Влияние температуры на реологические параметры жидкостей для первичного вскрытия продуктивного пласта и заканчивания скважин

Устойчивость стенок скважины существенно зависит от температуры как горных пород, так и бурового раствора. В процессе бурения изменение температуры может оказать негативное влияние на свойства компонентов бурового раствора, характер разрушения горных пород, работу элементов буровой установки. Исследованию влияния температуры на процессы бурения посвящено значительное количество работ, в частности, [1-16]. Рассмотрены вопросы влияния температурных условий с позиции физических особенностей пластов, гидравлики движения буровых растворов в скважине, процессов проникновения жидкостей в пласт, обеспечения стабильности растворов, теплового режима при бурении в условиях многолетнемерзлых пород и т.д.

Известно, что основные функции буровых растворов включают обеспечение гидростатического давления для предотвращения попадания пластовых флюидов в ствол скважины, охлаждение бурового долота, очистку ствола скважины во время бурения и стабильность ствола скважины. Во время бурения буровой раствор транспортирует буровой шлам на поверхность и удерживает его от осаждения во время остановки бурения. На буровой раствор влияет множество факторов, в том числе и температура скважины. Известно, что с увеличением глубины бурения температура ствола скважины увеличивается, что влияет на свойства бурового раствора.

Есть несколько видов буровых растворов, которые можно использовать при бурении нефтяных и газовых скважин, например, буровые растворы на водной основе и буровые растворы на нефтяной/синтетической основе. С экономической точки зрения в процессе бурения обычно используется буровой раствор на водной основе. Большинство глубоководных со сложной траекторией высокотемпературных скважин бурятся с использованием буровых растворов на нефтяной или синтетической основе (O/SBM) по разным причинам. Эти буровые растворы O/SBM обладают естественными смазывающими свойствами благодаря углеводородной фазе, которая является их дисперсионной средой, что также способствует повышению устойчивости ствола скважины, поскольку эти растворы относительно инертны по отношению к разбуриваемым пластам. Эти жидкости также обладают приемлемой температурной стабильностью и характеристиками бурения, что делает их подходящими для нескольких областей применения. Потери в скважине и на поверхности (на системе очистки или при проведении спуско-подъемных операций) O/SBM могут быть дорогостоящими и трудноустранимыми. Дополнительное количество O/SBM может быть смешано на буровой, но для этого требуется запас базового масла (основы бурового раствора), а приготовление промывочной жидкости может занять некоторое время. Идеальным сценарием является наличие нефтехранилища или предприятия, изготовляющего низкотоксичные масла, являющиеся основой O/SBM рядом с буровой установкой, которое может поставлять большие объемы требуемой предварительно смешанной смеси O/SBM и базового масла.

Разведочные скважины часто бурятся в отдаленных местностях, где поблизости нет удобного производства жидких буровых растворов для обслуживания требований O/SBM. Получение качественных каротажных данных из разведочных скважин имеет решающее значение для понимания потенциала месторождения для коммерческой разработки. Некоторые из более сложных инструментов регистрации, доступных в отрасли, несовместимы или их трудно запускать и интерпретировать в среде O/SBM. В таких случаях решением может стать буровой раствор на водной основе (WBM). Логистические требования для WBM значительно ниже, чем для O/SBM, поскольку химреагенты и материалы для его приготовления можно хранить на месте, а воду можно подавать из ближайшей водной скважины, пробуренной на той же площадке. WBM намного проще подготовить, чем O/SBM, поэтому WBM можно быстро приготовить по мере необходимости, а потери WBM в скважине часто легче компенсировать.

В этой статье обсуждаются проектирование, тестирование и практическое применение WBM для использования в высокотемпературных скважинах (HT). Для разработки термостойкой жидкости HT-WBM требуется использование материалов и химреагентов, которые могут адекватно функционировать в суровых условиях.

Для этих скважин требовались устойчивые к температуре полимеры, которые обеспечивают приемлемый реологический профиль и контролируемые потери жидкости, поэтому скважины можно безопасно бурить без серьезных осложнений. HT-WBM использовался для успешного бурения, отбора керна, каротажа и заканчивания скважин с забойными температурами выше 375°F.

Как известно, реологические свойства проверяются на протяжении всего технологического цикла бурения, поскольку это имеет решающее значение для контроля и поддержания реологических свойств. Учитывая многообразие буровых растворов, актуальным является изучение влияния температуры на реологические параметры бурового раствора с использованием натурных и лабораторных экспериментов. Результаты некоторых экспериментов представлены в работах [12 – 16].

Так, в работе [12] приведены результаты экспериментальных исследований на буровой установке IDC 41, NS-39 на нефтяном месторождении Насирия (Ирак) с использованием реальных промысловых данных. В этом эксперименте использованы два типа буровых растворов с плотностью бурового раствора 1350 кг/м3 и 1210 кг/м3. При измерениях в качестве средства измерений использован инфракрасный термометр, диапазон измерений от 30 до 80℃. Выявлено, что с повышением температуры значения предела текучести и пластической вязкости увеличиваются. Такая тенденция влияния температуры соответствует и увеличению отношения предела текучести к пластической вязкости, что обусловливает в реальных условиях увеличение объема бурового шлама.

В работе [13] представлены результаты лабораторных исследований влияния различных температур на характеристику буровой системы малотвердых растворов при добавлении биополимера и бентонитового наполнителя. Использован метод роликовой печи в качестве среды для имитации реального процесса в стволе скважины. Изучено изменение при повышении температуры таких параметров, плотности, вязкости, прочности геля, пластической вязкости, предела текучести, данных по шкале 600 об/мин и 300 об/мин. В результате обнаружено, что при повышении температуры значения некоторых физических свойств исследуемого бурового раствора уменьшаются. Однако установлена неоднозначность изменения реологических параметров.

В исследовании [14] изучено влияние температуры на реологические свойства и потерю веса бентонитового бурового раствора на водной основе, модифицированного nanoFe2O3. Диапазон изменения температуры от 25 до 85℃, дополнительно варьировались содержание бентонита (до 6% от массы воды) и наноFe2O3 (0÷1%). Также как в работе [12] отмечено увеличение предела текучести и пластической вязкости, но характер зависимости, очевидно, зависит также от содержания бентонита и наночастиц. Результаты также показали, что 1% наноFe 2 O 3 повышает реологические свойства бурового раствора. Модификация nanoFe 2O 3 повысила предел текучести и пластической вязкости на 45–200 % и 20–105 % соответственно в зависимости от содержания бентонита и температуры бурового раствора. При дальнейшем исследовании реологических параметров раствора обоснована предложенная гиперболическая модель в сравнении с трехпараметрической моделью Гершеля-Балкли.

Исследования влияния температуры на плотность бурового раствора на водной основе представлены в работе [15]. Буровой раствор на водной основе с добавлением стойких добавок и утяжелителей испытан для следующих температур: 28℃, 30℃, 40℃, 50℃, 60℃, 70℃. В данном диапазоне повышения температур получено уменьшение плотности бурового раствора от 1060 до 1017 кг/м3, что связано с интенсификацией процесса разложения бурового раствора при повышении температуры.

Высокая температура на забое способствует снижению вязкости и плотности бурового раствора, что негативно влияет на функциональные возможности бурового раствора при бурении. Для улучшения свойств бурового раствора при действии высоких температур добавляют вещества, улучшающие свойства раствора. Часто в качестве добавки используют карбоксилметилцеллюлозу (КМЦ) для увеличения вязкости бурового раствора, барит – для кольматации стенок скважины. В работе [16] представлено исследование возможных заменителей этих добавок. Материалы из местных источников, например, маниоку (Manihot manifera) и водяной ямс (Dioscoria alata) сравнивали с баритом и КМЦ в качестве кольматантов и понизителей фильтрации. Измеряемые параметры представляют собой реологические параметры суспензии бурового раствора, такие как пластическая вязкость, кажущаяся вязкость, предел текучести, прочность геля и водородно-ионный показатель (значение pH). Результаты показали, что обе местные добавки могут служить утяжелителями, их фильтрационные свойства с повышением температуры не ухудшаются, так как они кольматируют стенки скважины лучше, чем барит Кроме того, результаты показали, что добавки водяного батата и маниоки были некислотными, поэтому они менее агрессивны по сравнению с КМЦ. Был сделан вывод, что маниока и водяной ямс являются потенциальными заменителями КМЦ [16].

В данной работе для анализа влияния температуры на реологические параметры использованы данные экспериментальных исследований соленасыщенного по хлориду натрия малоглинистого бурового раствора для проводки горизонтальных скважин и вскрытия продуктивного пласта, применяемого на Чаяндинском и Ковыктинском 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.

Измерения выполнены на вискозиметрах ВСН-3, OFITE 900 и Brookfield. Общий вид и принцип работы указанных вискозиметров представлен ниже (рис. 1, 2).

Применение средств измерения вязкости (вискозиметров) в бурении очень ограничено из-за конструктивно-технических недостатков методов измерения вязкости или сложности создания условий эксплуатации самих вискозиметров (например, обязательное применение термостатирующих устройств).

Ротационные вискозиметры используют для измерения сопротивления жидкости течению вращающий момент на вращающемся вале. Скорость сдвига может быть изменена за счет изменения габаритов ротора, зазора между ротором и стенкой статора и частоты вращения.

К преимуществам метода ротационной вискозиметрии, который наиболее часто используется для оценки пластоэластических (упруго – вязких) свойств, относятся:

• возможность количественной оценки показателей нестационарного режима деформации (мгновенно-упругого модуля сдвига, предела прочности тиксотропной структуры, периода релаксации и др.);

• сходство условий деформирования в рабочем зазоре ротационного вискозиметра с условиями циркуляции жидкости в кольцевом пространстве бурящейся скважины;

• возможность варьирования условий испытания, автоматического управления и регистрации результатов.

Ниже представлена конструкция вискозиметра Brookfield.

Результаты исследований представлены на рисунках 4 – 7.

Учитывая высокий уровень достоверности аппроксимации, представлен прогноз возможного изменения пластической вязкости и предельного динамического напряжения сдвига (ДНС) при увеличении температуры до 280℃. Аналогичная процедура возможна и при оценке статического напряжения сдвига (рис. 5). Меньшие значения получены для 10сек, большие – для 10мин.

На рисунке 6 приведены результаты измерений касательного напряжения сдвига и вязкости в зависимости от скорости сдвига при различных температурах.

Учитывая высокий уровень достоверности, выполнено прогнозирование изменения реологических параметров до реальных температурных условий при бурении.

Как известно, в практике массового бурения и в исследовательских работах для описания поведения буровых растворов широко используются различные реологические модели, устанавливающие взаимосвязь, преимущественно, между пластической вязкостью и динамическим напряжением сдвига (предел текучести). В практической деятельности используют, учитывая особенности мониторинга в полевых условиях, модель Шведова-Бингама (реологические параметры: предельное динамическое напряжение сдвига (предел текучести) и пластическая вязкость) и Освальда-де Ваале (реологические параметры: показатель нелинейности и индекс консистентности).

Опыт исследования реологических свойств битуминозной нефти Ашальчинского месторождения [17] показал хорошую сходимость экспериментальных данных с моделью Каро. Реологическое уравнение Каро может быть записано в следующем виде:

где η – вязкость, Па∙с; – скорость сдвига, с-1; n – показатель нелинейности; τу – динамическое напряжение сдвига, Па; η∞ – асимптотическая вязкость, Па∙с; χ – коэффициент, характеризующий кривизну кривой η=f ( ).

Данное уравнение преобразовано путем введения дополнительного показателя степени m, не имеющего физического смысла, но хорошо описывающего результаты исследований вышеуказанных систем:

Результаты сравнения экспериментальных данных и их обработки с использованием уравнения (2) в наиболее применимом в практике бурении диапазоне скорости сдвига от 1,7 до 170 с-1 представлены на рисунках при разных температурах (рис.8).

В результате обработки данных зависимость (2) для η (мПа∙с) может быть представлена в следующем виде:

Выводы

Результаты лабораторных исследований позволяют спрогнозировать изменение основных реологических параметров в реальных условиях вскрытия пласта и заканчивания скважин. Использование реологической модели Каро при описании зависимости вязкости обеспечивает хорошую сходимость в интервале практических значений скоростей сдвига по сравнению с применяемыми в настоящее время двух- и трехпараметрическими моделями для описания реологического поведения буровых растворов различного состава.