РУП «Производственное объединение « Белоруснефть»
DESCRIPTION
РУП «Производственное объединение « Белоруснефть». Опыт эксплуатации биополимерных растворов пониженной плотности в РУП «Производственное объединение «Белоруснефть». - PowerPoint PPT PresentationTRANSCRIPT
РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»
Докладчик: заведующий лабораторией промывочных жидкостей Паскару Константин Григорьевич
Совершенствование буровых растворов для вскрытия продуктивных горизонтов при бурении и восстановлении скважин.
Растворы на углеводородной основе
БПР- биополимерный
БЭР- биополимер эмульсионный эмульсия 1-го рода
БРПП – биополимерный пониженной плотности (газожидкостная смесь)
РУО – раствор на углеводородной основе (эмульсия 2-го рода)
950-1040 кг/м3
900-1000 кг/м3
1030-1350 кг/м3
БЭРПП – биополимер эмульсионный пониженной плотности (газожидкостная смесь на основе эмульсии 1-города)
Безглинистые (биополимерные)
БПР-М биополимерный ингибирующий 1030-1350 кг/м3
800-1000 кг/м3
900-1000 кг/м3
Буровой раствор пониженной плотности, БРПП
Ксантановая камедьОснова для приготовления раствора, структурообразователь
Крахмальный реагент Понизительных фильтрации
Карбонатный наполнитель фракционированный Кольматант, коркообразователь
Гидроксид калия, КОН Регулятор щелочности
ПАВ -1 Стабилизатор газоколлоидной фазы
ПАВ-2 Стабилизатор газоколлоидной фазы
Биоцид Предотвращения бактериального разложения
Основой раствора является биополимерный раствор повышенной вязкости
Снижение плотности достигается за счет насыщениягазоколлоидной фазой
Стабилизация газоколлоидной фазыдостигается применением 2-х реагентов - ПАВ
Состав раствора пониженной плотности - БРПП
Буровой раствор пониженной плотности, БРПП
№ п/п Технологические параметры Ед. измерения Диапазон значений
1 Плотность* кг/см3 850 970
2 Условная вязкость** с 90 150
3 Пластическая вязкость мПа∙с 14 19
4 Динамическое напряжение сдвига дПа 120 180
5 Показатель нелинейности 0,32 0,43
6 Прочность геля 10сек/10мин (API) дПа 40/60 70/110
7 Вязкость при низких скоростях сдвига (API) сПз не менее 50000
8 Показатель фильтрации не более 6
9 Толщина корки мм не более 1
10 Коэффициент липкости (КТК-2, 20мин) не более 0,15
11 pH 8 10
12 Удельное электрическое сопротивление Ом∙м не менее 0,8
* Диапазон значений плотности бурового раствора обусловлен постепенной наработкой газоколлоидной фазы** Диапазон значений условной вязкости обусловлен механодеструкций биополимерного реагента в процессе бурения и изменением количества газовой фазы
( О,1 МПа)
990 кг/м3
26,44 МПа 2680,08 м
Показатели бурения с применением БРПП
Плотность раствора на устье составила 900 кг/см3
Коэффициент анормальности – 0,70
Интервал продуктивных отложений осложнен поглощением и прихватом под перепадом давления. Осложнение ликвидировано бурением 2-го ствола
При применении БРПП осложнений не наблюдалось. Скорость бурения на 66% выше средней по месторождению
Эквивалентная плотность раствора по результатам замера давления составила 990 кг/см3
900 кг/м3
Результат замера забойного давления аналогичен теоретически рассчитанному
Показатели бурения с применением БРПП
Расход на входе 9-10 л/сДавление 33 атмНагрузка 5-6 тМомент вращения 4,0-4,5 кН/м
Параметры раствора:Плотность на входе 0,85-0,89 г/см3 Плотность на устье 0,91-0,96 г/см3
Усл. вязкость 80-150 сФильтрация 3-4 см3/30 минСНС 48/67-54/72 дПаДНС 130-170 дПаПВ 12-15 сПз
После насыщения газоколлоидной фазой установился стабильный режим бурения со следующими параметрами:
Показатели бурения с применением БРПП
Проверка интервала применения БРПП на приемистость показала Удержание давленияРуст = 50 атм / 30 мин(К аномальности 0,7)
После ИПГ нефтепроявление. Вымыв забойной пачки лотностью <0,8 г/см3 в течение 42 мин.Отмечено наличие нефти.
Нефть способствовала разрушению афронов и увеличению плотности до 1,03 г/см3. Это свойство свидетельствует о селективных изолирующих свойствах БРПП и разрушении барьера при движении нефти.
Показатели бурения с применением БРПП при бурении бокового ствола
Диспергатор для БРПП при бурении бокового ствола
Технологические свойства раствора улучшаются с использованием диспергатора газоколлоидной фазы
При содержание азота в растворе 18% давление нагнетания бурового насоса 8,5 МПа плотность раствора 0,87 г/см3
Диспергатор
Цементировочный агрегат ЦА-320 – 2 ед.
Азотная установка ТГА
Спецтехника
Приготовление проводилосьедино кратно – перед бурением. Бурение длилось 3 суток
Расчётные показатели бурения с применением БРПП
PH – абсолютное давление столба газожидкостной
смеси высотой Н, Па;g – ускорение свободного падения, м/с2;m – масса 1 м3 бурового раствора без газа, кг;h – элементарный участок столба газожидкостной смеси, м;m(г) – масса газа в 1 м3 бурового раствора, кг;
R – удельная газовая постоянная, Дж/(кг∙К);Ki – абсолютная температура, К;ki – коэффициент сверх сжимаемости газа (газовой смеси).
Данное уравнение позволяет делать расчёт давления столба газожидкостной смеси, находящегося в статическом состоянии
Расчётные показатели бурения с применением БРПП
Предварительные результаты анализа забойного давления на скважине №100 Осташковичского месторождения. Измерения забойного давления проведены во время циркуляции бурового раствора
0 500 1000 1500 2000 25000
5
10
15
20
25
30Рассчитанное забойное давление + газововлечение
Рассчитанное забойное давление
Фактический замер забойного давления
Глубина по вертикали, м
Дав
лени
е ст
олба
жид
кост
и, М
Па
23 МПа
19,1 МПа
27,3 МПа
Технологические параметры:
Подача раствора нагнетательной линии – 3,5 л/с
Подача азотной станции – 5,5 м3/мин
Истинная плотность раствора – 1,06 г/см3
Результаты бурения с применением БРПП
Снижение или полное отсутствие поглощений бурового раствора
Достигнуты плановые значения дебитов по нефти
Отсутствие прихватов под перепадом давления
Увеличение механической скорости проходки на 10-15%
Эффект селективной изоляции – кольматационный слой (переходная зона) устойчив к воздействию пластовой воды и разрушается при движении нефти)
Положительный опыт бурения в 2012 году позволил запланировать бурение с БРПП 25 скважин в 2013 году
РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»