Буровой раствор на углеводородной основе с низким коэффициентом зависимости реологических свойств от температуры (Low-impact, non-aqueous drilling fluid)



Работа описывает новый буровой раствор с низким ударным воздействием для глубоководных скважин. Данный раствор на углеводородной основе с низким коэффициентом зависимости реологических свойств от температуры (LIDF) был разработан для сведения к минимуму чрезмерной зависимости реологических свойств бурового раствора от температуры, поддержания эквивалентной циркуляционной плотности и снижения потерь промывочной жидкости.

Ключевые слова: поглощение бурового раствора, эквивалентная циркуляционная плотность, строительство скважин, значительная зависимость реологических свойств бурового раствора от температуры, экономическая эффективность, устойчивый химический состав, низкая вязкость.

This article exposes new low impact drilling fluid for deep water wells. This low-impact, non-aqueous drilling fluid (LIDF) was designed to minimize excessive dependence of drilling fluid rheological properties on temperature, maintain Equivalent Circulating Density and reduction fluid loss.

Keywords: fluid loss, equivalent circulating density, well construction, excessive dependence of drilling fluid rheological properties on temperature, cost effectiveness, stability and resistant compounds of drilling fluid, low viscosity.

Введение (Introduction)

Одной из самых больших проблем при бурении на большой глубине является чрезмерная зависимость реологических свойств бурового раствора от температуры. Обычные буровые растворы часто имеют высокую вязкость в температурных условиях морского дна, что увеличивает эквивалентную циркуляционную плотность (далее — ЭЦП или ECD) и импульсное давление при спуске труб или начале циркуляции, повышая риск гидроразрыва ствола скважины. В данной статье описывается буровой раствор для бурения глубоководных скважин с минимальным изменением вязкости в зависимости от температуры.

В ходе разработки нового бурового раствора на неводной основе, отвечающего сложным реологическим требованиям глубоководных скважин и требованиям поддержания барита во взвешенном состоянии (предотвращение оседания), была проведена оценка нескольких лабораторных рецептур. В качестве внутренней эмульсионной фазы использовался соленасыщенный раствор на основе CaCl ₂ , а в качестве базового масла — синтетический изомеризованный олефин. Испытания проводились в соответствии с рекомендованной API практикой полевых испытаний буровых жидкостей на нефтяной основе. Образцы выдерживались в динамических условиях в течение 16 часов при различных температурах. В последующем проводились испытания реологических свойств, потери жидкости при высоком давлении и высокой температуре (HPHT), стабильности эмульсии и динамического провисания. Также были проведены эксперименты по статическому провисанию в течение семи дней вместе с улучшенными ступенчатыми реологическими испытаниями.

Был разработан неводный буровой раствор (low-impact, non-aqueous drilling fluid далее — LIDF) с низким влиянием на ЭЦП за счет снижения зависимости, от пониженных температур в условиях глубокой воды, на вязкость бурового раствора. Жидкость обладает превосходным профилем низкой вязкости и быстро застывающим, легко разрушающимся гелем, сохраняя при этом низкую скорость сдвига вязкости при высоких температурах с оптимальной удерживающей способностью. Жидкость также совместима со всеми загрязняющими веществами, обычно встречающимися в процессе бурения и соответствует всем нормативным требованиям, обусловленным критерием летальной концентрации вещества (LC ₅₀ lethal concentration and time, летальная концентрация и время воздействия). Применение на месторождениях показало, что LIDF снижает влияние температуры на реологические свойства жидкости и минимизирует риск индуцированных потерь пласта. Эти же реологические свойства сократили непроизводительное время, связанное с вытеснением цемента и проблемами, обусловленными выпадением барита в осадок при длительных отсутствиях циркуляции и при условиях загрязнения бурового раствора.

Представлены подтверждающие лабораторные и полевые данные, демонстрирующие превосходные характеристики жидкости, такие как реологические свойств обеспечивающие удержание барита во взвешенном состоянии в независимости от изменения температурного диапазона. Свойства LIDF достигаются за счет взаимодействия эмульгатора, органофильной глины и реологических модификаторов для поддержания правильных реологических характеристик при низких и высоких температурах.

В последние десятилетия проблема бурения критических скважин, где поровое давление, градиент гидроразрыва и сложная геометрия в сочетании, создают узкое рабочее окно, что в свою очередь накладывает высокие требования к характеристикам и свойствам буровых растворов, приводя к повышению стоимости скважин. Глубоководное бурение является дорогостоящим, в основном из-за высоких ставок буровых установок и затрат на технологии, сопутствующие глубоководному бурению. По причине того, что бурение постепенно перемещается в более сложные районы приходится сталкиваться со сложными скважинами с многочисленными эксплуатационными проблемами, включая предотвращение чрезмерного импульсного давления, контроль давления начала работы насоса (скачки давления) и управление ЭЦП. Неспособность эффективно контролировать параметры бурения может привести к катастрофическим последствиям, которые могут быть вызваны потерей циркуляции с последующим газоводонефтепроявлением (далее — ГНВП), что влечет за собой увеличение капитальных затрат на строительство скважин.

Как правило, в скважинах с очень узким окном бурения передовая практика может включать бурение участка с одним типом жидкости. После завершения буровых работ скважина переводится на другой тип жидкости, имеющей иные реологические и плотностные параметры (более низкие реологические значения для предотвращения динамических и гидравлических воздействий на призабойную зону). Такая операция применяется на практике для снижения давления при спуске обсадной колонны и уменьшения риска нежелательных потерь бурового раствора. Хотя это и отвечает основной задаче строительства скважины, время, затраченное на такие операции, отрицательно скажется на общей стоимости строительства, не говоря уже о денежных затратах на оплату дополнительного объема жидкостей и материалов для их обработки в процессе эксплуатации.

Моделирование требуемой рецептуры бурового раствора для глубоководного бурения является сложной задачей из-за экстремальных условий, которым он подвергается во время бурения. Одной из таких проблем является минимизация влияния температуры на реологические свойства. Низкая температура воды в глубоководных средах охлаждает буровой раствор, что приводит к увеличению вязкости и гелеобразования раствора, так нельзя забывать про вероятность образования гидратов. Более высокая вязкость и гели требуют более высокого давления насоса для запуска и поддержания циркуляции, что приводит к более высокой эквивалентной плотности циркуляции, более высокому давлению при запуске насоса и более высокому давлению при спуске обсадных труб. Увеличение ЭЦП может послужить причиной образования трещины в пласте с последующим переходом в поглощение без выхода циркуляции на поверхность.

Еще одна реологическая проблема связана с низкой скоростью сдвига бурового раствора на определенных участках ствола скважины. Существует высокий риск выпадения барита в осадок, при низких скоростях сдвига, если реологические свойства бурового раствора не соответствуют требованиям для удержания барита и шлама во взвешенном состоянии, а также данный параметр является одним из определяющих при удалении выбуренной породы. В совокупности реологические свойства бурового раствора (для данных условий) должны быть достаточно низкими, чтобы обеспечить контроль окна эквивалентной циркуляционной плотности — градиент гидроразрыва пласта и очистку скважины, и достаточно высокими, чтобы обеспечить суспензию барита в широком диапазоне температур. По этим важным причинам контроль реологических свойств раствора и температурной зависимости буровых растворов имеет решающее значение для обеспечения успешного проведения морских буровых работ. Традиционные инвертно-эмульсионные буровые растворы используют органофильные глины и модификаторы реологии вместе с внутренней водной фазой раствора для создания характеристик вязкости и статического напряжения сдвига. Эти системы являются продуктом оптимального сочетания эмульгаторов, модификаторов реологии, агента, регулирующего фильтрацию и модификаторов реологии. Обычные буровые растворы имеют ряд ограничений для применения на шельфе, таких как образование чрезмерно прогрессирующих гелей в статических условиях, высокая вязкость и высокая прочность геля при низких температурах, но недостаточный предел текучести и низкие значения сдвига при высоких температурах.

Для морских скважин требуется система бурового раствора, которая характеризуется минимальной температурной зависимостью, имеет низкую сдвиговую вязкость для оптимального поддержания материалов во взвешенном состоянии в динамических и статических условиях, а также развивает низкую и хрупкую прочность геля во всем диапазоне низких и высоких температур. Эти характеристики снижают ударное давление при спуске труб или при восстановлении циркуляции, тем самым уменьшая риск гидроразрыва ствола скважины и связанных с этим потерь бурового раствора.

Методы (Methods)

Различные лабораторные составы жидкости были протестированы для оценки и сравнения способности добавок достигать требуемые характеристики. Коммерческие добавки, включая активатор щелочности, 25 % рассол CaCl ₂ , модификаторы реологии, средства контроля фильтрации и эмульгаторы, использовались для приготовления образцов в соответствии с базовой рецептурой. Базовое масло представляет собой изомеризованный олефин, широко применяемый в Мексиканском заливе и Бразилии.

Лабораторные составы готовились с использованием миксера Silverson L2R/L4R при 6000 об/мин. Образцы подвергались динамической выдержке в течение 16 часов и статической выдержке в течение семи дней при требуемой температуре. Реологические свойства измерялись с помощью вискозиметра, модель OFITE 900, при температуре 40°F, 120°F и 150°F после горячей прокатки в соответствии с рекомендациями API. Некоторые образцы были испытаны при высокой температуре и давлении с помощью вискозиметра модели Fann 77. Электро-стабильность эмульсии (далее — ES) измерялась при температуре 150°F. Фильтрация жидкости при HPHT измерялась при температуре 250°F, с перепадом давления 500 фунтов на кв. дюйм, в соответствии с рекомендациями API. Динамическое провисание измерялось с помощью вискозиметрического теста «Sag Shoe Test» (далее — VSST).

Дальнейшие испытания проводились для оценки приемлемых составов LIDF при различных соотношениях масла и воды, различных плотностях, различных температурах и различных загрязнениях. Модифицированный тест Step Down был разработан с использованием реометра модели MCR 301 от Anton Paar. Это испытание заключается в измерении напряжения сдвига образца при сохранении постоянной скорости сдвига в течение нескольких минут, затем переходят к более низкой скорости сдвига, пока не будут измерены все скорости сдвига. Это испытание показывает способность жидкости к сохранению структуры при низких скоростях сдвига. Для обеспечения точности измерений и во избежание проскальзывания жидкости использовалось устройство с щелевой пластиной.

Для оценки статического оседания барита через семь дней использовались испытания на статическое старение. Для измерения статического осаждения через семь дней использовалась разница между плотностью раствора у дна емкости и начальной плотностью. Образцы тестировались при температуре 275° F и давлении 15 000 фунтов на кв. дюйм в течение 14 дней.

Обычные буровые растворы требуют большого количества добавок, так как в их состав входит несколько эмульгаторов и смачивающих агентов, что часто усложняет промысловые операции и снижает эффективность работы. Кроме того, традиционные буровые растворы приобретают реологические свойства в основном за счет органофильной глины. В новой системе LIDF используются уникальные компоненты, каждый из которых выполняет определенную функцию. Такая комбинация позволяет создать простую и универсальную систему бурового раствора, сохранить простоту использования при бурении и оптимальные свойства в диапазоне водонефтяных отношений (далее — OWR) и широком диапазоне плотностей от 10 до 14 фунтов/галлон. Такой подход упрощает проектирование и логистику, не снижая производительности системы на пределе ее рабочего диапазона.

Свойства для ряда жидкостей с различной плотностью и соотношением масло/вода приведены в таблице 1.

Таблица 1

Зависимость реологических свойств от температуры и плотности

Результаты подтверждают, что LIDF обеспечивает приемлемую низкую профильную вязкость при различных плотностях и OWR. Малое соотношение пластической вязкости (далее — PV) между низкой и высокой температурой является следствием уменьшения влияния холодной температуры на вязкость жидкости. Кроме того, показания 3 об/мин и 6 об/мин при 40°F, постоянно ниже, чем эти значения при 150°F. Эта характеристика жидкости достигается благодаря уникальной комбинации поверхностно-активных веществ, которые адсорбируются на поверхности глины и препятствуют образованию структур при низкой температуре. Эти добавки также снижают образование гелеобразной прочности, что приводит к низким, хрупким показателям. Низкий реологический профиль приводит к низкой эквивалентной циркуляционной плотности на забое, низкому давлению всплеска и низкому давлению при спуске обсадных труб. В дополнение к этому исключительно низкий реологический профиль, предел текучести (YP), показания 6 об/мин и 3 об/мин, а также прочность геля остаются оптимальными в широком диапазоне температур. Это оказывает минимальное влияние на давление насосов и сохраняет отличные свойства промывочной жидкости для очистки скважин. Результаты динамического и статического осаждения барита демонстрируют исключительную эффективность удерживающей способности бурового раствора. Это достигается благодаря сбалансированной комбинации химических веществ, которые работают совместно для получения стабильной эмульсии и создания структуры для поддержки частиц барита.

Более детальный анализ реологических свойств при низких скоростях сдвига, был проведен с помощью модифицированного испытания Step Down Test. На рисунке 1 сравниваются реологические свойства обычной жидкости с реологическими свойствами жидкости LIDF с низким воздействием.

Рис. 1. Модифицированный Step Down Test, сравнение традиционного бурового раствора и системы раствора LIDF

Это испытание проводится с использованием реометра с контролируемым напряжением, модель MCR 301 от Anton Paar, который производит более точное измерение реологических свойств. Этот график показывает впечатляющую температурную независимость жидкости LIDF, которая остается практически неизменной при низкой скорости сдвига, что доказывает ее более плоский реологический профиль в отличие от обычных жидкостей. В отличие от обычных жидкостей, эта новая жидкость не демонстрирует прогрессирующего гелеобразования при низкой температуре, поэтому напряжение сдвига остается постоянным при каждой низкой скорости сдвига. Более важным является тот факт, что напряжение сдвига остается практически постоянным при снижении скорости сдвига, что, вероятно, улучшит очистку скважины и позволит поддерживать во взвешенном состоянии шлам/барит.

Плоская реология сохраняется при различных условиях давления. Сравнение значений YP между обычной жидкостью и новой жидкостью с низким воздействием показано на рисунке 2. LIDF — продемонстрировал минимальные изменения в зависимости от температуры и давления в отличие от обычной жидкости.

Рис. 2. Сравнение значений YP между обычной жидкостью и LIDF жидкостью

Результаты и обсуждения (Results and discussion)

Нефтяная компания в Бразилии успешно использовала жидкость на синтетической основе LIDF в морской скважине. Глубоководная скважина была расположена на глубине 1551 м (5088 футов). Задача оператора заключалась в бурении участка длиной 655 м (2148 футов) в 14 3⁄4 дюйма с использованием системы LIDF. Этот участок был представлен породами сланца с конечным выходом ствола на угол 88°. Вес бурового раствора был установлен на уровне 9,3 фунта/галлон.

Среди трудностей этого проекта было бурение очень мягкого пласта с узким окном градиентов гидроразрыва, градиентом разрушения 0,7 фунтов/галлон, что вызвало сложные условия очистки ствола скважины на участке ствола диаметром 14–3/4", угол скважины в данном участке был 88°. В предыдущих скважинах наблюдались серьезные потери бурового раствора при бурении и спуске обсадных труб, а также высокий динамические напряжения сдвига при пуске насосов.

Для оценки эффективности очистки ствола скважины и скачков давления при спуске обсадной колонны требовалось провести гидравлическое моделирование, используя реологические показатели этой системы. Для этого было использовано собственное программное обеспечение компании. Расчетная ЭЦП на глубине забоя для бурового раствора LIDF составила 9,59 фунтов/галлон, в то время как для обычной жидкости составиляла 9,73 фунтов/галлон. Это потенциальное улучшение на 0,14 фунт/галлон и снижение на 32 % давления в затрубном пространстве. Это существенное снижение ЭЦП при бурении скважин с узким окном давления. Эта функция может стать решающим фактором в завершении или незавершении проекта. Система LIDF продемонстрировала стабильные свойства жидкости и постоянные значения ЭЦП. Таким образом, снижается влияние давления насоса, крутящего момента, сопротивления и параметров ЭЦП. Отличные реологические свойства этой жидкости позволили увеличить расход с 650 до 700 галлон/мин. Увеличение расхода повысило среднюю скорость проходки (далее — ROP) с 14 м/ч до 27 м/ч без увеличения рисков гидроразрыва пласта. Значения ROP безопасно и постепенно увеличивались, демонстрируя очень стабильное поведение значений ЭЦП. Спуск обсадной колонны и циркуляция перед цементированием были выполнены успешно без потерь жидкости в пласте. Это на 100 % сократило потери бурового раствора по сравнению со скважинами, пробуренными ранее на данный пласт на традиционном буровом растворе. Общая производительность системы превзошла ожидания оператора. LIDF обеспечила уникальное управление ЭЦП, улучшила общую производительность бурения и позволила упростить конструкцию ствола скважины за счет сокращения количества промежуточных обсадных колонн.

Заключение (Conclusion)

Low Impact Drilling Fluid (LIDF) — это новая система буровых растворов, разработанная для минимизации расхождения между эквивалентной статической плотностью и эквивалентной циркулирующей плотностью. Она создана благодаря уникальному сочетанию специализированной органофильной глины, эмульгаторов, диспергаторов и полимеров. Состав обеспечивает оптимальную вязкость при низкой скорости сдвига, поддерживает постоянную реологию при различных температурах и давлениях и создает непрогрессирующую гелеобразную структуру, которая снижает гидравлический удар благодаря профилю «быстрое схватывание/легкое разрушение».

Компоненты бурового раствора с низким воздействием на окружающую среду (LC ₅₀ lethal concentration and time, летальная концентрация и время воздействия) являются экологически приемлемыми для морского использования и отвечают экологическим требованиям.

Новый буровой раствор разработан для минимизации гидравлических ударов, путем поддержания требуемой вязкости в определенных областях скважины. Это способствует оптимальной очистке скважины без избыточного давления на пласт, оставаясь при этом устойчивым к просадкам и очень стабильным.

Новая буровая жидкость (Low Impact Drilling Fluid) продемонстрировала на практике, что она требует очень малого количества обработок и не теряет целостности даже после длительного пребывания в статическом состоянии. Она смягчает скачки давления, снижая или устраняя риск гидроразрыва пласта, защищает пласт от импульсных давлений, увеличивая возможность увеличения скорости спуска обсадных колонн.

Литература:

1. Г. Найгаард / Оценка технологий автоматизированного бурения, разработанных для нефтяного бурения, и их потенциал при бурении геотермальных скважин / представлен на выставке GeoEnergy 2011/ Берген / 7–8 Сентябрь / 2011.

2. Бьоркеволл, К. С / Использование моделей высокой точности для определения состояния в реальном времени с полевыми примерами автоматизированных операций MPD в Северном море / доклад с рецензией, представленный на 2-м семинаре IFAC по автоматическому управлению в морской добыче нефти и газа / 27–29 мая / 2015 года, Флорианополис / Бразилия.

3. Бейхоффер, Т. В. и др. / Буровой раствор на основе катионных полимеров иногда может заменить раствор на основе нефти / Oil&Gas Journal / Mar. / 16 /1992.

4. Лейтерман, А. Дж. Дж. и др. / Разработаны новые данные о токсичности добавок к буровым растворам / Оффшор / июль / 1989 г.

5. Арсланбеков А., Лутфуллин А., Мосин В., Королев А. / Бурение в гидрофобных пластах с системами бурового раствора на нефтяной основе // Бурение и нефть. 2014. № 9 / стр. 29–32.

6. Бьоркеволл, К. С., Дэро, Б., Берг, П. К. / Возможности, ограничения и подводные камни при использовании моделей потока скважины в реальном времени во время буровых работ / доклад конференции SPE / представленный на однодневном семинаре SPE / 22 апреля 2015 г. / Берген, Норвегия.