Teplomarcet.ru

Про Тепло дома
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Интенсификатор реологии и многофункциональная добавка MПK-1

Интенсификатор реологии и многофункциональная добавка MПK-1

Впервые в своей истории ЛафаржХолсим Россия представила новое решение для буферных жидкостей и облегченных цементных растворов — интенсификатор реологии и многофункциональную добавку MПK-1. Продукт применяется в новом семействе буферных жидкостей, которые вносят существенный вклад в подготовку ствола скважины перед цементированием, а также в тампонажных растворах, способствующих значительному улучшению качества крепления скважин.

manager2.jpg

Менеджер по технической поддержке
продаж нефтегазового сегмента
Дмитрий Воробьев рассказал подробнее
о новом решении и его преимуществах
для нефтегазовой отрасли.

Дмитрий, расскажите, что из себя представляет новый продукт и как давно компания ЛафаржХолсим Россия запустила его поставки?

shutterstock_1016000923 (1).jpgВ настоящее время нефтегазовые операторы ужесточили требования к качеству крепления скважин, поэтому все сервисные компании активно ищут решения для их удовлетворения. В противном случае операторы налагают штрафные санкции на сервисных подрядчиков, проводящих работы по цементированию скважин.

Команда нефтегазового сегмента компании ЛафаржХолсим Россия совместно с коллегами из производственного отдела (г. Вольск) проделали очень большую работу над запуском нового решения- интенсификатор реологии и многофункциональная добавка МПК -1.

MПK-1 – это инновационное решение, которое помогает значительно улучшить качество работ по цементированию нефтегазовых скважин. Пилотный проект мы запустили в ноябре этого года. В 2020 году ожидаем полномасштабный коммерческий запуск.

Какие ключевые преимущества этого продукта можно отметить в первую очередь?

У продукта МПК-1 существует два основных применения.

Первое решение: реологический интенсификатор в буферных жидкостях. Передовые буферные жидкости на основе MПK-1 являются оптимальными системами для удаления бурового раствора и разделения жидкостей в скважине. Они значительно способствуют в подготовке скважины, обеспечивая её целостность, а также качественное разобщение пластов.

Второе решение: мультифункциональная добавка. При использовании в специально разработанных цементных системах, добавка МПК-1 обеспечивает облегченный цемент уникальной способностью повышать раннее развитие прочности. Кроме того, МПК-1 обладает механической способностью удерживать жидкость в матрице цемента, что способствует значительному улучшению водоотдачи API, в то же время усиливая контроль свободной воды.

Как МПК-1 обеспечивает эффективность в буферных жидкостях?

Экономическая эффективность решения МПК -1 базируется на 3х ключевых показателях:

1) Улучшенное извлечение ценного бурового раствора на углеводородной основе (РУО), способствующее сокращению затрат буровых работ.

2) Значительное уменьшение вероятности проведения дорогостоящих ремонтно-изоляционных работ благодаря усовершенствованной очистке ствола скважины для достижения лучшего крепления цементного камня к обсадной колонне и породе, исключая межпластовые перетоки.

3) Уменьшение объема дорогой буферной жидкости премиум-класса при первичном цементировании, которое способствует сокращению затрат на строительство скважины.

Буферные жидкости на основе МПК-1 обеспечивают целостность ствола скважины и высокое качество проведенных работ, что подтверждается значительным улучшением значений АКЦ (акустического контроля цементирования).

С точки зрения операционной эффективности решение МПК-1 может применятся в широком диапазоне плотностей буферных жидкостей: от 1,1 гр/см3 до 1,7 гр/см3.

Также может быть отрегулирована реология для адаптации пластической вязкости (ПВ) и динамического напряжения сдвига (ДНС) к гидродинамике и конкретным условиям в стволе скважины для сохранения реологической иерархии закачанных жидкостей.

Стабильность буферной жидкости помогает значительно уменьшить или даже устранить седиментирование, что особенно важно для горизонтальных секций. Использование МПК-1 обеспечивает совместимость закачиваемых в скважину жидкостей, устраняя необходимость применения ПАВ (поверхностно-активных веществ).

Продукт совместим со всеми функциональными добавками для цементирования.

Какие преимущества обеспечивает МПК-1 в облегченных цементных растворах?

Облегченные цементные растворы на основе МПК-1 обладают улучшенной водоотдачей, демонстрируют высокие ранние показатели прочности, обеспечивая строгое соответствие техническим требованиям Заказчика.

Еще одним преимуществом является то, что МПК-1 улучшает качество контакта цементного камня с породой и обсадной колонной, что предотвращает затрубную миграцию газа.

Продукт имеет свойство улучшать контроль свободной воды, тем самым помогает устранить возможные перетоки по верхней части горизонтальных и наклонно-направленных стволов.

Также многофункциональная добавка МПК-1 помогает уменьшить оседание твердых частиц за счет повышения стабильности жидкости, что особенно важно для избегания прихвата транспортных колонн при цементировании хвостовиков и установки цементных мостов.

Последнее, но не менее важное преимущество – возможность замены двухступенчатого цементирования на одноступенчатое при грамотном подборе рецептуры цементного раствора на основе многофункциональной добавки МПК-1. Данное решение будет более экономичным благодаря возможности варьирования плотности закачиваемого в скважину тампонажного раствора, не превышая давления гидроразрыва пласта. Это устранит потребность в дорогостоящей муфте ступенчатого цементирования, а также сократит время простоя оборудования.

Читайте так же:
Цементное молочко при бетонировании

Тиксотропная добавка

Тиксотропная добавка

Тиксотропность – это способность субстанций менять свою вязкость при механическом воздействии. Такие составы имеют возможность разжижаться, увеличивать текучесть при воздействии на них (например, перемешивании, тряске) и снижать текучесть (сгущаться) при отсутствии такого воздействия, в состоянии покоя.

Данное свойство обусловлено особенностями молекулярного строения веществ, обладающих тиксотропными свойствами. Такие составы обладают непрочными межмолекулярными связями, легко разрушаемыми при любом механическом воздействии. Как только воздействие прекращается, связи восстанавливаются и вещество снова загустевает.

Наглядными примерами таких веществ в быту являются мёд, крем для бритья; растворы, в состав которых входит желатин. При длительном хранении эти продукты загустевают, но чтобы повысить текучесть, достаточно их перемешать или потрясти. Такая способность обусловлена добавлением в данные продукты специальных добавок (загустителей).

Тиксотропная добавка широко применяется в различных отраслях промышленности, строительстве, нефтегазодобыче и других сферах в качестве загустителя, стабилизатора, для регулирования вязкости и текучести растворов. Тиксотропная добавка в лакокрасочных материалах позволяет добиться высокой текучести, гладкого ровного покрытия без подтёков.

В качестве тиксотропной добавки применяются следующие химические вещества:

  • диоксид кремния в виде порошка (так же выпускаемый под названием аэросил), бентонит, нитрат и ацетобутират целлюлозы в химической и других сферах промышленности;
  • гуаровая и ксантовая камедь в пищевой промышленности;
  • различные смеси на основе полимеров.

Тиксотропная добавка незаменима при замешивании цементного раствора, в том числе и при цементировании скважин в нефтегазодобывающей промышленности. Она позволяет регулировать реологические свойства цементного раствора (повышать текучесть), удлинять сроки затвердевания или способствовать более быстрому схватыванию раствора. Добавка также способна оказывать пластифицирующий эффект (придавать растворам дополнительную пластичность и подвижность), повышать стойкость к температурим воздействиям.

Вещество также используется в качестве структурообразователя, загущающей добавки в буровых растворах. Добавка придает раствору свойства упругих гелей, позволяет повысить вязкость до требуемых показателей, значительно повышает прочность буровых растворов.

Группа компаний «Миррико» специализируется на производстве и реализации химических реагентов для бурения и цементирования скважин, в том числе и тиксотропных добавок собственного производства. Ответственной за данное направление в группе компаний является бизнес-единица «Реагенты для бурения и добычи».

  • регулирование реологических свойств бурового раствора;
  • стабилизация и регулирование фильтрационных свойств;
  • повышение устойчивости ствола скважины, предотвращение обвалов и осыпей.

В портфеле компании следующие реагенты:

  1. Регуляторы реологических параметров бурового раствора:
    • Osno-Descо СА, СВ™;
    • Osno-Descо NC™.
  2. Регуляторы фильтрации и реологии:
    • Амилор™;
    • Оснопак™;
    • Seurvey FL™;
    • Atren Thermo А™.
  3. Структурообразователи:
    • тиксотропная добавка Гаммаксан™;
    • полиакриламид Seurvey D1™;
    • бентонит Основа-Медиум™.
  • регулирование реологических свойств цементного раствора;
  • диспергирование цементного раствора;
  • замедление сроков загустевания цементного раствора.

В портфеле компании следующие реагенты:

  1. Загущающие добавки для цементных растворов:
    • низковязкий регулятор фильтрации Atren Cem LV™;
    • высоковязкий регулятор фильтрации Atren Cem HV™.
  2. Добавка для ускорения срока схватывания и начала набора прочности:
    • Sapsan Kuper™.

Широкий выбор реагентов, собственное производство и лаборатории контроля качества, развитая логистическая система, богатый опыт на рынке, а также штат высококвалифицированных специалистов компании позволяют эффективно решить любую задачу в строго указанные сроки и с минимальными затратами для Заказчика.

Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НА РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА

Высококонцентрированные дисперсные системы имеют большое рас­пространение в природе и народном хозяйстве. В отраслях промышлен­ности, связанных с разведкой и эксплуатацией месторождений полезных ископаемых, широкое применение находят системы цемент — вода, от рео­логических показателей которых зависит успешное проведение целого ря­дя технологических операций, определяющих надежность и. качество строительства скважин. Под реологическими характеристиками понима­ются динамическое напряжение сдвига и пластическая вязкость, которые положены в основу гидравлических расчетов течения цементных суспен­зий, подчиняющихся модели Шведова — Бингама. Однако реологические показатели как в теоретическом, так и в экспериментальном плане изу­чены недостаточно. В основном это связано с большой трудоемкостью и длительностью эксперимента, а также с разнообразием составов и физи­ко-химической нестабильностью цементных суспензий. Современное со­стояние вопроса, а также практические приложения результатов доста­точно полно освещены в работе [64]. В настоящем разделе излагаются новые исследования [51].

Цель исследований заключалась в экспериментальном изучении рео­логических свойств дисперсной системы цемент — вода в зависимости от температуры. Объемная концентрация твердой фазы, представляющая собой отношение объема цемента к объему суспензии, принималась рав­ной 0,39 (водоцементный фактор 0,5), поскольку системы такой концен­трации обычно применяют на практике. Для приготовления суспензии плотностью 1820 кг/м3 использовался цемент марки 600 (тампонажный цемент) Здолбуновского завода. Химический состав цемента, %: СаО 61, SiC>2 23,8, АЬОз 5,2, РегОз 3,7, SO3 2,3, MgO 0,9, К2О 0,43, ЫагО 0,26, потери при прокаливании 2,4. Химический состав определен экспериментально. Удельная поверхность цементного порошка, определенная способом воз­духопроницаемости, составляла 270 м2/кг. Плотность цемента 3150 кг/м3.

Читайте так же:
Чем оттереть бетон от кирпича

Перемешивание суспензии производили при 20°С лопастной мешалкой со скоростью 6 с-1 в течение 1800 с. После приготовления систему залива­ли в измерительный стакан, где термостатировали в течение 300 с с пере­мешиванием 2 с-1. Использовали ротационный вискозиметр ВСН-3. С целью исключения расслоения системы продолжительность одного опыта ограничили периодом времени около 60 с. Для получения каждой точки готовилась свежая порция суспензии.

Статистической обработкой экспериментальных данных, которые пред­ставлены в работе [51], получены расчетные соотношения для определе­ния средних значений пластической вязкости г] и динамического напря­жения сдвига то системы цемент — вода в зависимости от вязкости воды rj:

Л = 0,0475+47,5f)-exp(2,953—1,44-104т0; (5.1)

т0 = (0,151—637if)/(0,085—25л). (5.2)

Характер изменения реологических показателей своеобразен: по мере снижения вязкости воды отмечается тенденция к уменьшению вязкости и по­вышению динамического напряжения сдвига дисперсной системы, которая вначале подчиняется линейному закону. Однако при вязкости воды, соответ­ствующей 45°С, скорость изменения реологических показателей резко, а затем и лавинообразно увеличивается. Учитывая лиофильность и высо­кую степень дисперсности цементных частиц, естественно принять, что отмеченная выше особенность изменения реологических показателей во многом определяется характером взаимодействия на разделе фаз, и в частности толщиной граничного слоя воды. В этой связи представляет интерес вычисление толщины слоя воды с особой структурой по методике, изложенной в работе [Кулезнев В. Н., 1980 г.]. В работе [51] представ­лены результаты теоретического расчета вязкости дисперсной системы, полученные из уравнения Муни (см. гл. 1):

где ф — концентрация твердой фазы в дисперсной системе; k — коэффи­циент Эйнштейна, равный 2,5 для частиц сферической формы; S — коэф­фициент, учитывающий структуру цементных частиц.

Коэффициент S, который можно представить в виде отношения S = = 1 /ф, был определен экспериментально. Здесь <р — реальный коэффици­ент предельной упаковки. Численное значение ф было определено по объе­му пустот между частицами, который остается после встряхивания сухого цемента. Методика изложена в гл. 1. Коэффициент ср составил 0,53, а соответствующее значение S = 1,87.

Выражение (5.3) рекомендовано для дисперсных систем, в которых частицы твердой фазы не взаимодействуют друг с другом. Для проверки справедливости (5.3) экспериментально изучены реологические свойства дисперсной системы цемент — этиловый спирт с концентрацией твердой фазы 0,39, соответствующей концентрации цемент — вода. Из представ­ленных в работе [51] результатов следует удовлетворительное совпаде­ние расчетных и экспериментальных данных.

Толщину граничного слоя воды А на частице радиуса г можно опреде­лить из выражения [Кулезнев В. Н., 1980 г.]

где фо — кажущаяся концентрация частиц цемента в системе, различие которой с фактической концентрацией ф принимаем зависящим от толщи­ны граничных слоев воды.

Преобразуя выражение (5.3) относительно ф и подставляя в правую часть равенства экспериментальные результаты вязкости суспензии, полу­чаем численные значения фо. В интервале 0—20°С, который не был иссле­дован экспериментально, вязкость суспензии определяли экстраполирова­нием формулы (5.1).

Полученные из выражения (5.4) результаты представлены в работе [51], откуда следует, что отношение h/r по мере повышения темпера­туры увеличивается до максимального значения, а затем резко падает до нуля. Такой характер изменения толщины граничного слоя воды мож­но объяснить следующим образом. Во-первых, хорошо известно, что при пониженных температурах взаимодействие цемента с водой (гидрата­ция) проявляется достаточно слабо. Другими словами, поверхность це­ментных зерен при низких температурах можно представить как менее гидрофильную. Соответственно этому граничный слой воды имеет мень­шую толщину. По мере повышения температуры взаимодействие цемента с водой усиливается. Однако параллельно протекает процесс термическо­го разрушения граничных слоев воды, который приводит к постепенному уменьшению скорости роста h/r и завершается вблизи температуры 65°С. Этот результат хорошо согласуется с данными обзора [Чураев Н. В., 1983 г.], в котором также отмечается завершение теплового разрушения особой структуры воды в тонких порах примерно при 65°С.

Читайте так же:
Цементные шары своими руками

Используя полученные результаты, можно оценить абсолютное значе­ние толщины граничных слоев воды с особой структурой на поверхности цементных зерен. Заметим, что ответственными за отличие вязкости це­ментной суспензии в ранние сроки гидратации от вязкости системы це­мент — этиловый спирт [51] в основном являются мелкие частицы с ра­диусом 0,05—0,5 мкм. Для цементных частиц такого размера максималь-

uoe значение толщины граничных слоев воды будет находиться в преде­лах 13—130 А, что соответствует значениям для гидрофильных, хорошо смачиваемых поверхностей. ■

В работе [51] представлена также величина (сро/0,39—1), значения ко­торой указывают на небольшое превышение кажущегося объема твердой фазы над фактическим. Несмотря на это, наличие граничных слоев воды оказывает существенное влияние на реологические показатели суспензии цемент — вода.

Формулой (5.2) представлены данные измерения динамического напряжения сдвига дисперсной системы цемент — вода. Результаты формулы (5.2) показывают, что по мере снижения вязкости воды (увеличения температуры) значение то закономерно возрастает, что связано с усилением молекулярного взаимодействия частиц цемента между собой. Напротив, при увеличении вязкости воды (сни­жении температуры) то монотонно снижается, что объясняется уменьше­нием степени взаимодействия цементных частиц. Характер изменения ди­намического напряжения сдвига системы цемент — этиловый спирт ясно указывает на отсутствие взаимодействия частиц цемента между собой [51]. При этом численные значения то удовлетворительно соответствуют зна­чениям динамического напряжения сдвига системы цемент — вода при по­ниженных температурах, когда молекулярное взаимодействие частиц цемента постепенно ослабляется.

На практике движение цементных суспензий происходит при различ­ных температурах, поэтому для повышения точности и достоверности расчетов необходимы сведения о температурной зависимости реологи­ческих показателей. Статистической обработкой экспериментальных дан­ных, отражаемых формулами (5.1) и (5.2), получены соотношения для определения средних значений пластической вязкости и динамического напряжения сдвига

л = 0,47—1,27- 10“3Г; (5.5)

Зависимости (5.5) и (5.6) имеют простую форму и будут полезны при выполнении практических расчетов.

Добавка к цементным растворам (цемент Стерлитамакского завода) при температуре 20—25°С неорганических солей А1С1з и СаСЬ вызывает рост пластической вязкости т) и динамического напряжения сдвига т<>. При этом с увеличением концентрации ускорителей значения rj и то все более возрастают. Такая же картина отмечается при введении в жидкость затво­рения соли NaCl, но пока концентрация ее в растворе не достигнет опре­деленного значения, зависящего от температуры. Например, при темпера­туре 20°С динамическое напряжение сдвига увеличивается до концентра­ции NaCl, равной 4%. Пластическая вязкость принимает максимальное значение при концентрации NaCl 7%. В дальнейшем значения т) и то сни­жаются. Экспериментально определено, что предельные концентрации хлористого натрия, соответствующие максимальным величинам реологи-

Технологии

В настоящее время большая часть нефти и газа добывается с применением технологии гидравлического разрыва пласта (ГРП). В процессе ГРП цементное кольцо подвергается многократным воздействиям высокого давления и перепадов температур, что вызывает ухудшение сцепления цементного камня с колонной и породой, его разрушение и, как следствие, потенциальные нежелательные перетоки флюидов и газа по заколонному пространству. Технология элластичного цемента за счёт своих свойств (пониженный модуль Юнга и увеличенные прочности на сжатие и разрыв) позволяет сохранять свою целостность после воздействия экстремальных условий. Выполнение работ по цементированию с использованием данной системы осуществляется сходным образом с обычными работами по цементированию и не требует модификаций цементировочного флота или использования значительного количества дополнительного оборудования.

Преимущества:

  • Повышение качества крепления скважины
  • Увеличение дебита за счет надежной изоляции стадий ГРП
  • Предотвращение межколонных давлений (МКД) и межколонных перетоков (МКП)
  • Долгосрочная устойчивость цементного камня к перепадам температур и давлений

Основные технические параметры:

  • Диапазон плотностей: 1200 – 2200 кг/м3
  • Модуль Юнга:

Опыт применения: ХМАО, ЯНАО, Р.Беларусь

ЭластоЦем-Арм — технология армированного эластичного цемента

Высокие прочностные характеристики цементной системы на разрыв за счет армирования гибкими металлическими элементами. Превышение данного показателя более чем на 200% в сравнении с стандартными цементными системами на основе ПЦТ-I-G-CC-1 плотностью 1,90 г/см3.

Арктические цементы

АрктикЦем и АрктикЦемЛайт — системы обеспечивающие гарантированный набор прочности в интервале многолетнемерзлых пород (ММП)

Системы с низким тепловыделением вследствие отсутствия ускорителей в их составе. Регулируемые сроки схватывания и загустевания арктических систем позволяют подобрать оптимальные параметры для проведения работ. Прицип работы за счет оптимального подбора соотношения компонентов.

Опыт применения: ЯНАО

Облегченные цементы

УльтраЛайт – облегченная цементная система с плотностью ниже плотности воды

Традиционно, для цементирования интервалов, имеющих низкие градиенты ГРП, применяется ступенчатое цементирование с использованием МСЦ или технологии пеноцемента. Однако, данные подходы имеют ряд существенных недостатков: операционные риски, использование специализированного оборудования, увеличение сроков проведения работ, высокая стоимость. Для цементирования скважин с системой УльтраЛайт не требуется специального оборудования. Технология основана на использовании твердых частиц различных размеров, подобранных в оптимальном соотношении, что позволяет достичь максимально плотной упаковки и создать стабильный раствор с контролируемыми физическими характеристиками.

Преимущества:

  • Снижение гидравлической нагрузки на пласты и риска поглощений
  • Плотность ниже, чем у пено-цемента
  • Уход от двухступенчатого цементирования

Основные технические параметры:

  • Плотность: до 920 кг/м3 (легче воды)
  • Прочность на сжатие до 13 МПа

Расширяющие добавки

ExCem — расширяющаяся цементная добавка для исключения межколонных давлений (МКД) и улучшения сцепления

Исследования, проведенные в нефтегазовой отрасли, показали, что после размещения цемента в затрубном пространстве в процессе ОЗЦ наблюдается снижение гидростатического давления, передаваемого столбом цементного раствора. Это происходит вследствие комбинации факторов: роста СНС в процессе схватывания, фильтрации жидкости в проницаемые интервалы, а также усадки цементного раствора. В определенных условиях давление в затрубном пространстве может снижаться ниже пластового, что является одной из причин миграции флюидов.

Реакция гидратации силикатов кальция при твердении цемента происходит с уменьшением объема (усадка). Общая усадка составляет 3-5% по объему. При этом выделяют внутреннюю (увеличение пористости цементной матрицы) и внешнюю усадку (изменение внешних геометрических размеров). Именно внешняя усадка оказывает наибольшее негативное воздействие на качество изоляции при цементировании за счет формирования микро-зазоров на границе цемент-колонна и цемент-порода, которые могут служить проводниками пластовых флюидов. Данный эффект наиболее характерен для интервалов без доступа внешней воды к цементу в процессе его затвердевания.

Добавка ExCem включает компоненты, гидратация которых протекает с увеличением объема. При этом реакция имеет место как в процессе загустевания, так и после затвердевания цемента. Таким образом происходит рост кристаллов внутри цементной матрицы и увеличение ее внешних размеров (компенсация усадки и расширение).

Обоснование реологической модели утяжеленных буровых растворов на углеводородной основе для гидравлических расчетов

В последние годы отечественные сервисные компании освоили и стали широко использовать на практике эмульсионные буровые растворы на углеводородной основе (далее РУО).

В последние годы отечественные сервисные компании освоили и стали широко использовать на практике эмульсионные буровые растворы на углеводородной основе (далее РУО).

Несмотря на наличие всех необходимых компонентов таких систем в России, несмотря на наработанный опыт эксплуатации углеводородных буровых растворов малой и средней плотности, подробная информация о физико-химических и реологических параметрах утяжеленных РУО отсутствует.

Особенно важны знания о реологическом поведении утяжеленных РУО, так как на основании этой информации проводятся расчеты гидравлических потерь при промывке скважин.

А вязкость и плотность утяжеленных РУО таковы, что уже несущественные изменения режима промывки, либо несущественные превышения скорости спускоподъёмных операций (далее СПО) способны вызывать гидравлические разрывы пластов, нефегазоводопроявления, либо вовсе остановку прокачки из-за отсутствия достаточной гидравлической мощности.

Имея схожую ситуацию с буровым раствором EWO DrillTM компании ПетроИнжиниринг, нами была сформулирована цель исследования: изучить реологического поведение утяжеленного РУО EWO DrillTM и предложить наиболее точную модель для расчета гидравлических потерь при промывке скважин.

По данным специалистов компании, сложности возникли при работах на объектах Надым-Пур-Тазовской нефтегазоносной провинции для скважин с аномально высоким пластовым давлением, где необходимая плотность РУО должна достигать значений 1,4-1,5 г/см 3 .

Важной для разработки буровых растворов особенностью геологического строения таких объектов в интервале бурения под горизонтальный хвостовик является:

— практически горизонтальное залегание пластов, что говорит о наличии острого угла между плоскостью напластования и осью скважины в горизонтальном участке;

— высокое значение коэффициента кавернозности (до 1,4), что говорит о потенциально возможных осложнениях, связанных с обрушением горной породы в скважину, высокой вероятностью прихватов бурильного инструмента и обсадной колонны;

— аномально высокие давления в юрских продуктивных пластах (коэффициент аномальности до 1,3), вызванные активным использованием технологий поддержания пластового давления для интенсификации отборов;

— нормальный градиент пластового давления в надпродуктивных толщах кайнозойского возраста, представленных чередованием песчаников, аргиллитов и алевролитов.

В таких условиях при проектировании системы бурового раствора важное внимание должно быть уделено предотвращению поглощений бурового раствора надпродуктивными кайнозойскими горными породами, предотвращению осложнений, связанных с дифференциальными прихватами бурильного инструмента и обсадных колонн, с возможными проявлениями при СПО.

Не взирая на недостатки, связанные со стоимостью раствора и мерами безопасности при обращении с ним, в целом применение РУО на таких объектах позволило снизить аварийность и сократить сроки строительства скважин. В то же время, при проводке горизонтальных скважин с большой протяженностью ствола возникли новые проблемы, связанные с особенностями промывки скважины утяжеленными и, следовательно, высоковязкими буровыми растворами.

Для экспериментального изучения был взят буровой раствор компании ПетроИнжиниринг с торговым наименованием EWO Drill™. Для технологов буровой и сервисных инженеров по буровым растворам, применяющим этот буровой раствор более 4 лет, актуальной является задача управляемого снижения гидравлических потерь в циркуляционной системе скважины. Задача может быть решена лишь после детального изучения реологического поведения бурового раствора и проведения адекватных установленной реологической модели расчетов потерь давления.

По данным сервисной компании ПетроИнжиниринг, общие сведения о буровом растворе EWO Drill™ следующие. EWO Drill™ представляет собой обратную эмульсию водного раствора солей в минеральном масле. В зависимости от требуемых плотности и вязкости бурового раствора, при приготовлении могут использоваться различные соли и типы масел. Экологичность раствора обеспечивается использованием чистых синтетических масел, не содержащих ароматических соединений.

Разработанная в ПетроИнжинириг программная рецептура бурового раствора представлена минеральным маслом (70-80 % об.), водным раствором хлорида кальция (20-30% об.), органофильным глинопрошком EWO Gel, первичным эмульгатором обратной эмульсии EWO Mul, известью для регулирования рН водной фазы и управления эмульгируемостью, модификатором вязкости EWO Mod, понизителем фильтрации EWO Block (при необходимости), маслосмачивающим агентом для кондиционирования раствора EWO Wet (при необходимости) и баритом для создания необходимой плотности. Содержание мраморной крошки определяется с использованием программного продукта MarCS Engineer® (НИИЦ Недра-тест, Москва).

В лабораторных условиях в целом придерживались заданного регламентом на буровой раствор порядка приготовления раствора. Последовательность ввода реагентов не изменялась. Эмульгирование проводили в стальных стаканах с использованием высокооборотной мешалки (10000-27 000 об/мин) Hamilton Beach HMD-400. Усреднение раствора после ввода всех компонентов проводили на верхнеприводной мешалке пропеллерного типа Daihan Scientific HS-100D при скорости вращения вала 2000 об/мин. Приготовленные растворы в лаборатории хранили в плотно закрытой таре, без контакта с воздухом. Общее время хранения каждой порции приготовленного раствора не превышало одной недели. За время хранения не наблюдали расслаивание эмульсии, каких-либо изменений цвета и запаха. Измерения характеристик бурового раствора проводили через сутки после приготовления. Термообработку бурового раствора проводили в специализированных ячейках высокого давления из нержавеющих сплавов. Герметичные ячейки с буровым раствором помещали в вальцовую печь OFITE, где ячейки вращались при заданной в эксперименте температуре в течение 16 часов. По окончании термообработки ячейки вынимали из печи, устанавливали вертикально на поверхности стола, на воздухе. Остывание ячеек происходило естественным образом в среднем за 2-4 ч до комнатной температуры (порядка 24-26ºС). После открывания ячеек визуально оценивали расслаивание эмульсии, наличие осадка барита на дне ячейки. Убедившись в визуальной однородности эмульсии, проводили перемешивание на верхнеприводной мешалке и измерения параметров бурового раствора по методикам ISO 10414-2 [7].

В ходе многочисленных экспериментов была отработана седиментационно стабильная рецептура, устраивающая заказчика по всем физико-химическим параметрам (табл. 1). Результаты определения параметров раствора EWO DrillTM по указанной рецептуре приведены в табл. 2. Как видно из полученных экспериментальных данных, удалось добиться невысоких значений вязкости, при этом снижение вязкости с ростом температуры оказывается несущественным, что при бурении будет проявляться в однородности реологического поведения раствора по стволу скважины.

Однородность раствора важна с технологической точки зрения, так как только при наличии однородности свойств технологи могут надежно прогнозировать режимы промывки, гидравлические потери и другие параметры скважины по результатам замеров исключительно поверхностных охлажденных проб бурового раствора. Показатель фильтрации рецептуры низкий.

Напряжения пробоя, характеризующие стабильность созданной эмульсии, высоки и в необработанном растворе превышают 1000 В. Вязкость при низких скоростях сдвига растворов достаточно высока для обеспечения нормального выноса шлама.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector