Снижение энергоемкости строительства скважин путем применения растворов с улучшенными триботехническими характеристиками

Потребление энергии является серьёзным фактором, оказывающим влияние на эксплуатационные расходы на бурение, поскольку на него приходится от 10 до 30% эксплуатационных расходов, поэтому снижение энергозатрат является актуальным направлением исследований и разработок. Особенно это важно при освоении и разработке крупных месторождений, особенно – с трудноизвлекаемыми запасами, к которым относятся проекты бурения скважин с большими отходами от вертикали, в том числе на шельфе Арктики.

При строительстве наклонно направленных скважин, в том числе с горизонтальным окончанием, является одним из направлений повышения нефтеотдачи пласта за счет увеличения зоны дренирования. Данная проблема особенно остро встаёт при бурении с использованием роторных управляемых систем (РУС). Применение РУС подразумевает вращение бурильной колонны по всей её длине, что повышает износ бурового инструмента. А применение смазывающих агентов значительно повышает технико-экономические характеристики данных систем [1-3, 6, 7].

Помимо этого трудности, обусловленные большим крутящим моментом и силами натяжения, также наблюдаются в подобных скважинах. Бурильная колонна лежит на нижней стенке скважины и имеет большую площадь контакта с породой и обсадной колонной. В таких условиях значительно возрастают силы трения между контактирующими поверхностями. Большое трение инструмента о стенки скважины и (или) обсадной колонны приводит к увеличению вероятности возникновения различных осложнений (прихваты колонны обвалившимися породами, заклинивание колонны в желобной выработке, дифференциальные прихваты) обуславливает повышенный износ бурового оборудования [1, 2, 8].

Для снижения силы трения между бурильной колонной и стенкой скважины в настоящее время чаще всего применяют буровые растворы с улучшенными смазочными свойствами. Улучшение смазочных (триботехнических) свойств буровых растворов, как правило, достигается путем введения в них специальных смазочных добавок [3, 7].

Состав и свойства промывочных жидкостей способны обеспечить более успешный процесс бурения скважин, так, например, при снижении коэффициента трения с 0,34 до 0,2, при зенитных углах от 30 до 90° обеспечивается снижение энергозатрат на трение бурильной колонны об обсадную от 7 до 40%.

Снизить энергоёмкость процесса бурения можно различными способами, так например:

1. Использование попутного нефтяного газа (ПНГ) для повышения энергоэффективности процессов добычи и подготовки нефти. Позволяет решить две задачи: использовать ПНГ для производства электроэнергии; обеспечить экономию электроэнергии. [4]

2. Снижение количества затрачиваемых реагентов за счет совершенствования технологий бурения скважин и очистки буровых растворов (снижение энергозатрат на транспорт и хранение материалов для буровых растворов, вывоз и утилизацию отходов бурения)

3. Снижение трения бурильной колонны о стенки скважины и обсадной колонны за счет использования современных эффективных составов растворов.

Третий путь является минимально затратным с точки зрения проведения исследований и разработок, а также внедрения в производственный процесс, при этом одними из наиболее простых путей являются:

• использование растворов на углеводородной основе [5];

• введение смазывающих добавок [2, 36]

Методология

Исследования, проведенные на кафедре бурения скважин показали, что включение в состав промывочных жидкостей смазывающих добавок или замена раствора на углеводородный может привести к снижению коэффициента трения на 35-75%, что приведет к минимизации количества осложнений, связанных с износом труб, уменьшению крутящего момента при вращении колонны, а также увеличению срока службы бурильных и обсадных труб [1, 2].

Методика исследования смазывающей способности раствора складывается из нескольких этапов:

1. приготовление водного и глинистого (плотностью 1,03 г/см3) растворов (концентрация добавки 1%);

2. оценка качества приготовления;

3. определение коэффициента трения на приборе КТК-2;

4. замер реологических параметров на приборе Fann 35SA;

5. фильтрация раствора на приборе ВМ-6 для оценки pH фильтрата на приборе Crison GLP 21 и коэффициента трения на границе «металл – глинистая корка» на приборе Fann EP/Lubricity Tester Model 212.

Для оценки оптимальной концентрации вводимых добавок – тот же комплекс исследований с разными концентрациями.

Лабораторные исследования и обсуждение результатов

В настоящее время на рынке представлен значительный ассортимент смазывающих добавок, большинство из которых – зарубежные, поэтому актуальны и экономически целесообразны разработка и исследование новых эффективных реагентов.

Авторами проведено исследование смазочных добавок к буровым растворам (таблица 1).

Таблица 1 – Смазочные добавки к буровым растворам

Проведено исследование водных и глинистых (на основе бентонита ПБМА плотностью 1,03 г/см3) растворов с концентрацией добавок 1 % (PolyMudLiquid и ASP 820 – концентрацией 0,1 %, так как при концентрации добавки 1 % образуются вязкоупругие составы, определить коэффициент трения и реологические свойства которых не представляется возможным). В таблице приведены характеристики получаемых водных растворов и pH фильтрата глинистых растворов (при pH фильтрата чистого глинистого раствора 9,46).

На рис. 1 показаны результаты исследования смазочной способности, основанной на определении коэффициента трения пары металл – металл в жидкой среде, характеризующей вращение колонны бурильных труб в обсаженном участке ствола скважины, и пары металл – глинистая корка, характеризующей «прилипание» колонны бурильных труб к глинистой корке на стенке скважины.

Рисунок 1 – Коэффициент трения в растворах со смазывающими добавками

Исходя из практики бурения скважин наиболее рационально применение добавок к буровым растворам, позволяющих поддерживать коэффициент трения пары металл – металл в пределах до 0,18–0,20 [7, 8]. Из рис. 1 видно, что смазывающая способность реагента FRW различных модификаций находится в тех же пределах, что и смазывающая способность других применяемых в настоящее время добавок. Глинистые растворы с добавками 0,1 % PolyMudLiquid и ASP 820 обусловливают повышенные значения коэффициента трения пары металл – металл за счет более высокой вязкости получаемого состава, поскольку эти добавки являются комплексными и влияют не только на смазывающие свойства, но и на вязкость раствора.

На рисунке 2 приведён результат замеров вязкости глинистых растворов со смазывающими добавками. На рисунках 3-4 представлены результаты расчета значений пластической вязкости и динамического напряжения сдвига соответственно.

Рисунок 2 – Нормальная вязкость глинистых растворов со смазывающими добавками в момент приготовления

Рисунок 3 – Пластическая вязкость глинистых растворов со смазывающими добавками

Рисунок 4 – Динамическое напряжение сдвига глинистых растворов со смазывающими добавками

Видно, что добавки PolyMudLiquid и, особенно, ASP 820 значительно увеличивают показания пластической вязкости, а последняя – и динамического напряжения сдвига. Увеличение этих показателей приводит к росту гидравлических сопротивлений, что оказывает негативное влияние на гидродинамику процесса бурения скважины.

Рисунок 5 показывает влияние концентрации смазывающих добавок группы FRW на коэффициент трения пары «металл-металл». Видно, что эти добавки позволяют снизить коэффициент трения до 0,12 при концентрации в пределах 1,5-2%, что соответствует относительному снижению коэффициента трения по сравнению с необработанным глинистым раствором на 75%.

Рисунок 5 – Коэффициент трения пары «металл-металл» в глинистом растворе с различной концентрацией FRW

На рисунке 6 представлена зависимость снижения коэффициента трения глинистой корки раствора, обработанного реагентом FRW, и его относительное снижение по сравнению с необработанным раствором. Коэффициент трения корки обработанного глинистого раствора варьируется в пределах 0,1-0,06, при этом относительное снижение коэффициента трения достигает 37%. При увеличении концентрации смазывающей добавки более 2% снижение коэффициента трения корки затухает, что характеризуется уменьшением угла наклона кривой.

На основе анализа полученных данных смазывающая добавка FRW различных модификаций показала результаты, сопоставимые с применяемыми в настоящее время реагентами: снижение коэффициента трения пары «металл – металл» в глинистом растворе составило 70-75%, в водном растворе 70%.

Рисунок 6 – Влияние концентрации смазывающей добавки FRW на коэффициент трения глинистой корки

Выводы и рекомендации

Дальнейшие исследования направлены на оценку смазывающей способности сред на границе трения «металл – горная пород» на образцах кернового материала.

На основе анализа полученных данных смазывающая добавка FRW различных модификаций показала результаты, сопоставимые с применяемыми в настоящее время реагентами: снижение коэффициента трения пары «металл – металл» в глинистом растворе составило 70-75%, в водном растворе 70%.

Тестирование большого количества смазывающих добавок в условиях глинисто-полимерного и безглинистого полимерного буровых растворов показало, что смазочные добавки могут являться активными компонентами раствора, т.е могут заметно влиять на структурно-механические и реологические (в т.ч. тиксотропные) свойства буровых растворов, а также на водоотдачу, что объясняется их адсорбцией на поверхности твердых частиц в растворе. Основной акцент при сопоставлении образцов сделан на первичные свойства – смазывающую способность. Смазочные добавки являются необходимым компонентом промывочного раствора для бурения глубоких и горизонтальных скважин.

Литература

1. Закиров А.Я. Разработка составов промывочных жидкостей с высокой смазывающей способностью для бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин: дисс. … канд. техн. наук. Санкт-Петербург: СПГГУ, 2012.

2. Мелехин А.А., Чернышов С.Е., Блинов П.А., Нуцкова М.В. Исследование смазывающих добавок к буровым растворам для снижения коэффициента трения при строительстве скважин роторными управляемыми системами // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 10. – С. 52-55.

3. Мойса Ю.Н., Фролова Н.В., Бармотин К.С. Современные тенденции развития смазочных добавок в бурении. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2007. – № 3. – С. 10–14.

4. Моренов В.А. Применение попутного нефтяного газа в качестве энергоносителя// Научно-технические ведомости СПбГПУ, 2012. № 154 (2). С. 61-65

5. Нуцкова М.В., Сидоров Д.А., Тсикплону Д.Э., Сергеев Г.М., Васильев Н.И. Исследования буровых растворов на углеводородной основе для первичного вскрытия продуктивных пластов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2019. – Т. 19. – № 2. – С. 138-149.

6. Паньков И.Л., Морозов И.А. Изучение влияния коэффициента трения на механические показатели соляных пород при сжатии образцов различной высоты//Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 7. – С. 57–67.

7. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. Оренбург: Летопись, 2005. – 664 с.

8. Шерстнев Н.М., Расидзе Я.М., Ширинзаде С.А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. – М.: Недра, 1979. – 304 с.