответственно. На ограниченной площади месторождения продуктивны также песчаники хоронохской свиты (вилючанский продуктивный горизонт), составляющие единый резервуар с отложениями талахского горизонта. В условиях преимущественно моноклинального залегания продуктивных отложений структурообразующими являются многочисленные разрывные нарушения. В строении всех выявленных на месторождении залежей определяющую роль имеет литологический фактор: коллекторы продуктивных горизонтов выклиниваются и замещаются. Это относится как к терригенным коллекторам, так и к карбонатным [13]. Разрез Центрально-Якутского НГКМ крайне неравномерен в плане засолонения [14].

Особенности Центрально-Якутского НГКМ: засолоненность по всему разрезу, аномально низкие пластовые давления, низкие температуры по разрезу приводят к использованию для вскрытия продуктивных отложений соленасыщенного по хлориду натрия биополимеркарбонатного бурового раствора на водной основе.

Особую сложность при наличии указанных выше осложнений представляет строительство наклонно-направленных и горизонтальных скважин, а также их дальнейшее испытание, освоение и эксплуатация. Ниже представлен анализ строительства одной из таких скважин № 1ГС. Целью бурения такой скважины являлось получение сведений об изменчивости коллекторских свойств газоносных отложений по латерали и оценка добычных возможностей целевого талахского горизонта.

Общие сведения по скважине:

– проектная глубина пилотного ствола – 1810 м;

– фактическая глубина пилотного ствола – 1733,5 м;

– точка зарезки проектного горизонтального ствола – 1328 м;

– проектная глубина скважины – 2065 м, зенитный угол – 870, азимут 90°;

– фактическая глубина – 2059 м; зенитный угол – 79,5°, азимут 85°;

– интервал установки фильтра – 1782–2059 м по стволу (1673–1685 м по вертикали, зенитный угол 79,5о);

– пластовое давление – 12,4 МПа;

– ожидаемое устьевое давление – 9,9 МПа.

Талахская свита залегает в интервале 1630–1695 м по вертикали, зенитный угол напластования менее 3°, разрез представлен песчаниками кварцевыми, кварц-полевошпатовыми и полимиктовыми с прослоями алевролитов, аргиллитов и гравелитов, гравелиты кварц-полевошпатовые, рыхлые, на глинистом цементе, преобладают в нижней части свиты. Тип флюида – газ и газовый конденсат, плотность жидкой фазы в атмосферных условиях 682 кг/м3 (по конденсату), относительная плотность газа по воздуху 0,684, проницаемость продуктивных отложений достигает 300‧10-15 м2, содержание углекислого газа – 0,43 % об., средний дебит – 100–140 тыс. м3/сут., пластовая температура находится в пределах 11 °С, содержание газового конденсата 15,56 г/м3, тип коллектора порово-трещинный, пористость 9 %, коэффициент аномальности 0,75.

На основании геологической информации и целей бурения была определена проектная конструкция скважины, которая в целом соответствовала фактической (таблица 1). Продолжительность бурения превысила проектную величину на 36 суток, что было обусловлено в основном авариями и осложнениями (по большей части поглощения бурового раствора) и мероприятиями, направленными на их ликвидацию.

Кратко охарактеризуем конструкцию скважины по длине ствола:

– пилотный ствол до глубины 1810 м (план), 1733 м (факт);

– эксплуатационная колонна диаметром 178 мм 1762 м (план), 1771 м (факт), цементирование на всю длину колонны, спускается в субгоризонтальный ствол;

– нецементируемый скважинный фильтр-хвостовик ТП-2-127 спускается в интервале 1762–2065 м (план), 1782,03–2059 м (факт) в субгоризонтальный ствол.

Фактические режимные параметры бурения в целом соответствовали проектным. Для бурения субгоризонтального ствола использовалась роторно-управляемая система Archer и компоновка с ВЗД «Power Pak» с телесистемой SlimPulse, что соответствовало проектным решениям. При строительстве использовался минерализованный до полного насыщения хлоридом натрия полимеркарбонатный буровой раствор, компонентный состав которого в целом соответствовал проектному. Параметры бурового раствора представлены в таблице 1. Данный раствор обеспечивает сохранение устойчивости стенок скважины и предупреждение растворения соленосных отложений, минусом данной системы, безусловно, является повышенная плотность, что приводит к большому объему поглощений в высокопроницаемых пластах.

Результаты работ по испытанию и освоению горизонтальной разведочной скважины № 1ГС на Центрально-Якутском НГКМ после применения полимеркарбонатного соленасыщенного по хлориду натрия бурового раствора показали, что скважина «сухая».

Некорректно выбранная реологическая модель поведения бурового раствора приводит к неоправданно высоким затратам энергии на обеспечение циркуляции промывочной жидкости и повышенному загрязнению призабойной зоны пласта со снижением потенциально добычной способности. Это требует пересмотра подходов к выбору реологической модели и расчету режимных параметров на основании лабораторных и натурных исследований свойств технологических жидкостей и определения глубины их проникновения в продуктивный пласт.

Методология

В качестве объектов исследования использованы предназначенные для первичного вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом:

– раствор № 1. Модельный раствор ксантановая камедь с массовой концентрацией 1 г/л для образца № 120.

– раствор № 2. Модельный раствор ксантановая камедь с массовой концентрацией 3 г/л для образца № 125.

– раствор № 3. Реальный соленасыщенный по хлориду натрия малоглинистый буровой раствор для проводки горизонтальных скважин и вскрытия продуктивного пласта, применяемый на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении:

– SODA ASH 0,6 kg/m3;

– Atren BIO 1 kg/m3;

– GAMMAKSAN 3,8 kg/m3;

– Reatrol 15,2 kg/m3;

– Na BENTONITE 10,2 kg/m3;

– SODIUM CHLORIDE 300 kg/m3.

Данный раствор может быть использован также в качестве жидкости глушения и раствора для вторичного вскрытия (перфорации) на указанном выше месторождении. До проведения исследований по определению глубины проникновения необходимо выявить реологические свойства модельных растворов. Несмотря на то, что в практике бурения наибольшее распространение получили реологические модели Бингама-Шведова и Оствальда де Ваале [15–20], в ряде работ [11] доказано, что наиболее целесообразными для описания свойств буровых растворов являются реологические модели Карро и ОУТ.

В настоящее время для исследования различных гидродинамических процессов широко используется численный эксперимент, тем не менее лабораторные и натурные эксперименты, несомненно, имеют важнейшее значение для практики бурения и разработки скважин. Для раствора № 3 получены уравнения Карро и ОУТ, в настоящем исследовании также выполнено обоснование применения реологических моделей Карро и ОУТ для вязкости модельных растворов при различных температурах, что важно по мнению многих исследователей [7, 11]. Исследования выполнены в диапазоне рабочей температуры от 20 до 80 ℃ с шагом 10 ℃ и с концентрацией буровых растворов от 0,5 до 3 г/л с шагом 0,5 г/л.

На рисунке 1 представлен общий вид фильтрационной установки ПИК-ОФП/ЭП-К-Т. Экспериментальное исследование фильтрации полимерного раствора ксантановой камеди состояло в следующем:

– Сухой образец керна помещался в уплотнительную манжету кернодержателя вместе с фильтровальной бумагой на торцах керна, после чего вставлялись металлические вставки и затягивались резьбовые соединения по краям кернодержателя для обеспечения осевого сжатия.

– Происходило насыщение кернового образца моделью пластовой воды с минерализацией 450 г/л соли CaCl2 (после фильтрации через бумажный фильтр для удаления взвешенных частиц в воде) до стабилизации давления, затем происходило открытие крана на выходе кернодержателя с вытеснением воздуха из образца при падении давления.

– Производилась закачка раствора ксантановой камеди с концентрацией флюоресцентного красителя 1 г/л при постоянном расходе 1 мл/мин., выполнялся отбор объема жидкости на выходе с оценкой выхода окрашенного полимерного раствора.

– Керн извлекался для визуальной оценки глубины проникновения.

Для исследований использованы необозначенные на фотографии измерительная емкость на выходе из кернодержателя, емкость с маслом, датчик давления и расхода жидкости насоса. Для каждого кернового образца определены геометрические размеры (длина, диаметр, объем), поровый объем, проницаемость по газу (гелий). Данные приведены в таблице 2.

Процесс проникновения исследуемого раствора в керновый образец отличается значительной нестационарностью. Динамика изменения давления показывает, что темп изменения давления начинает возрастать в связи с фильтрацией полимерного раствора через керновый образец. Стационарная фильтрация модельного раствора (образец 125) наступает при величине давления 5,6 бар, далее происходит стабилизация процесса проникновения раствора в керновый образец. В результате эксперимента получены время выноса каждой отобранной порции на выходе и расчетный расход жидкости. Время отбора первых 2 мл жидкости из образца составило 32 минуты, что, по всей видимости, вызвано движением полимерного раствора по соединительной трубке до кернового образца. Затем время отбора следующей порции (2 мл) сократилось до 15 минут, и началось движение полимерного раствора ксантановой камеди в керне. Для визуального контроля и определения концентрации использован флюоресцентный краситель. Начиная с 3-й порции наблюдался выход окрашенного полимерного раствора, что произошло на 53 минуте от начала закачки раствора ксантановой камеди.

На рисунке 2 представлены отобранные порции жидкости при фильтрации полимерного раствора ксантана с массовой концентрацией 3 г/л через керновый образец 125, а также внешний вид образца до и после проведения эксперимента.

Керновый образец 125 после проведения эксперимента по фильтрации полностью насыщен окрашенным полимерным раствором ксантановой камеди, есть неокрашенные (непроницаемые) участки на керновом образце, что, очевидно, связано с включением аргиллита.

Аналогичный эксперимент был проведен на образце 120. Также определены такие параметры, как геометрические параметры, проницаемость по газу и поровый объем. Данный образец имел в 1,5 раза большую проницаемость и в 1,3 раза большее значение порового объема. При этом для исследования процесса фильтрации использовались полимерные растворы ксантановой камеди с массовой концентрацией 1 г/л и 3 г/л. В процессе исследований не отмечено существенного влияния параметров керновых образцов на процесс фильтрации. В дальнейший анализ принято сравнение с точки зрения влияния концентрации растворов на начало выхода полимерного раствора, величину установившегося давления фильтрации и время стабилизации давления. В эксперименте на образце 120 стабилизация давления наступила при значении 2,6 бар на насосе.

Таким образом, результаты многократных исследований показывают существенную зависимость от концентрации и, следовательно, вязкости полимерного раствора. В меньшей степени выявлено влияние проницаемости кернового образца.

Обсуждение

Согласно полученным экспериментальным результатам, выявлена существенная зависимость от концентрации исследуемых растворов. При концентрации раствора на выходе 1 г/л длина проникновения раствора ксантановой камеди равна длине кернового образца и соответствует его полному насыщению полимерным раствором. При этом глубина проникновения полимерного раствора с массовой концентрацией 3 г/л ксантановой камеди при постоянной закачке со скоростью фильтрации 1 мл/мин выше, что подтверждается высоким установившимся давлением, временем начала выхода полимерного раствора и временем отбора первых порций из кернового образца, когда полимерный раствор вытесняет пластовую воду из керна.

Для оценки влияния реологических показателей и выбора реологической модели для дальнейшего применения использованы результаты выполненных экспериментальных исследований вязкости модельных растворов. За основу для сравнения приняты полученные при участии одного из авторов реологическая модель Карро и обобщенное уравнение (ОУТ). Результаты представлены в виде зависимостей вязкости раствора от скорости сдвига для модельных буровых растворов с концентрацией 1 г/л (рис. 3) и 3 г/л (рис. 4) при температуре 20 ℃. В качестве доказательств сходимости данных дополнительно приведены результаты исследований модельных растворов на рисунке 5 при температуре 50 ℃ и, соответственно, при температуре 80 ℃ на рисунке 6. Практически для всех исследуемых образцов и концентраций растворов при различных температурах получены идентичные зависимости по типу моделей Карро и ОУТ.

Обработка результатов исследований позволила получить зависимости:

Карро:

в виде обобщенного уравнения (ОУТ):

где τ – напряжение сдвига, Па; η – вязкость, Па∙с; – скорость сдвига, с-1.

Для нахождения глубины проникновения использован известный закон А. Дарси:

где ΔP – давление, Па; k – проницаемость, м2; m – пористость, о.е.; – средняя скорость течения жидкости в поровом пространстве, м/с.

При проведении лабораторных исследований глубины проникновения в качестве образцов керна приняты данные, представленные в таблице 3.

В таблице 4 приведены технические данные эксперимента.

Для оценки глубины проникновения использованы подробно выполненные данные для образца 125, при этом данные получены в виде зависимости изменения глубины проникновения от вязкости при концентрациях модельных растворов с концентрацией 1 г/л и 3 г/л. Результаты сравнительного анализа представлены на рисунке 7. Можно отметить идентичный характер полученных зависимостей глубины проникновения в виде функции L = f (1/η).

Учитывая полученные результаты по глубине проникновения для модельных растворов, получены аналогично данные для реального раствора. В таблице 5 приведена характеристика параметров реального раствора

Заключение

Течение неньютоновских жидкостей, применяемых в горно-буровой практике и нефтегазовом деле, испытывает влияние значительного числа факторов. К ним можно отнести в первую очередь особенности формирования структуры системы. Взаимодействие химических и физических процессов при приготовлении раствора, воздействие внешних факторов, способствующих возникновению сдвигового течения, усложняют исследование поведения рассматриваемой системы. Для описания подобных систем могут быть использованы различные реологические модели, включающие наряду с измеряемыми величинами коэффициенты и показатели, не всегда имеющие физический смысл. Анализ сходимости результатов лабораторных измерений и расчетных значений с использованием наиболее распространенных реологических моделей позволил получить зависимости для определения вязкости. Доказано, что наиболее целесообразно использовать для описания вязкости уравнение Карро и обобщенное уравнение течения (ОУТ). На основании исследований выявлено соответствие глубины проникновения модельных растворов расчетным данным с использованием выбранных реологических моделей. Получены теоретические зависимости изменения глубины проникновения от вязкости модельных растворов. На основании анализа лабораторных и натурных экспериментов получены значения глубины проникновения технологической жидкости, описываемой четырехпараметрической реологической моделью, с учетом реальных технологических условий. Результаты исследований на реальном буровом растворе в условиях физического моделирования подтверждают значительную загрязненность призабойной зоны при существующих режимных параметрах. Таким образом, требуется пересмотр технологии буровых растворов для Центрально-Якутского нефтегазоконденсатного месторождения. Выявленные зависимости корректны для других технологических жидкостей, используемых в операциях по заканчиванию, капитальному ремонту и в процессах эксплуатации скважин.

Литература

1. Михарев В.В., Буслаев В.Ф., Уляшева Н.М., Логачев Ю.Л. Строительство кустовых направленных скважин. – Ухта: Региональный дом печати, 2004. – 230 с.

2. Глущенко В.Н. Обратные эмульсии и суспензии в нефтегазовой промышленности. – М.: Интерконтакт Наука. 2008. – 725 с.

3. Логачев Ю.Л., Михарев В.В. Выбор реологических характеристик буровых растворов для обеспечения эффективной очистки стволов скважин с большими зенитными углами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. № 6. 2002. С. 29–33.

4. Gillespie T. 1960. An extension of Goodeve’s impulse theory of viscosity to pseudoplastic systems. J. Colloid Sci. Vol. 15. 3: 219–231.

5. T. Shende, V. J. Niasar, and M. Babaei. Effective viscosity and Reynolds number of non-newtonian fluids using Meter model. Rheologica Acta, 60 (1):11–21, 2021.

6. Bulatov A.I., Savenok O.V., Rakhmatullin D.V. Drilling fluids engineering manual: в 4 томах. – Уфа: ООО «Первая типография», 2019. Т. 1–4.

7. Matveenko V.N., Kirsanov E.A. Structural Viscosity and Structural Elasticity of Polymer Melts. 2018 Russian Journal of Applied Chemistry 91(5): 839–865 DOI:10.1134/S1070427218050166.

8. Khvostov A.A., Magomedov G.O., Ryazhskih V.I., Kovalev A.V., Zhuravlev A.A., Magomedov M.G. 2021. Food Processing: Techniques and Technology 51 (3): 615–627.

9. Khan M., Hashim. 2017. Heat Transfer in Axisymmetric Carreau Fluid Flow Caused by Plate Stretching in the Radial Direction: Numerical Solution. Journal of applied mechanics and technical physics. 3: 39–48.

10. Rashidi M., Sedaghat A., Misbah B., Sabati M., Vaidyan K., Mostafaeipour A., Shahabaddin S., Dehshiri H., Almutairi K. and Issakhov A. 2021. Introducing a Rheology Model for Non-Newtonian Drilling Fluids. Geofluids. https://www.researchgate.net/publication/355369205_Introducing_a_Rheology_Model_for_Non-Newtonian_Drilling_Fluids (дата обращения: 20.01.2022).

11. Zakirov A.I., Nikolaev A.K., Pshenin V.V. 2015. Investigation of Bitumen Oil Flow Characteristics of Ashalchinskoye Oilfield. Mining informational and analytical bulletin. 11: 353–359.

12. Ивченко О.В. Зависимость удельной продуктивности скважин от их фациальной принадлежности и засолонения коллекторов на примере ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения // Территория Нефтегаз. № 3. 2014. С. 26–31.

13. Xie, C., Lv, W., and Wang, M.: Shear-thinning or shear-thickening fluid for better EOR? – A direct pore-scale study, J. Petrol. Sci. Eng., 161, 683–691, 2018.

14. Рыжов А.Е. Типы и свойства терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения // Науч.-техн. сб. Вести газовой науки. № 1 (12). 2013. С. 145–160.

15. Мардашов Д.В., Бондаренко А.В., Раупов И.Р. Методика расчета технологических параметров закачки в нефтяную скважину неньютоновских жидкостей при подземном ремонте // Записки Горного института. 2022. Т. 258. С. 881–894. DOI: 10.31897/PMI.2022.16.

16. Есьман Б.И., Габузов Г.Г. Термогидравлические процессы для бурения скважин. – М.: Недра, 1991. – 216 с.

17. Т.А. Кирия. Совершенствованне проходки глубоких скважип. – М.: изд-во Недра. 1971. – 168 с.

18. Маковей Н.. Гидравлика бурения. Пер. с рум. – М.: Недра, 1986. – 536 с.

19. Программы для промывки скважин и предупреждения повреждения коллекторов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море (экспресс- информация). 1994. № 7. – С. 26–34.

20. Пособие по жидкостям для заканчивания скважин компании Halliburton, 2000, Huston-Texas, p.38.