Оптимизиция составов технологических жидкостей для снижения интенсивности фильтрационных потерь

Вячеслав Изьюров

Оптимизиция составов технологических жидкостей для снижения интенсивности фильтрационных потерь

В работе по теме: «Оптимизация составов технологических жидкостей для снижения интенсивности фильтрационных потерь» проанализированы и исследованы причины интенсивных фильтрационных процессов, а также методы их предупреждения. Произведена оценка влияния технологических свойств на фильтрационные процессы, оптимизированы составы буровых жидкостей для конкретных геологических условий, на основе исследования разработаны технико-технологические мероприятия по снижению фильтрационных потерь в проницаемых интервалах. Работа включает анализ и исследование современных технологий предупреждения интенсивных фильтрационных процессов. На основании проведенного анализа установлена экономическая эффективность разработанных технико-технологических мероприятий по снижению фильтрационных потерь.

Горное дело

Диссертации

Вуз: Ухтинский государственный технический университет (УГТУ)

ID: 5b33dea07966e12f6e0adb6b

UUID: 2d795430-5c6a-0136-b38a-525400005860

Язык: Русский

Опубликовано: больше 6 лет назад

Просмотры: 58

11.16

Вячеслав Изьюров

Ухтинский государственный технический университет (УГТУ)

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 1,8 МБ

Поделиться работой

МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Ухтинский государственный технический университет Кафедра бурения МД-02069562.21.04.01.1.07.2018 В. С. Изьюров Тема: «Оптимизация составов технологических жидкостей для снижения интенсивности фильтрационных потерь» Ухта 2018

МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Ухтинский государственный технический университет» (УГТУ) СОГЛАСОВАНО Зав. кафедрой бурения Н. М. Уляшева (подпись, инициалы, фамилия) ____________ (дата) Тема: Оптимизация составов технологических жидкостей для снижения интенсивности фильтрационных потерь ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА Направление подготовки (специальность) 21.04.01 Нефтегазовое дело (код, полное наименование направления подготовки (специальности) _______________________________________________________________________________________________________ Руководитель ВКР (подпись) Автор ВКР обучающийся (аяся) гр. (подпись) Ухта 2018 Н.М. Уляшева (инициалы, фамилия) к.т.н., профессор (ученая степень, звание) БС – 16 М В.С. Изьюров (инициалы, фамилия)

МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Ухтинский государственный технический университет» (УГТУ) Кафедра бурения СОГЛАСОВАНО Зав. кафедрой бурения Н. М. Уляшева (подпись, инициалы, фамилия) ____________ (дата) ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА к выпускной квалификационной работе на тему: Оптимизация составов технологических жидкостей для (наименование темы) снижения интенсивности фильтрационных потерь Автор ВКР В.С. Изьюров (подпись, инициалы, фамилия) Обозначение ВКР группа МД-02069562.21.04.01.1.07.2018 Направление подготовки (специальность) БС-16 М 21.04.01 Нефтегазовое дело (код, полное наименование направления подготовки (специальности) Руководитель ВКР Н.М. Уляшева (подпись, дата, инициалы, фамилия) Консультанты ВКР по разделам: 1 Особенности вскрытия пластов высокой проницаемости (краткое наименование раздела) Н.М. Уляшева (подпись, дата, инициалы, фамилия) 2 Оценка влияния тех-х свойств бур. рас-в на фильт-е потери (краткое наименование раздела) 3 Оптимизация состава бур. р-ра для конкретных геол-х условий (краткое наименование раздела) 4 Оценка коммер. эффек-ти оптимизированных составов тех-х жид-ей (краткое наименование раздела) Нормоконтролер Н.М. Уляшева (подпись, дата, инициалы, фамилия) Н.М. Уляшева (подпись, дата, инициалы, фамилия) А.В. Павловская (подпись, дата, инициалы, фамилия) А.Н. Цуканова (подпись, дата) Ухта 2018 (инициалы, фамилия)

МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Ухтинский государственный технический университет» (УГТУ) Кафедра бурения УТВЕРЖДАЮ Зав. кафедрой бурения Н. М. Уляшева (подпись, инициалы, фамилия) «_____»_____________2018 г. Задание на выпускную квалификационную работу Обучающийся (аяся) В.С. Изьюров группа БС-16 М (инициалы, фамилия) 1.Тема Оптимизация составов технологических жидкостей для снижения интенсивности фильтрационных потерь утверждена приказом по УГТУ № 2. Cрок представления ВКР к защите 504-с «8» от «17» марта июня 2017 г. 2018 г. 3. Исходные данные для выполнения ВКР: геологическая информация, данные по бурению скважин на Тарасовском месторождении 4. Содержание пояснительной записки: Аннотация Содержание Список сокращений Введение 1 Особенности вскрытия пластов высокой проницаемости 2 Оценка влияния тех-х свойств бур. рас-в на фильт-е потери 3 Оптимизация состава бур. р-ра для конкретных геол-х условий 4 Оценка коммер. эффек-ти оптимизированных составов тех-х жид-ей Заключение Библиографический список

5. Перечень названия листов графической части ВКР: электронная презентация Руководитель ВКР Н.М. Уляшева ( подпись, дата) ( инициалы, фамилия) Консультанты ВКР по разделам: Н.М. Уляшева 1 Особенности вскрытия пластов высокой проницаемости (подпись, дата, инициалы, фамилия) (краткое наименование раздела) Н.М. Уляшева 2 Оценка влияния тех-х свойств бур. рас-в на фильт-е потери (краткое наименование раздела) 3 Оптимизация состава бур. р-ра для конкретных геол-х условий (краткое наименование раздела) 4 Оценка коммер. эффек-ти оптимизированных составов тех-х жид-ей (краткое наименование раздела) Нормоконтролер (подпись, дата, инициалы, фамилия) Н.М. Уляшева (подпись, дата, инициалы, фамилия) А.В. Павловская (подпись, дата, инициалы, фамилия) А.Н. Цуканова (подпись, дата) Задание принял к исполнению (инициалы, фамилия) 30.03.2018 (подпись, дата) Ухта 2018 Изьюров В.С. (инициалы, фамилия)

АННОТАЦИЯ В работе по теме: «Оптимизация составов технологических жидкостей для снижения интенсивности фильтрационных потерь» проанализированы и исследованы причины интенсивных фильтрационных процессов, а также методы их предупреждения. Произведена оценка влияния технологических свойств на фильтрационные процессы, оптимизированы составы буровых жидкостей для конкретных геологических условий, на основе исследования разработаны технико-технологические мероприятия по снижению фильтрационных потерь в проницаемых интервалах. Работа включает анализ и исследование современных технологий предупреждения интенсивных фильтрационных процессов. На основании проведенного анализа установлена экономическая эффективность разработанных технико-технологических мероприятий по снижению фильтрационных потерь. Работа изложена на 93 страницах машинописного текста, включает 22 таблицы и 31 рисунок. Библиографический список включает 34 источника. Демонстрационный материал представлен электронной презентацией. Ключевые слова: фильтрация, поглощения, кольматация, проницаемость, перепад давления, кольматант.

ABSTRACT In the work on the topic: «Optimization compositions of technical fluids for reducing intensity of filtration losses » analyze and study causes of intensive filtration processes and prevention methods. Evaluated influence compositions of technical fluids on filtration processes, optimization drilling fluids composition for specific geological conditions, based on study worked out technical action items for reducing filtration losses. Work includes analysis and research actual technologies for prevention intensive filtration processes. Based on analysis proved cost-effectiveness of technical action items for reducing filtration losses. The work is presented in 93 pages of typewritten text, includes 22 tables and 31 figures. Bibliographic list includes 34 of the source. Demonstration material presented in the electronic presentation. Key words: filtration, drilling fluids losses, colmatage, permeability, differential pressure, bridging agent.

СОДЕРЖАНИЕ Cписок сокращений .................................................................................................... 6 Введение ....................................................................................................................... 7 1 Особенности вскрытия пород высокой проницаемости ...................................... 9 1.1 Основные коллекторские свойства проницаемых пород ............................ 10 1.2 Классификация высокопроницаемых пород ................................................ 19 1.3 Причины фильтрационных потерь в высокопроницаемых породах ......... 20 1.4 Влияние свойств буровых растворов на изменение фильтрационноемкостных свойств продуктивных пластов.................................................. 31 1.5 Мероприятия по предупреждению фильтрационных потерь в высокопроницаемых породах ........................................................................ 41 1.6 Цель и задачи исследования .......................................................................... 47 2 Оценка влияния технологических свойств буровых растворов на фильтрационные потери ....................................................................................... 48 2.1 Влияние плотности буровых растворов на фильтрацию и оптимизация параметров для конкретных условий ............................................................ 49 2.2 Оценка влияния реологических свойств на изменение гидродинамического давления в скважине .................................................. 56 2.3 Сравнительный анализ фильтрационных потерь в проницаемых пластах в зависимости от реологии и размеров фильтрационных каналов ............... 60 2.4 Влияние формы и дисперсности кольматационных материалов на фильтрационные потери ................................................................................. 63 3 Оптимизация состава бурового раствора для конкретных геологических условий ................................................................................................................... 75 3.1 Базовый состав бурового раствора для вскрытия поглощающих горизонтов........................................................................................................ 77 3.2 Экспериментальная проверка базового состава .......................................... 83 3.3 Базовый состав для вскрытия продуктивных пластов ................................ 86 4

3.4 Оптимизация состава и свойств буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов.................................................................................... 87 3.5 Технологические рекомендации по составу бурового раствора ................ 89 4 Оценка коммерческой эффективности использования оптимизированных составов технологических жидкостей для снижения интенсивности фильтрационных потерь ....................................................................................... 94 4.1 Аннотация мероприятия ................................................................................. 94 4.2 Обоснование базы сравнения......................................................................... 94 4.3 Расчет экономии эксплуатационных затрат от использования оптимизированных технологических жидкостей ........................................ 95 4.4 Расчет коммерческой эффективности оптимизированного состава технологической жидкости ............................................................................ 99 Заключение .............................................................................................................. 103 Библиографический список ................................................................................... 105 5

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства АНПД – аномально низкое пластовое давление СПО – спускоподъемные операции ГРП – гидроразрыв пласта ERD – extended reach drilling ГНВП – газонефтеводопроявление ПЗП – призабойная зона пласта ПАВ – поверхностно-активное вещество MPD – managed pressure drilling DPD – dynamic pressure drilling HTHP – high temperature high pressure ГЭД – график эквивалентов давлений ВПЖ – вязкопластичная жидкость ППЖ – псевдопластичная жидкость ХБ – реологическая модель Гершеля Балкли ЭП – эквивалентная плотность УГТУ – Ухтинский государственный технический университет LTLP – low temperature low pressure СНС – статическое напряжение сдвига ДНС – динамическое напряжение сдвига ВУР – вязкоупругий раствор КНБК – компоновка низа бурильной колонны ВУС – вязкоупругая система ВЗД – винтовой забойный двигатель ОК – обсадная колонна БК – бурильная колонна БТ – бурильная труба УБТ – утяжеленная бурильная труба 6

ВВЕДЕНИЕ На сегодняшний день проблемы поглощений и снижения проницаемости призабойной зоны пласта в результате глубокого проникновения в продуктивный горизонт технологических жидкостей остаются актуальными. В условиях разработки зрелых месторождений данные проблемы встают более остро в связи с некомпенсированным отбором пластового флюида с объектов разработки. Анализом и исследованием причин данных осложнений занимались следующие отечественные ученые: Крылов В. И., Мишевич В. И., Ясов В. Г., Басарыгин Ю. М., Городнов В. Г., Курочкин Б. М. и другие. В УГТУ данными вопросами занимаются: Уляшева Н. М., Каменских С. В., Близнюков В. Ю. и другие. На основе проведенных исследований вышеназванные осложнения получили классификацию, были установлены причины их возникновения, методы предупреждения и ликвидации. Несмотря на достаточно высокую изученность процессов, при возникновении поглощений нефтедобывающие компании ежегодно несут значительные убытки по причине различных видов потерь, таких как: - время на борьбу с осложнениями; - материалы, затраченные на борьбу с осложнениями; - скважинная продукция. В связи с вышесказанным, исследование влияния составов и свойств технологических жидкостей на снижение интенсивности фильтрационных потерь является актуальной задачей. Цель: Разработка технологических рекомендаций по предупреждению фильтрации технологических жидкостей в высокопроницаемые пласты. Основные задачи исследования: 1. Анализ особенностей вскрытия пластов высокой проницаемости. 7

2. Оценка влияния технологических свойств буровых растворов на фильтрационные потери. 3. Оптимизация состава бурового раствора для конкретных геологических условий 4. Оценка экономической эффективности использования технологических рекомендаций. Работа состоит из введения, четырех глав, заключения и библиографического списка. Во введении представлена характеристика работы, обоснована ее актуальность, определены цели и задачи работы, практическая значимость. В первой главе проведен анализ особенностей вскрытия пород высокой проницаемости. Во второй главе проведена оценка влияния технологических свойств буровых растворов на фильтрационные потери. В третьей главе произведена оптимизация состава бурового раствора для конкретных геологических условий, разработан регламент на проводку осложненного интервала. В четвертой главе выполнена оценка коммерческой эффективности предлагаемых технико-технологических мероприятий. В заключении приведены основные выводы и мероприятия по снижению интенсивности фильтрационных потерь. 8

1 Особенности вскрытия пластов высокой проницаемости 1.1 Основные коллекторские свойства проницаемых пород Геологические разрезы нефтяных и газовых месторождений представлены, в основном, осадочными породами различных типов, реже встречаются разрезы представленные выветренными метаморфическими и изверженным породами. В связи с разнообразием условий формирования осадков, коллекторские свойства пород могут изменяться в широких пределах. Подавляющая часть геологических разрезов нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трех типов – гранулярным, трещинным и смешанного строения. К первому типу относятся коллектора, сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов. В чисто трещиноватых коллекторах (сложенных преимущественно карбонатами) поровое пространство образуется системой трещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. На практике, однако, чаще всего встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включают как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверн и карст [1]. Свойство горной породы вмещать (обусловленное пористостью горной породы) и пропускать через себя (обусловлено проницаемостью) жидкость называется фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями: − пористость; − проницаемость; − капиллярные свойства; 9

− удельная поверхность; − механические свойства. 1.1.1 Пористость горных пород Под пористостью породы понимают наличие в ней пустот. Различают общую, открытую, закрытую и эффективную пористости. Общая пористость – это весь объем пустот в породе, открытая – объем связных поровых каналов. Соответственно, закрытая пористость – изолированных пустот. Эффективная пористость – объем пустот, через которые может происходить движение жидкости или газа. Соответственно, общая (полная, абсолютная) пористость – это сумма открытой и закрытой. Общая пористость определяется по формуле: m= где ∑ Vпор × 100, Vобр (1.1) m – общая пористость; Vпор – объем пор; Vобр – объем образца. Открытая пористость – это сумма всех сообщающихся пор, определяется по формуле: mо = где ∑ Vсообщ.пор × 100, Vобр (1.2) mо – открытая пористость; Vпор – объем пор; Vобр – объем образца. Эффективная пористость – это сумма всех сообщающихся пор, через которые может происходить фильтрация флюидов: ∑ Vпор,фильтрац × 100. (1.2) Vобр Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество mо = цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны. 10

Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие [1]. В зависимости от происхождения различают следующие виды пор: 1) Поры между зернами обломочного материала (межкристаллические). Это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы. 2) Поры растворения – образовались в результате циркуляции подземных вод. 3) Пустоты и трещины, образованные за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами и образование карста. 4) Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, например, превращение известняка (CaCO3) в доломит (MgCO3) – при доломитизации идет сокращение объемов породы в среднем на 12 %. 5) Пустоты и трещины, образованные за счет выветривания, эрозионных процессов, закарстовывания. [1] Объем пор зависит от: − формы зерен; − сортировки зерен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость); − размеров зерен; − укладки зерен – при кубической укладке пористость составляет 47,6 %, при ромбической укладке – 25,96 % (рисунок 1.1); − однородности и окатанности зерен; − вида цемента. Рисунок 1.1 - Зависимость величины пористости от укладки зерен 11

Поровые каналы коллекторов условно подразделяются на три группы: − субкапиллярные (разрез пор <0,0002 мм) – практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит); − капиллярные (размер пор от 0,0002 до 0,5 мм); − сверхкапиллярные >0,5 мм. По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам – при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекуляными силами (силой притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит [1]. Таблица 1.1 – Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород Горная порода Пористость, % 0,54 - 1,4 6,5 - 50,0 6,0 - 52 3,5 - 29,0 до 33 до 39 0,65 - 2,5 Глинистые сланцы Глины Пески Песчаники Известняки Доломиты Известняки и доломиты, как покрышки 1.1.2 Проницаемость горных пород Под проницаемостью понимают свойство горной породы пропускать через себя жидкости или газы под действием перепада давления. Различают три типа проницаемости – абсолютная, эффективная и относительная. Абсолютная проницаемость – это проницаемость пористой среды при фильтрации через нее воздуха или газа, не вступающего во взаимодействие с породой. Эффективная (или фазовая) проницаемость характеризует проводимость породы по отношению к одной из несколько из несколько 12

одновременно фильтрующихся фаз. Эффективная проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от физико-химических свойств жидкостей, их взаимодействия и насыщенности породы каждой из фаз. Относительной фазовой проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной. Относительная проницаемость для нефти (газа или воды), выражаемая как отношение фазовой проницаемости для нефти (газа или воды) к абсолютной проницаемости породы, измеряемой при 100% заполнении какой-либо фазой – обычно воздухом, зависит от смачиваемости породы и насыщенности каждой фазой. На рисунке 1.2 иллюстрированы кривые относительных проницаемостей для нефти и воды в зависимости от водонасыщенности породы [2]. (1 – абсолютная проницаемость; 2 – максимальная проницаемость для нефти; 3 – нефть; 4 – вода; 5 – остаточная водонасыщенность; 6 – остаточная нефтенассыщенность) Рисунок 1.2 -Относительные проницаемости для нефти и воды в коллекторе, преимущественно смачиваемом водой При одинаковых значениях насыщенности нефтью и водой относительная проницаемость для нефти больще, чем для воды. Остаточная водонасыщенность – это минимальное содержание в породе воды, когда при определенном перепаде 13

движется только нефть, а остаточная нефтенасыщенность – минимальное содержание в породе нефти, когда при том же перепаде движется только вода [2]. Для определения коэффициента проницаемости пользуются законом Дарси: 𝑣= где k × ∆P , μ×l (1.2) υ – скорость фильтрации; k – коэффициент проницаемости; μ – вязкость; ΔP – перепад давления; l – длина образца [5 из старого диплома]. Проницаемость в 1 м2 называется проницаемость пористой среды при фильтрации через образец площадью 1 м2 длиной 1 м и при перепаде давления 1 Па, при которой расход жидкости вязкостью 1 Па×с составляет 1 м3/с. Пористая среда имеет проницаемость 1 Дарси, если при однофазной фильтрации жидкости вязкостью 1 сПз при ламинарном режиме фильтрации через сечение образца площадью 1 см2 и перепаде давления 1 атм, расход жидкости на 1 см длины породы составляет 1 см3/с. Физический смысл размерности проницаемости – это площадь сечения каналов пористой среды, через которые идет фильтрация. Существует несколько типов каналов: − субкапиллярный; − капиллярные; − трещины; − разрывы. Приведенные выше уравнения справедливы при условии движения несжимаемой жидкости по линейному закону Дарси. Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших пределах давления в пластах многие породы в результате 14

незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.). Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а также глины, имеющие массивную пакетную упаковку (рисунок 1.3). К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой. Глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией (рисунок 1.4) [1]. Рисунок 1.3 – Пример массивной пакетной упаковки глин – фильтрация происходит через каналы между пакетами Рисунок 1.4 – Пример упорядоченной пакетной упаковки глин – фильтрация практически не происходит. 15

По Теодоровичу Г.И. породы коллекторы по характеру проницаемости делятся на: − равномерно проницаемые; − неравномерно проницаемые; − трещиноватые. По величине проницаемости (мкм2) выделяется 5 классов коллекторов: 1) Очень хорошо проницаемые (>1); 2) Хорошо проницаемые (0,1-1); 3) Средне проницаемые (0,01-0,1); 4) Слабопроницаемые (0,001-0,01); 5) Плохо проницаемые (<0,001). 1.1.3 Трещиноватость горных пород Трещины представляют собой нарушения сплошности тела горной породы. Геометрически они характеризуются существенным различием размеров в плоскости разрыва (ширина и длина трещин) и в перпендикулярном направлении (раскрытость или высота трещин). Размеры трещины могут изменяться от микрометров до метров. Трещины в породе образуются на стадии диагенеза при уплотнении и обезвоживании породы, затем расширяются и приобретают пространственную ориентацию под действием тектонических факторов. По генезису различают трещины следующих типов: литогенетические (диагенетические и общие), разгрузки, выветривания и тектонические. Наиболее интенсивные поглощения происходят в трещинах тектонического происхождения, проявляющихся в зонах несогласного залегания пород. Тектонические трещины распространены повсеместно, во всех видах пород и являются основным видом трещиноватости. Они характеризуются упорядоченным расположением в виде распространенных систем, образующие правильные геометрические сетки с преимущественно с вертикальной 16

ориентировкой относительно слоистости пород и тесной связью с направлениями простираний тектонических структур. Наибольшая интенсивность трещиноватости наблюдается в районах тектонических поднятий. В прогибах порода опускается в область повышенных давлений, что препятствует образованию трещин. Трещины в глубоких горизонтах имеют преимущественно вертикальное направление. Это связано с характером тектонических движений на платформе. Трещины разгрузки также являются следствием тектонических движений земной коры. На глубине породы находятся в состоянии объемного сжатия. В этих условиях образование новых трещин затруднено, а существующие раскрыты незначительно. В областях тектонических поднятий напряжения постепенно снижаются, при этом расширяются имеющиеся в породе трещины и появляются трещины оседания и отслаивания, или, иначе трещины разгрузки. В результате появления сети открытых трещин резко улучшаются условия циркуляции вод. Трещины выветривания образуются в результате физико-химических воздействий на земной поверхности или вблизи нее. Эти трещины обычно значительно раскрыты, в связи с чем резко увеличивается трещинная проницаемость пород с жесткой связью. Однако при длительном накоплении продукты выветривания могут заполнить часть трещины, и проницаемость пород снизится. Развитие трещиноватости сопровождается химическими преобразованиями породы, которые при вторичной пористости играют не меньшую роль, чем само развитие трещиноватости. Большинство карбонатных пород обладает вторичной пористостью, которая возникает под действием циркулирующих подземных вод. Воды, обогащенные углекислым газом, выщелачивают известняковые породы, образуя каверны. Появление в породе системы взаимосвязанных трещин может резко изменить фильтрационные свойства отложений, т.е. существенно увеличить 17

проницаемость. Экспериментально установлено, что проницаемость трещины определяется из выражения (формулы Бусинеска): где h2 k= , 12 k – проницаемость; (1.3) h - раскрытость трещины. Расчет показывает, что трещина, имеющая раскрытие h порядка микрометра, может обладать огромной проницаемостью. Однако проницаемость массива породы или отдельных пластов, в том числе нефтенасыщенных (продуктивных), будет определяться общим числом трещин и степенью их взаиосвязанности. Проницаемость kт трещиноватых пород зависит от коэффициента их трещинной пористости и степени раскрытия трещин. Также, значение kт можно расчитать по формуле: k т = a × 106 × δ2 × mт , где (1.4) a - безразмерный коэффициент, который по данным различных авторов колеблется в пределах 8,35-8,50; δ - значение раскрытия трещины, см; mт - коэффициент трещинной пористости, в долях единицы [12]. Различие трещин по размеру, зависимость их параметров (например, раскрытости трещин, определяющей проницаемость) от напряжений, которые претерпевает порода при ее залегании, делают практически невозможным определение характеристик трещин по керну. Для оценки трещиноватости образцы породы, выбуреннные и поднятые на поверхность (керн), являются неинформативными. В лучшем случае по этим образцам можно судить о характере микротрещин, например, по результатам изучения шлифов под микроскопом. Очень важно отметить, что, если трещины существенно меняют проницаемость породы, отдельных пластов, то их наличие очень мало изменяет общую пористость. Как правило, пористость пород, то есть мелкозерновая 18

пустотность, оказывается на 1-2 порядка больше трещинной пористости, то есть суммарного объема трещин, отнесенного к объему породы. Объем трещин проницаемого пласта редко превышает 1 % от объема породы. 1.2 Классификация высокопроницаемых пород По действующей классификации горные породы разделяются на три вида: вулканические, осадочные и метаморфические. К вулканическим относятся породы, образовавшиеся в результате застывания и кристаллизации магматической массы сложного минералогического состава. К осадочным породам относятся продукты эрозии литосферы в результате воздействия различных процессов, мелкораздробленные продукты вулканических явлений и продукты жизнедеятельности различных организмов. Преобладают продукты разрушения литосферы водой, переносимые в области седиментации в виде обломков различного размера и в виде водных растворов минеральных солей. Метаморфическими породы – продукты преобразования осадочных и вулканических горных пород в результате глубокого физического преобразования (а иногда и химического) под воздействием высоких температур, давлений и химических воздействий. Как правило, высокопроницаемые породы относятся к группе осадочных пород. В свою очередь, осадочные породы делятся на терригенные, хемогенные и органогенные. К терригенным породам относятся: пески, песчаники, алевриты, алевролиты, глины, аргиллиты и др. К хемогенным – каменная соль, гипсы, ангидриты, доломиты, некоторые известняки и др. К органогенным – мел, известняки органогенного происхождения и другие [4]. Высокопроницаемые породы (коллекторы) в большинстве случаев относятся к типу осадочных пород. В свою очередь, породы-коллекторы, 19

отнесенные к типу осадочных пород, делятся по своему строению на гранулярные (терригенные, обломочные), трещинным и смешанного строения. К гранулярным коллекторам отнесены породы, состоящие из песчаников, песка, алевролитов, реже известняков, доломитов, поровые пространства которых состоят в основном их межзерновых полостей. К коллекторам трещинного типа в основном относятся карбонатные породы, поровое макротрещинами. пространство При этом которых, участки представлено пород, микро- представляющие и собой малопроницаемые плотные блоки пород, находящиеся между трещинами, практически не участвуют в процессах фильтрации [4]. Наиболее распространенным типом являются коллектора смешанного строения. Их поровое пространство представлено как системами трещин, так и межзерновыми полостями, в которые также могут входить каверны и карсты. Коллектора смешанного и трещинного строения являются наиболее склонными к катастрофическим поглощениям бурового раствора, однако существуют примеры поглощений без выхода циркуляции в сильно дренированных песчаниках с аномально низким пластовым давлением. 1.3 Причины фильтрационных потерь в высокопроницаемых породах Причинами возникновения поглощений бурового раствора в высокопроницаемых породах могут, как геологические факторы, так и технологические. Необходимо понимать причины возникновения возможных поглощений для правильного выбора метода предотвращения данного типа осложнений, а также метода ликвидации. К геологическим факторам обычно относят строение горной породы и ее литологию, наличие пористости, трещиноватости, карста, АНПД. К технологическим – конструкция скважины и бурильной колонны; плотность бурового раствора; гидродинамические давления, развиваемые во время бурения, восстановления циркуляции, промывок, проработок, СПО, 20

цементирования скважины. Воздействие технологических факторов как правило сводится к увеличению естественной проницаемости горной породы и интенсификации поглощения [5]. 1.3.1 Условия возникновения поглощения При бурении скважины происходит нарушение равновесного напряженного состояния горной породы, так как с одной стороны на стенки скважины в радиальном направлении действует боковое давление горного массива, а с другой – столб бурового раствора. Противодавление столба промывочной жидкости на пласт определяет возможность поглощения бурового раствора (в случае завышенной репрессии) либо нефтегазоводопроявления (в случае депрессии). Поглощение в породах с естественной проницаемостью выражается следующим уравнением: Pгст + Ргд > Рпл + Рсопр , где (1.5) Ргст – гидростатическое давление столба промывочной жидкости; Ргд – гидродинамическое давление, возникающее в результате движения жидкости в затрубном пространстве от кровли зоны поглощения до устья скважины; Рпл – пластовое давление; Рсопр – гидравлическое сопротивление жидкости при движении жидкости в проницаемом пласте [5]. При наличии в разрезе скважины зон с несовместимыми условиями бурения неотделенных друг от друга обсадными колоннами, возникает завышенная репрессия на пласты с меньшим давлением, по сравнению с пластами, на которые производился расчет плотности бурового раствора. При чрезмерном завышении перепада на пласт может произойти расширение трещин, уже имеющихся в пластах, а также образование новых – гидроразрыв. 21

Гидроразрыв может быть обусловлен как завышенной репрессией на пласт, так и гидродинамическими колебаниями во время СПО, проработок, восстановления циркуляции. Естественная трещиноватость является значительным фактором в снижении давления гидроразрыва горной породы. Под действием переменных нагрузок при СПО, восстановлении циркуляции пласт с естественной трещиноватостью разрывается при значительно более низком давлении, чем для пород нетрещиноватых [5]. Гидроразрыв породы возможен при выполнении следующего условия: Ргст + Ргд > Ргр , где (1.6) Ргст – гидростатическое давление столба промывочной жидкости; Ргд – гидродинамическое давление, возникающее в результате движения жидкости в затрубном пространстве от кровли зоны поглощения до устья скважины; Ргр – давление гидроразрыва горной породы. Физическая сущность и механизм гидроразрыва изучались главным образом при рассмотрении возможностей увеличения продуктивности скважин. Давление разрыва и направление распространения трещин зависят от вертикального и бокового горного давления, наличия естественной и искусственной трещиноватости, значения давления в поровом пространстве, пористости, проницаемости горных пород и вязкости жидкости разрыва, подачи насосов. Разрыв пласта сопровождается одновременно тремя явлениями: упругой и пластической деформацией горных пород, движением вязкой жидкости или суспензии по трещине, фильтрацией жидкости в горных породах. ГРП в песчано-глинистых толщах прогибов и впадин на небольших глубинах происходят при давлениях столба бурового раствора, значительно меньших геостатических давлений. С увеличением глубины давления ГРП возрастают и на больших глубинах приближаются к геостатическому давлению. Подобное явление наблюдается и в районах спокойного залегания горных пород, 22

где проявление тектонических напряжений маловероятно, и в районах напряженной складчатости. По многим данным, боковые составляющие напряжений в породах ϭх, ϭy меньше вертикальной составляющей ϭz на значение коэффициента бокового распора: σx = σy = λσz . (1.7) Коэффициент бокового распора зависит от коэффициента Пуассона следующим образом: λ= μ . 1−μ (1.8) Давление гидроразрыва определяется по следующей формуле: Ргр = 𝜆(Ргор − Рпл ) + Рпл . где (1.9) Ргор – горное давление; λ – коэффициент бокового распора. 1.3.2 Геологические факторы Как говорилось ранее, к геологическим факторам относятся строение горной породы и ее литология, наличие пористости, трещиноватости, карста, АНПД. Влияние строения горных пород и их литологии, пористости и трещиноватости подробно описано в подразделе 1.1. Стоит подробней остановиться на влиянии карста и АНПД на фильтрационные потери. По Соколову Д.С. существуют определенные условия для развития карста без которых его образование невозможно. К вышеназванным условиям относятся: наличие растворимых горных пород, способность горных пород пропускать через себя воду (проницаемость), наличие движущейся воды, способность воды растворять породу. В случае отсутствия одного из факторов, развитие карста невозможно. Породы, подвергаемые карстообразованию, литологически представлены преставлены карбонатами (известняки и доломиты с переходами от известняков к доломиту, мел, мраморовидные известняки и 23

доломиты, мраморы), сульфатными породами (гипсы, ангидриты и переходные разности), солями. В зависимости от литологии карсты разделяются на карбонатные, гипсово-ангидритные и соляные. Г. А. Максимович приводит следующую схему классификации карстующихся отложений [6]. Большая часть пород в той или иной степени трещиновата. По этим трещинам в карстующийся массив проникают воды, а в зоне выветривания и воздух, растворяют породы, образуя те или иные карстовые формы. В зоне выветривания существует и противоположный процесс – заполнения и залечивания трещин. Обычно при изучении карста основное внимание уделяется карстовым формам, образование которых обусловлено трещинной водопроницаемостью, тогда как в карбонатных породах не меньшим распространением пользуются пустоты, генетически связанные с наличием в породах пор, которые при дальнейшем развитии расширяется до каверн, образуя широкораспространенные среди карбонатных пород пористо-кавернозные зоны (рисунок 1.5). Теоретической основой прогноза зон распространения высокоемких коллекторов служат нижеперечисленные условия (они вытекают из особенностей, присущих именно карбонатным отложениям): − ранняя литификация (до погружения осадков на большие глубины), вследствие которой фактор гравитационного уплотнения не является решающим; − первичная седиментационная неоднородность карбонатной толщи, определяющая неравномерное движение флюидов через пласты; − склонность к трещинообразованию, обеспечивающая возникновение новых путей фильтрации флюидов, сообщаемость пористых интервалов и развитие коллекторов сложного типа; − повышенная растворимость и селективность ее проявления, за счет воздействия которых формируются карстовые пустоты и каверны различного генезиса; 24

− изменение растворимости минералов в условиях повышенной температуры и давления; − скорость движения и химический состав подземных вод, обусловливающие растворимость неоднозначную компонентов магния и избирательную или кальция и способствующие образованию пустот нового вида; − неодинаковая смена направленности процесса растворения и осаждения минералов под влиянием термодинамических условий. [6]. Рисунок 1.5 – Развитие карста Говоря о влиянии АНПД на фильтрационные потери, необходимо в первую дать определение пластовому давлению, а также их классификацию. Пластовое давление есть давление (Рпл), под которым находятся флюиды в сообщающихся порах осадочных и других типов пород. Также существует термин поровое давление (Рпор), в работах отечественных исследователей принято разделять пластовое давление от порового, а именно поровое давление – давление под которым находятся флюиды в несообщающихся порах горной породы, пластовое давление – давление под которым находятся флюиды в сообщающихся порах горной породы. В работах зарубежных исследователей 25

принято не разделять поровое давление от пластового и приравнивать их к синонимам. Существует классификация пластовых давлений по категориям: − аномальное низкие (пониженные), когда пластовое давление ниже гидростатического (Рпл<Ргст); − гидростатические, когда пластовое давление есть функция плотности пластовых флюидов; − аномально высокие (повышенные), когда пластовое давление превышает гидростатическое и обычно не превышает горного давления (Рпл>Ргст) [7]. В работе [8] рекомендуется за нормальное пластовое давление принимать такой напор вод, градиент давления которого равен 0,1 кгс/см2/м, считая, что при градиенте давления ≤0,1 вскрытие зоны поглощения при промывке забоя водой сопровождается поглощением, а при градиенте >0,1 – водопроявлением. Характер циркуляции других промывочных растворов определяется в основном их удельным весом. В работе [7] нормальным состоянием пласта следует считать состояние, при котором пластовое давление подчиняется закону, выраженному уравнением: Рпл = 0.1 × Н × ρ, где (1.10) Н – глубина скважины, м; ρ –плотность пластовой воды, г/см3. Основными причинами образования АНПД являются: − частичная разгрузка горного давления, что приводит к увеличению объема порового пространства; − большая альтитуда устья скважины, превышающая уровень грунтовых вод; − некомпенсированный отбор флюида из пласта при эксплуатации скважины. В случае наличия интервалов АНПД в разрезе скважины, их влияние на поглощение бурового раствора может происходить по 2-м механизмам. В первом 26

случае, при наличии естественной проницаемости происходит превышение давления в скважине относительно суммы пластового давления и давления сопротивления при фильтрации жидкости в пласте, в результате чего происходит движение жидкости из скважины в пласт согласно уравнению 1.6. Во втором согласно формуле 1.9, снижение пластового давления приводит к снижению давления гидроразрыва, результате чего, при превышении давления в скважине над давлением гидроразрыва, происходит образование искусственных трещин, что приводит к увеличению проницаемости и дальнейшему движению жидкости из скважины в пласт. Также данные процессы могут протекать совместно. 1.3.3 Технологические факторы Необходимо понимать влияние технологических факторов, таких как конструкция скважины и бурильной колонны; плотность бурового раствора; гидродинамические давления, развиваемые во время бурения, промывок, проработок, спускоподъемных операций и цементирования скважин для выбора оптимальных технологических решений. Влияние конструкции скважины сводится к обеспечению раздельного вскрытия интервалов с несовместимыми условиями бурения и выбору оптимальных диаметров бурильных труб. Оценка совместимости (по геологическим условиям) интервалов для вскрытия при бурении одним открытым стволом может быть произведена на стадии проектирования по графику эквивалентов давлений. Пример графика эквивалентов давлений изображен на рисунке 1.6. Количество интервалов с несовместимыми условиями для бурения (их также часто называют технологическими полями давлений – ТПД – заштрихованные области) показывают минимально возможное число обсадных колонн [10]. Также необходимо обращать внимание на выбранную траекторию ствола скважины. При бурении скважин с большим отходом забоя от вертикали (ERD), нередки случаи, когда горизонтальный участок имеет протяженность 1000 м и выше, учитывая данный фактор, а также тот момент, что 27

величина давления гидроразрыва зависит от глубины по вертикали, а прирост гидродинамического давления в затрубном пространстве зависит от глубины по стволу, растет вероятность возникновения поглощения в результате гидроразрыва т.е. при увеличении длины горизонтального участка величина эквивалентной циркуляционной плотности приближается к эквиваленту гидроразрыва. Данный фактор также необходимо учитывать на стадии проектирования и производить расчет эквивалентной циркуляционной плотности, для рассмотрения возможности смены системы бурового раствора на систему, разработанную специально для обеспечения низких эквивалентных плотностей циркуляции. Плотность, г/см3 0.90 0 500 1.10 1.30 1.50 1.70 1.90 Кпл Кгр 1000 Пл-ть по к.б. Пл-ть по репрессии Глубина, м 1500 2000 2500 3000 3500 4000 Рисунок 1.6 – График эквивалентов давлений 28

Влияние конструкции бурильной колонны, а именно ее «базовой» части на гидродинамические давления подробно рассмотрено в работе [11]. В данной работе говорится о том, что уровень оптимальности размеров труб необходимо оценивать по следующим требованиям: − обеспечение минимальных значений гидродинамических потерь во время СПО; − минимизация общих (суммарных) гидравлических потерь давления при промывке (потерь в трубах Ртр и потерь в заколонном пространстве Ркп); − минимизация потерь давления в заколонном пространстве Ркп при промывке скважины. Так как, перечисленные выше требования обладают противоречивым характером, то решение данной задачи сводится к поиску оптимального (компромиссного) варианта [1]. Таким образом, резюмируя результаты исследования в работе [11], можно сказать, что оптимальный компромисс для большинства типоразмеров труб достигается при следующем соотношении: 𝑑тр = 0.52 … 0.58. 𝐷𝑐кв Плотность бурового раствора напрямую (1.11) определяет величину гидростатического давления в скважине. На стадии проектирования необходимо выбирать величину плотности бурового раствора минимально необходимую для предотвращения ГНВП и поддержания стабильности ствола скважины, при этом также полезно контролировать величину репрессии на пласт и не допускать ее чрезмерного завышения. Вышесказанное может привести не только к предотвращению возможных поглощений бурового раствора, но и экономии химических реагентов и материалов, а также в некоторых случаях к улучшению технико-экономических показателей. Гидродинамическое давление зависит от реологических и структурномеханических характеристик буровых растворов, скорости течения жидкости в 29

затрубном пространстве, скорости проведения СПО, загруженности затрубного пространства выбуренной породой. Так как буровые растворы являются тиксотропными системами, после продолжительного нахождения в покое, буровой раствор приобретает определенную структуру, поэтому для восстановления циркуляции необходимо разрушить образовавшуюся структуру, осуществление чего сопровождается относительно высокими давлениями. Нередки случаи, когда поглощение бурового раствора было инициировано гидроударом при восстановлении циркуляции в результате бесконтрольного выхода на рабочие величины подачи буровых насосов. Приблизительный расчет пускового давления, возникающего в затрубном пространстве после длительного нахождения в покое, можно произвести по следующей формуле: Ргд = Рпуск = где 4θL , Dскв − dтр (1.11) θ – статическое напряжение сдвига; L – длина бурильной колонны; Dcкв – диаметр скважины; dтр – наружный диаметр бурильных труб [Каменских]. Для приблизительного расчета гидродинамического давления развиваемого во время СПО с заполнением бурильной колонны, для вязкопластичной модели (Шведова-Бингама) течения жидкости, Гукасовым Н.А. была предложена формула: Ргд = где 4ηvL 1 2τ0 L + , R22 (1 + r 2 ) ln 1 − (1 − r 2 ) R 2 −R1 r (1.12) η – пластическая вязкость бурового раствора; v – скорость спуска бурильной колонны; L – длина бурильной колонны; τ0 – динамическое напряжение сдвига бурового раствора; R1 и R2 – внешний радиус бурильных труб и радиус скважины соответственно; 30

r – внутренний радиус бурильных труб [12]. Расчета гидродинамических потерь в затрубном пространстве во время циркуляции для вязкопластичной модели течения можно произвести по следующей формуле: Ргд = Ркп = где 128QηL 16 τ0 L + , π(D − dн )3 (D + dн ) 3 D − dн (1.13) Q – расход промывочной жидкости; η – пластическая вязкость бурового раствора; L – длина бурильной колонны; τ0 – динамическое напряжение сдвига бурового раствора; D – диаметр скважины; dн – наружный диаметр бурильных труб [11]. Таким образом, каждый из вышеназванных факторов по отдельности либо в совокупности с другими может стать причиной возникновения поглощения. Поэтому в условиях повышенной вероятности возникновения поглощений необходимо учитывать все факторы начиная с этапа проектирования вплоть до этапа заканчивая скважины. 1.4 Влияние свойств буровых растворов на изменение фильтрационноемкостных свойств продуктивных пластов Процессы изменения ФЕС продуктивных пластов при первичном вскрытии продуктивного пласта бурением, заканчивании скважины и освоении изучены достаточно хорошо, ведь конечные эксплуатационные качества скважины напрямую зависят от степени сохранения ФЭС продуктивного пласта в естественном состоянии. Специалистами по разработке месторождений на основании данных о снижении забойного давления в период отбора рассчитали, что дебиты многих скважин ниже их потенциальных значений. Ими было выдвинуто предположение о существовании определенного барьера вокруг ствола скважины либо поверхностного эффекта. Этот поверхностный эффект 31

или скин-эффект, вызывается зоной с пониженной проницаемостью (рисунок 1.7). (1 – зона проявления скин-эффекта, или загрязненная зона; 2 – ствол скважины; 3 – статическое пластовое давление; 4 – давление в пласте; 5 – забойное динамическое давление; ΔPs – падение давления в загрязненной зоне) Рисунок 1.7 – Распределение давления в продуктивном пласте в условиях проявления скин-эффекта Зарубежным исследователем Маскетом было получено выражение, определяющее соотношение продуктивностей скважин с загрязненной и незагрязненной ПЗП: R ln к Qз rc = , k rз Rк Q ln + ln rз k з rc где (1.14) Q – продуктивность скважины с незагрязненной ПЗП; Qз – продуктивность скважины с незагрязненной ПЗП; Rк – радиус контура питания; rс – радиус скважины; rз – радиус загрязненной зоны; k и kз – естественная и ухудшенная проницаемости пласта соответственно [2]. 32

В связи с этим, отечественными и зарубежными исследователями были изучены и выделены различные механизмы снижения проницаемости ПЗП, а также разработаны различные технологии снижения негативного воздействия на продуктивный пласт во время строительства, освоения и ремонта скважин, о чем и пойдет речь далее. 1.4.1 Механизмы снижения проницаемости продуктивных пластов Существует несколько механизмов снижения продуктивности скважины под влиянием твердой фазы технологических жидкостей или их фильтратов: 1. Закупорка (кольматация) порового пространства в результате проникновения в пласт твердых частиц; 2. «Глинистое блокирование» происходящее в результате набухания и диспергирования глин, входящих в состав породы коллектора, под действием фильтрата технологических жидкостей; 3. Капиллярные явления – влияние относительных проницаемостей в результате изменений относительного содержания воды, нефти и (или) газа в порах пласта; эффекты смачиваемости; блокирование пор водными фильтратами [2]; 4. Образование нерастворимых осадков в результате контактирования фильтратов технологических жидкостей с пластовой водой либо нефтью; 5. Блокирование порового пространства эмульсиями и пенами в ПЗП. Стоит подробней остановиться на каждом из вышеназванных механизмов. 1.4.1.1 Закупорка порового пространства в результате проникновения в пласт твердых частиц Снижение проницаемости под воздействием твердой фазы бурового раствора происходит в результате проникновения частиц в пласт, что в свою 33

очередь ведет к сужению либо закупорке фильтрационных каналов. Однако частицы твердой фазы могут проникать в пласт только в период мгновенной фильтрации, то есть до образования фильтрационной корки. Как только фильтрационная корка будет проникновение мельчайших проницаемости фильтрационной полностью частиц будет корки сформирована, невозможно (1 нм2). дальнейшее ввиду Дальнейшее низкой изменение проницаемости может происходить за счет движения и изменения положения, уже проникших в пласт частиц во время мгновенной фильтрации [2]. На рисунке 1.7 представлен сравнительный пример механизмов правильной и неправильной кольматации пласта. Рисунок 1.8 – Сравнение кольматации Так как продуктивный пласт обладает повышенной проницаемостью, для образования низкопроницаемой фильтрационной корки необходима определенная основа, то есть необходимо чтобы буровой раствор образовал первоначальную перегородку на стенках скважины, на которой в последствии образуется фильтрационная корка. Для образования данной перегородки, необходимо чтобы в буровом растворе присутствовали частицы твердой фазы, размер которых должен быть меньше чем размер пор, но не менее 1/3 этих пор 34

(далее сводообразующие частицы). Однако в растворе должны присутствовать фракции частиц убывающего размера, вплоть до крупных коллоидных частиц. Таким образом, чем ниже проницаемость горной породы и чем выше доля сводообразующих частиц, способных образовать вышеупомянутую перегородку, тем быстрее произойдет кольматация и тем меньше будет мгновенная фильтрация [2]. В работе [2] кратко описаны исследования глубины кольматации кернов различной проницаемости проведенные различными исследователями. Все из описанных исследователей пришли к выводу о том, что при наличии в буровом растворе необходимого количества сводообразующих частиц, даже при непрерывном удалении наружной корки (имитация скважинных условий), глубина кольматации пласта (глубина проникновения твердых частиц) лежит в диапазоне от 1 до нескольких сантиметров. Из этого следует вывод о том, ущерб от проникновения в пласт твердых частиц (при вышеназванных условиях) не будет существенным, если в скважине будет произведена перфорация либо обработка способная разложить твердую фазу, которой представлена сводовая перемычка. Также в работе [2] описан опыт зарубежного исследователя Абрамса, которым был проведен эксперимент с использованием солевого раствора без крупных частиц, способных закупорить поры. Солевой раствор содержал 1% частиц с размером не более 12 мкм. Данный раствор был неоднократно прокачан через песчаную набивку проницаемостью 5 мкм2. На рисунке 1.8 иллюстрируется резкое ухудщение коллекторских свойств пласта в виде снижения проницаемости в зависимости от глубины проникновения частиц твердой фазы. Средний размер частиц в растворе составлял 2-3 мкм, размер пор 30-40 мкм. Обратная промывка нефтью мало чем смогла поспособствовать восстановлению проницаемости [2]. 35

Рисунок 1.9 – Снижение проницаемости песчаной набивки в результате проникновения частиц твердой фазы из бурового раствора при отсутствии в нем сводообразующих частиц 1.4.1.2 «Глинистое блокирование» Почти во всех песчаниках и песках присутствуют глинистые частицы, которые могут значительно повлиять на проницаемость коллектора. Существуют два механизма осаждения глин в песчаниках, осаждение глин вместе с зернами песка во время осадконакопления, такие глины называются детритовыми. Вторым механизмом является осаждение глин во время движения пластовых вод по порам и трещинам коллектора, такие глины называются диагенетическими. Эти глины могут входить в состав скелета породы, покрывая стенки пор, или находиться в порах, не буду скрепленными с их стенками. Диагенетические глины обычно присутствуют в виде отложений на стенках пор пластинчатых глинистых частиц, ориентированных перпендикулярно к поверхности зерен [2]. Наибольшее снижение проницаемости пласта наблюдается, когда в пласте присутствуют монтморилониты и переслаивающиеся глины, меньшее воздействие оказывают иллиты, самое малое – каолиниты и хлориты [2]. Глины, содержащиеся в пласте, под влиянием фильтрата бурового раствора подвержены гидратации, диспергированию, пептизации и дальнейшей 36

миграции в порах и каналах пласта. В следствие сложной формы каналов естественных коллекторов, мигрирующие частицы застревают в сужениях. Данный механизм снижения коллекторских свойств известен как «глинистое блокирование» (рисунок 1.9). Влияние набухания кристаллов глины на проницаемость гораздо ниже по сравнению с глинистым блокированием. При набухании кристалл монтмориллонита увеличивается не более чем в 2 раза. Если глина присутствует на стенках пор в виде тонкого слоя, двукратное увеличение ее объема окажет незначительное влияние на проницаемость [2]. Однако с точки зрения поглощений бурового раствора либо интенсивной фильтрации, глинистое блокирование не имеет никакого влияния. (1 – Мелкие частицы, застрявшие в сужениях пор; 2 – направление фильтрации; 3 – подвижные мелкие частицы) Рисунок 1.10 – Механизм глинистого блокирования 1.4.1.3 Капиллярные явления В большинстве случаев водная фаза без всякого внешнего воздействия вытесняет нефть или газ из образца горной породы, что свидетельствует о том, что горная порода обычно преимущественно смачивается водой. В определенных условиях при вводе скважины в эксплуатацию не вся 37

внедрившаяся вода удаляется в ствол, в результате продуктивность скважины снижается. Данное явление названо «водяным блокированием». Когда скважину вводят в эксплуатацию, нефть вытесняет фильтрат обратно в скважину, при этом водонасыщенность пласта стремится к остаточному значению (об этом подробней упоминалось в п.п. 1.1.2). По мере приближения водонасыщенности к остаточному значению, проницаемость для воды становится очень низкой, поэтому до полного вытеснения водной фазы из пор и каналов коллектора и достижения максимального дебита скважины проходит достаточно продолжительное время. «Водяное блокирование» носит временный характер в коллекторах с высоким пластовым давлением и относительно высокой проницаемостью. Однако, в последнее время идет активная разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами т.е. коллекторов с высоковязкими нефтями, низкой проницаемостью, где капиллярные давления играют достаточно важную роль. Капиллярное давление можно определить по формуле: 2σ cos θ , r Ркап = где (1.15) σ – поверхностное натяжение; θ – краевой угол; r – радиус капилляра. Исходя из уравнения 1.15, можно сделать вывод что капиллярное давление обратно пропорционально радиусу капилляра. Капиллярное давление благоприятствует проникновению водной фазы в коллектор и препятствует вытеснению нефтью водной фазы. Таким образом, в низкопроницаемых коллекторах капиллярные давления могут достичь таких значений, что существующего перепада давлений может оказаться недостаточно чтобы вытеснить фильтрат. Этому явлению подвержены не только низкопроницаемые коллекторы, но и истощенные коллекторы с низкими пластовыми давлениями [2]. 38

1.4.1.4 Образование нерастворимых осадков Химическая несовместимость между жидкостью для вскрытия продуктивного пласта и пластовым флюидом может привести к конденсации новообразований (солей, гелей, парафинов, оксидов, мыл) которые в конечном счете вызывают снижение проницаемости. Наиболее распространенным примером может являться реакция фильтрата содержащего ионы кальция с растворимыми карбонатами или сульфатами в пластовом флюиде с образованием отложений карбоната кальция или сульфата кальция (гипса). Также одним из примеров может являться сшивка акриловых полимеров в присутствии ионов кальция, магния, железа, алюминия. При обработке бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта акриловыми полимерами может произойти сшивка макромолекул полимера в результате взаимодействия катионов поливалентных металлов, содержащимися в пластовой воде, с анионными функциональными группами. В результате сшивки полимера образуется гелеобразная смесь высокой вязкости, которая может вызвать определенные проблемы при освоении скважины. Данный тип блокирования не несет практического значения, если рассматривать его как процесс, предотвращающий поглощений бурового раствора. 1.4.1.5 Блокирование порового пространства эмульсиями и пенами в ПЗП Блокирование порового пространства может произойти в результате образования пен или эмульсий при контакте фильтратов технологических жидкостей с пластовыми водами и нефтью либо при вскрытии продуктивного интервала с использованием эмульсионного раствора. При образовании эмульсий или пен в ПЗП происходит снижение эффективной проницаемости коллектора в результате запирания дисперсной фазы (капелек или пузырьков) в сужениях пор, так называемый эффект Жамена. 39

Образование блокирующей эмульсии может произойти в результате комбинации мелких частиц в фильтрате раствора с асфальтенами в нефти, эмульгирования пластовых флюидов под воздействием ПАВ или эмульгаторов, содержащихся в растворе, или воздействия химической среды на некоторые типы сырой нефти, в результате которого образуются эмульгаторы. Растворы на углеводородной и синтетической основах способны изменять смачиваемость пласта, высвобождая воду, которая подвергается эмульгированию. В случае растворов на водной основе совместимость фильтрата можно протестировать и отрегулировать с использованием альтернативных составов и неэмульгирующих продуктов [13]. Данный тип блокирования порового пространства, как глинистое блокирование и образование нерастворимых, в большинстве случаев, также не имеет влияния на поглощения и интенсивную фильтрацию. 1.4.2 О методах повышения качества вскрытия продуктивных пластов Вопрос качественного вскрытия продуктивного горизонта должен быть проработан уже на стадии проектирования. В идеальном случае, для интервала продуктивного пласта необходимо подобрать специальную систему бурового раствора, которая будет экономически оправдана и сможет обеспечить приемлемое качество вскрытия коллектора. Но зачастую, с целью экономии, продуктивный горизонт вскрывается и даже осваивается на буровом растворе, переведенном с предыдущих интервалов, что в последствии негативно влияет на качество вскрытия. Современные разработанными методы лабораторных программными исследований комплексами позволяют вкупе с провести сравнительные тесты различных систем буровых растворов на естественных или искусственных кернах на обратную проницаемость; подобрать оптимальный фракционный состав кольматирующих добавок (для правильной кольматации т.е. образования сводовой перемычки, о которой говорилось в п.п. 1.4.1.1), а также контролировать и корректировать его в процессе бурения; производить 40

тесты на совместимость технологических жидкостей с пластовыми флюидами; производить точный анализ минералогического состава глинистого материала и подбирать наиболее оптимальный метод ингибирования и т.д. Современные системы буровых растворов вкупе с техническими возможностями позволяют точно контролировать и регулировать гидродинамическую обстановку в скважине (системы MPD, DGD), что позволяет проводить скважины с большим отходом от вертикали (ERD) и глубоководные скважины с высокими забойными давлениями и температурами (HPHT), вскрывать продуктивные горизонты на депрессии. Современные методы заканчивания позволяют ликвидировать последствия первичного вскрытия (использование различных «брейкерных» систем) и предотвратить негативные последствия вторичного вскрытия, ускорить процесс освоения скважины. Все вышеназванное осуществляется при условии минимального ущерба окружающей среде и персоналу либо при полном его отсутствии, чего нельзя сказать о традиционных и менее дорогостоящих методах. При этом если рассматривать исключительно поглощения бурового раствора, то и для данного типа проблем должен быть применен аналогичный подход. 1.5 Мероприятия по предупреждению фильтрационных потерь в высокопроницаемых породах По В.И. Крылову все основные мероприятия по предотвращению поглощений сводятся к снижению давления в скважине оказываемого на проницаемые пласты при проведении различных операций. В таблице 1.2 представлены основные факторы, обуславливающие снижение гидростатического и гидродинамического давления в скважине. 41

Таблица 1.2 – Факторы, обуславливающие снижение гидростатического и гидродинамического давления Предупреждение поглощений 1 2 3 4 Снижение гидростатического давления Снижение гидродинамического давления Снижение плотности Бурение на Регулирование Подбор компоновок промывочной равновесии или структурно-механических бурильного жидкости депрессии свойств инструмента Проведение Применение облегченных Ограничение скорости промежуточных промывочных жидкостей СПО промывок Расхаживание и вращение Плавное Естественные Эмульсионные колонны перед запуском восстановление водные суспензии растворы циркуляции циркуляции Регулирование Растворы с Аэрированные Регулирование скорости скорости восходящего наполнителями жидкости проработки потока Бурение отдельных Предотвращение Газообразные агенты интервалов роторным сальникообразования способом Общие рекомендации отечественных и зарубежных исследователей сводятся к следующему: 1. Регулирование свойств промывочных жидкостей. Поддержание плотности бурового раствора на минимально возможном уровне. Поддержание реологических и структурно-механических характеристик на оптимальном уровне, недопущение утяжеления бурового раствора за счет выбуренной породы. Применение прямых и обратных эмульсий, растворов с наполнителями (например, газонаполненных микросфер), аэрированных жидкостей (например, микропузырьковая система AphronICS предоставляемая сервисной компанией M-I Drilling Fluids), газообразных агентов и др. Также одним из вариантов является применение технологии бурения на равновесии или депрессии (бурение с управляемым давлением – MPD), нередко данные технологии используются также вкупе с аэрированными буровыми растворами. Однако применение облегченных жидкостей и технологии бурения на равновесии/депрессии затрудненно большими затратами и сложностью специальных технических решений. 42

2. Управление гидродинамической обстановкой в скважине. Контроль скоростей СПО, проработок, проведение промежуточных промывок, плавное восстановление циркуляции, подбор оптимальной компоновки БК и др. 3. Обеспечение раздельного вскрытия интервалов с несовместимыми условиями бурения, подробнее было рассмотрено в п. 1.3.3. 4. Другие мероприятия. На данный момент в практике бурения интервалов склонных к поглощениям бурового раствора широко используются следующие мероприятия: − Ограничение механической скорости бурения; − Снижение производительности буровых насосов; − Проведение дополнительных СПО для шаблонирования ствола скважины перед вскрытием интервалов потенциально склонных к поглощениям бурового раствора; − Повышение концентрации разнофракционного карбоната кальция в буровом растворе, использование различных кольматирующих материалов путем ввода в циркулирующий объем либо в виде прокачки кольматирующих пачек во время вскрытия интервала склонного к поглощению бурового раствора. Ограничение механической скорости бурения и снижение производительности буровых насосов используется в первую очередь для снижения гидродинамического давления в затрубном пространстве, т.к. при снижении механической скорости бурения улучшается очистка ствола скважины от выбуренной породы. Важно заметить, что перед вскрытием поглощающих горизонтов важно произвести промывку с интенсивным расхаживанием и вращением бурильной колонны в течение нескольких циклов затрубного пространства для очистки ствола скважины от шлама, также произвести СПО до башмака предыдущей обсадной колонны для контроля ствола скважины на предмет возможных сужений и наличия скоплений шлама. В совокупности вышеназванные мероприятия ведут с снижению гидродинамического давления в скважине. Также снижение механической скорости может способствовать 43

более эффективной кольматации. На рисунке 1.11 представлены графики зависимости эквивалентной плотности и загрузки кольцевого пространства шламом от режимов бурения, рассчитанных для секции 220.7 мм под спуск эксплуатационной колонны скважины с субгоризонтальным окончанием. Моделирование производилось на основе реального проектного профиля и КНБК, параметров бурового раствора, конструкции скважины, режимов бурения и пластовых условий с использованием программного комплекса DFG. ЭП, г/см3 1.14 0 1.16 1.18 1.2 1.22 1.24 1.26 1.28 1.3 ЭП без шлама Vмех=35 м/ч; Qн=36 л/с ЭП со шламом Vмех=35 м/ч; Qн=36 л/с ЭП со шламом Vмех=10 м/ч; Qн=36 л/с 500 ЭП без шлама Vмех=10 м/ч; Qн=25 л/с ЭП со шламом Vмех=10 м/ч; Qн=25 л/с Загрузка шламом Vмех=10 м/ч; Qн=36 л/с 1000 Загрузка шламом Vмех=10 м/ч; Qн=36 л/с Глубина по стволу, м Загрузка шламом Vмех=10 м/ч; Qн=25 л/с 1500 2000 2500 3000 3500 0 2 4 6 8 10 12 Загрузка шламом, % Рисунок 1.11 – Зависимость ЭП и загрузки ствола скважины выбуренной породой от механической скорости бурения и подачи буровых насосов Большинство специалистов сходятся во мнении, что поглощение бурового раствора легче предотвратить, чем ликвидировать. Для чего компанией 44

M-I Drilling Fluids совместно с SHELL предлагается комплексный подход (рисунок 1.12) к предотвращению поглощений который включает в себя передовые методы бурения (применение точных геомеханических моделей для оценки риска обрушения или поглощения бурового раствора, профильных перекрывателей, бурения с управляемым давлением, бурения на обсадных трубах), выбор бурового раствора сводится к применению жидкости с оптимизированными свойствами как относительно геологических особенностей, так и режимов бурения. Верхний уровень посвящен методам ликвидации последствий путем применения материалов для борьбы с поглощениями. О материалах для упрочнения ствола пойдет речь далее. Рисунок 1.12 – Комплексная программа предупреждения и ликвидации поглощений Повышение содержания разнофракционного карбоната кальция в буровом растворе производится для увеличения кольматирующей способности бурового раствора. Подбор фракционного состава можно произвести при наличии информации о размерах пор и трещин по критерию Абрамса, теории идеальной упаковки Кауффера либо методу Викерса. Применение кольматирующих 45

материалов путем прокачки пачек более целесообразно по сравнению с насыщением всего активного объема в тех случаях, когда размер фракционного состава будет изменен в результате прохождения бурового раствора через панели вибросит. Применение таких материалов как фракционированный карбонат кальция, модифицированный графит, арахисовая скорлупа, нефтяной кокс, а также смеси частиц целлюлозы [26] перспективно не только лишь способностью данных материалов заполнять и кольматировать пустоты горной породы, но и повышать устойчивость породы к гидроразрыву согласно теории упрочнения ствола скважины. Теория упрочнения была разработана и сформулирована в результате череды исследований ассоциации DEA – 13 (Drilling Engineering Association) в период 1985-2010 г.г., в которую входили исследователи из различных нефтедобывающих и сервисных компаний (ConocoPhillips, AMACO, BP, ExxonMobil, SHELL, Statoil, HALLIBURTON, M-I SWACO и другие), а также различных институтов, занимающихся данными проблемами. Теория упрочнения ствола скважины подразумевает упрочнение стенок скважины путем «расклинки» уже существующих или раскрывающихся трещин специальными материалами (модифицированный углерод, мрамор, ореховая скорлупа, нефтяной кокс), в результате «расклинки» одной или нескольких вертикальных трещин происходит перераспределение напряжения в породе вокруг ствола скважины, что в свою очередь ведет к увеличению давления раскрытия трещин. При условии, что наведенная трещина закупоривается в устье либо рядом с устьем трещины, создается повышенное тангенциальное напряжение вокруг ствола, данный эффект назван как «ячейка экранирующего напряжения» (stress cage) [30]. На самой расклинивающей перемычке также образуется низкопроницаемая фильтрационная корка, что ведет к росту гидравлических сопротивлений и снижению гидродинамического давления в самой трещине, в следствие чего происходит смыкание трещины. Однако наличие расклинивающей перемычки предотвращает закрытие трещины, в результате 46

чего вокруг ствола постоянно поддерживается дополнительное кольцевое напряжения. Наличие расклиненных трещин ведет к увеличению значения давления раскрытия или создания новых трещин, что в свою очередь ведет к увеличению диапазона допустимых плотностей бурового раствора и позволяет проводить скважины в более сложных геологических условиях [26]. Цели и задачи исследования 1.6 Целью исследования является разработка технологических рекомендаций по предупреждению фильтрации технологических жидкостей в высокопроницаемые пласты. Задачи исследования: 1. Анализ особенностей вскрытия пластов высокой проницаемости. 2. Оценка влияния технологических свойств буровых растворов на фильтрационные потери. 3. Оптимизация состава бурового раствора для конкретных геологических условий 4. Оценка экономической эффективности использования технологических рекомендаций. 47

2 Оценка влияния технологических свойств буровых растворов на фильтрационные потери 2.1 Влияние плотности буровых растворов на фильтрацию и оптимизация параметров для конкретных условий Рассмотрение влияния плотности буровых растворов, а также оптимизация параметров и дальнейшие расчеты будут выполнены для условий Тарасовского месторождения, на примере горизонтальной скважины № 5185 куста 309. Назначение горизонтальной скважины № 5185 куста 309 Тарасовского месторождения – эксплуатация пласта Ач1 ачимовской свиты. В таблицах 2.1 – 2.7 представлены общие сведения о районе буровых работ, стратиграфический и литологический разрез скважины, физико-механические свойства горных пород, давления, температура и проницаемость пластов, проектная конструкция скважины и профиль. Таблица 2.1 – Общие сведения о районе буровых работ Наименование данных Значение 1 2 Месторождение Тарасовское Административное расположение: Cтрана Россия Округ Ямало-Ненецкий Автономный округ Область Тюменская Район Пуровский Температура воздуха, ºС: - среднегодовая -6 – -7 - наибольшая летняя +32 – +36 - наименьшая зимняя -55 Максимальная глубина промерзания грунта, м 3 Продолжительность отопительного периода, сут 277 Многолетнемерзлые породы, м: Есть - кровля 12; 180 - подошва 180; 340 48

Таблица 2.2 - Стратиграфический кавернозности интервалов Глубина залегания, м разрез скважины и коэффициент от до название индекс Коэф-т кавер-ти интервала 1 2 3 4 5 0 570 Кайнозойская группа KZ 1,5 0 30 Четвертичная система Q 1,5 30 570 Палеогеновая система Р 1,5 30 160 Олигоцен Р3 1,5 30 60 Туртасская свита Р33 1,5 60 110 Новомихайловская свита Р32 1,5 110 160 Алтымская свита Р31 1,5 160 430 Эоцен Р2 1,5 160 235 Тавдинская свита Р21–Р22 1,5 235 430 Люлинворская свита P23–Р12 1,5 430 570 Палеоцен Р1 1,5 430 570 Талицкая свита P12 –P11 1,25 570 2935 Мезозойская группа MZ 1,25 570 2935 Меловая система K 1,25 570 1500 Верхний отдел K2 1,25 570 800 Маастрихтский ярус K2d–K2m 1,25 570 800 Ганькинская свита K2d–K2m 1,25 800 1030 Кампанский, Сантонский, Коньякский ярусы K2km–K2k 1,25 800 1030 Березовская свита K2km–K2k 1,25 1030 1050 Туронский ярус K2t 1,25 1030 1050 Кузнецовская свита K2k–K2t 1,25 1050 2000 Сеноманский, Апт-Альбский ярусы K2s–K1a–K1al 1,1 1050 2000 Покурская свита K2s–K1a–K1al 1,1 2000 2500 Готеривский, Барремский ярусы K1g–K1br 1,1 2000 2500 Тангаловская свита K1g–K1br 1,1 2500 2935 Валажинский, Берриасский ярусы K1v–K1b 1,1 2500 2880 Сортымская свита K1v–K1b 1,1 2880 2935 Валажинский, Берриасский ярусы K1v–K1b 1,1 2880 2935 Мегионская свита K1v–K1b 1,1 Стратиграфическое подразделение 49

Таблица 2.3 – Литологическая характеристика разреза скважины Индекс интервал, м горная порода стратигра Стандартное описание горной породы: полное фическог от до название, характерные признаки (структура, %в о краткое текстура, минеральный состав и т.п.) интерв подразде название але (верх) (низ) ления 1 Q Р33 2 0 30 3 4 5 30 Пески Глины Суглинки 60 30 10 60 Пески Алевроли ты 60 40 60 30 10 Р32 60 110 Глины Пески Угли Р31 110 160 Глины Пески 80 20 90 10 Р21 + Р22 160 235 Глины Алеврит ы P23 – Р12 235 430 Глины 100 90 10 100 P12- P11 430 570 Глины Алеврит ы K2d - K2m 570 800 Глины K2km - K2k 800 Глины Песчаник 1030 и Опоки K2k – K2t 1030 1050 Глины Пески 50 30 20 90 10 6 Пески, глины, супеси, суглинки, торфяники. Чередование серых и буровато-серых глин, алевритов и светло-серых песков. Светлосерые мелкозернистые пески с редкими прослоями глин и алевритов. Глины алевритистые переслаиваются с алевритами и песками мелкои среднезернистыми, кварцевыми. Глины зеленовато- серые и зеленые, диатомовые, алевритистые. Переслаивание диатомовых глин и диатомитов. Глины опоковидные, переходящие в опоки. Переслаивание алевритов и глин с прослойками кварцево-глауконитовых песчаников. Глины серые, зеленовато-серые, слабоалевритистые, с редкими прослоями опоковидных глин и опок. Переслаивание алевритов и глин с прослойками кварцево-глауконитовых песчаников. Глины серые и зеленоватосерые, алевритистые, известковистые, с редкими зернами глауконита, с редкими прослоями алевритов. Глины серые и зеленовато-серые, алевритистые, опоковидные лишь в подошве, иногда сидеритизированные. Переслаивание глин серых и темно-серых, опоковидных, алевролитов глинистых. Глины зеленовато-серые, темно-серые, почти черные, местами алевритистые, с прослоями алевролитов. 50

Окончание таблицы 2.3 1 2 3 4 5 K2sK1aK1al 1050 2000 K1gK1br Песчаники 50 Глины 2000 2500 30 Алевролит 20 ы K1vK1b 2500 2935 Песчаники 20 Пески 40 Глины 40 Песчаники 20 Пески 40 Глины 40 6 Переслаивание песчаников песков, алевролитов и глин. Пески и песчаники серые и светло-серые. Алевролиты и алевриты серые и темно-серые, слюдистые. Глины серые до черных, слюдистые, плотные. Неравномерное чередование песчано-алевритовых и глинистых пород. Песчаники сероцветные, мелко- и среднезернистые, слюдистые, слоистые. Алевролиты слюдистые, слоистые, массивные. Глинистые породы сероцветные, слюдистые, слоистые. Переслаивание песчаников, песков, алевролитов и глин. Пески и песчаники серые и светло-серые. Алевролиты и алевриты серые и темно-серые, слюдистые. Глины серые до черных, слюдистые, плотные. Таблица 2.4 – Давление, температура, проницаемость пластов по разрезу скважины Пласт 1 ПК1 ПК19 2АП8 АП10 1АП11 АП12 1БП1 2БП1 БП3 БП4 БП5 БП6 1БП7 2БП7 0БП8 БП8 БП9 БП10-11 БП14 Ач Средняя глубина залегания по вертикали, м 2 949 1700 2081 2131 2151 2226 2241 2265 2320 2354 2369 2389 2397 2416 2431 2453 2472 2570 2807 2882 Проницаемость, мД Температура, °С Рплнач, МПа Рплтек, МПа 3 30 55 21 21 21 11 188 341 188 188 76 188 7 7 7 188 76 8 9 1 4 31 61 69 71 72 74 75 75 77 78 79 79 80 81 81 82 83 87 96 98 5 9.5 16.3 20.7 21.3 21.4 22.2 22.4 22.7 23.4 23.6 23.8 23.9 24.3 24.4 24.5 24.9 25.1 26.1 28.6 29.8 6 9.5 16.3 20.7 21.3 21.4 22.2 22.4 22.7 23.4 23.6 23.8 23.9 24.3 24.4 24.5 23.0 24.0 8.0 28.6 29.8 51

Таблица 2.5 – Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины Интервал Подразд (по еления верткали), м 1 Q Р К 2 Краткое название основной горной породы 3 4 пески 0 30 глины суглинки пески алевролит 30 570 песчаники глины пески глины алевролит 570 2935 песчаники аргиллиты Предел ТвердПор- ПронПл-ть, Глин- Карбон- текучес ть, сть, ть, 3 кг/м сть, % сть, % ти, кгс/мм2 % мДарси 2 кг/мм 5 6 2400 40 1800 6 2230 10-25 2400 40 2000 12 2200 25 1800 6 2400 40 1800 6 2000 12 2200 25 200011-20 2400 7 0.45 0.001 0.45 0.05 0.3 0.001 0.45 0.001 0.05 0.3 - 8 90 13 5 90 90 13 5 9 1,5 1-2 1-2 1-2 1-2 1-2 1-2 10 15 15 15 15 21-164 9-213 15 15 15 21-164 9-213 10-15 2-50 - 11 15-45 4-13 25-45 15-45 29-182 14-234 4-13 15-45 4-13 29-182 14-234 Категори я породы Коэф Коэфф. Модуль по . Абразпластич Юнга, промысПуас ть 2 -ти кгс/мм ловой сона классифи кации 12 13 14 15 16 6-б/к 0.3 0.3-0.9 7-8 М 1.6-4.3 0.4 0.2 1-4 М 1.5-4.5 0.3 0.2 3 М 1.1-4.5 0.3 0.3-0.9 7-8 М, С 1.1-4.5 1 0.6-0.8 3-8 М, С 1.8-4.2 0.3 0.3-0.9 1-3 М, С 1.6-43 0.4 0.2 1-4 М, С 1.1-4.5 0.3 0.3-0.9 7-8 М, С 1.60.4 0.2 1-4 М, С 4.3 1 0.6-0.8 3-8 М, С 1.1-4.5 0.3 0.3-0.9 6-8 М, С 90-175.4 1.8-4.2 0.4 0.2 2 М, С 52

Таблица 2.6 – Конструкция скважины Название ОК 1 Направление Кондуктор Техническая колонна Эксплуатационная колонна Хвостовик Внутренн Глубина Наружный Глубина Длина Диаметр ий спуска по диаметр, спуска по интервал долота, диаметр, вертикали, мм стволу, м а, м мм мм м 2 3 4 5 6 7 426 404 160 160 160 490 324 304 506 500 346 393.7 245 227 1487 1450 981 295.3 178 159 3322 2899 1835 220.7 114 96 4539 2904 1217 155.6 Таблица 2.7 – Проектный профиль Глубин а по стволу, м Зен. угол ,° Азимут ,° Верт. глубина ,м Абсолютна я отметка, м Смещени е от устья, м 1 0 160 210 383 390 506 510 1480 1487 1490 2390 2400 2907 2980 3040 3320 3322 3330 3430 3433 3440 4530 4539 2 0 0 1 15 15 15 15 15 15 15 15 15 58 58 58 86 87 87 89 89 89 89 89 3 0 0 200 227 227 227 227 227 227 227 224 221 164 164 164 164 164 164 164 164 164 164 164 4 0 160 210 381 388 500 504 1443 1450 1453 2324 2333 2739 2778 2809 2894 2894 2894 2900 2900 2900 2910 2910 5 -68 92 142 313 320 432 436 1375 1382 1385 2256 2265 2671 2710 2742 2826 2826 2827 2832 2832 2832 2842 2842 6 0 0 0 23 24 53 54 298 300 300 527 529 737 782 820 1036 1038 1045 1132 1135 1141 2167 2176 Простр. инт-ть искривления , °/10 м 7 0 0 0.8 1.0 0 0 0 0 0 0 1.0 1.0 1.0 0 1.0 1.0 1.0 0 1.0 1.0 0 0 0 Примечани е 8 426 мм 324 мм 245 мм ГНО Т1 - 178 мм Т2 Т3 53

Интервалом, в котором наиболее вероятны поглощения бурового раствора является интервал под спуск эксплуатационной колонны 178 мм, о чем свидетельствуют литологическая характеристика разреза скважины, а также опыт бурения на Тарасовском месторождении. По опыту бурения скважин №5195, 5174 куста 309 Тарасовского месторождения в интервале 2570-2807 м ожидаются поглощения бурового раствора без выхода циркуляции с падением статического уровня на 100-120 м ниже стола ротора. Анализируя пластовые данные, также можно сказать, что в разрезе присутствует средне- и хорошо пронциаемые пласты с проницаемостями от 10 до 340 мД, что также говорит о высокой вероятности поглощений. Для анализа влияния плотности бурового раствора на фильтрационные потери был построен график эквивалентов давлений (ГЭД) (рисунок 2.1) для интервала эксплуатационной колонны вышеупомянутой скважины. Анализируя ГЭД можно сделать вывод о том, что проектная плотность бурового раствора (1160 кг/м3, желтая линия на графике) завышена. При этом репрессия, оказываемая на пласты, лежит в пределах 3.0 – 3.5 МПа, в отдельных случаях достигая 4.0 – 5.0 МПа (для пластов БП8, БП9). В интервале 2570-2807 м залегает сильнодренированный пласт БП10-11, с коэффициентом аномальности пластового давления 0.32 (выделено красной рамкой на графике). При этом при вскрытии БП10-11 с плотностью бурового раствора 1160 кг/м3, на пласт оказывается репрессия, достигающая 21 МПа, при бурении с проектными режимами репрессия на пласт достигает 23 МПа. Также можно сказать о том, что в интервале залегания пласта БП10-11 происходит гидроразрыв ввиду превышения гидростатического давления над давлением гидроразрыва, эквивалент гидроразрыва в интервале БП10-11 равен 0.96 г/см3, при плотности бурового раствора 1.16 г/см3. Из вышесказанного можно сделать вывод о том, что в данном интервале может произойти поглощение бурового раствора по обоим механизмам, описанным в п.п. 1.3.1, а именно, в интервале залегания пласта БП10-11 по механизму описанному уравнением 1.6, когда гидрастатическое давление столба 54

бурового раствора либо его сумма с гидродинамическим превышает давление гидроразрыва, что ведет к увеличению естественной проницаемости и интенсификации фильтрации промывочной жидкости в пласт. 0.20 1400 0.40 0.60 Эквиваленты давления, г/см3 0.80 1.00 1.20 1.40 1.60 Кпл 1500 Пл-ть по коэф. без-ти 1600 Кгр Фактическая плотность, 1.16 г/см3 1700 ЭП при бурении 1800 Рекомендуемая плотность, 1.09 г/см3 Глубина по вертикали, м 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 Рисунок 2.1 – График эквивалентов давлений В остальном, поглощение может быть инициировано в случае выполнения условия, описываемого уравнением 1.5, когда при наличии пластов с естественной проницаемостью, сумма гидростатического давления столба бурового раствора с гидродинамическим превышает сумму пластового давления и давления сопротивления при фильтрации жидкости в пласте. Таким образом, можно сказать, что более целесообразно будет принять плотность бурового раствора в интервале спуска эксплуатационной колонны 55

равной расчетной с учетом коэффициента безопасности в соответствии с [23], а именно 1.09 г/см3, с целью снижения репрессии оказываемой на пласты проницаемостью более 100 мД, а также снижения вероятности возникновения гидроразрыва пласта в интервале 2570-2807 м (БП10-11). Однако перед вскрытием пласта Ач1, с глубины 2882 м по вертикали, необходимо предусмотреть утяжеление до 1.11 г/см3, а также дополнительные мероприятия при вскрытии ослабленной зоны БП10-11 с целью предотвращения гидроразрыва. Разработка и обоснование данных мероприятий будут описаны в п.п. 3.1. 2.2 Оценка влияния реологических свойств на изменение гидродинамического давления в скважине Для оценки влияния реологических свойств на изменение гидродинамического давления был произведен расчет потерь давления в затрубном пространстве при различных реологических характеристиках. Расчет был произведен для фактических условий скважины №5185 куста 309 Тарасовского месторождения. Расчеты были произведены с помощью программного комплекса DFG (Drilling Fluids Graphics), используемого инженерами и техническими специалистами сервисной службы по буровым растворам Baroid компании Halliburton для решения профильных задач. Для гидравлических расчетов в программе DFG используется реологическая модель Гершеля-Балкли, представляющая собой модифицированную степенную модель Оствальда-де Ваале (ППЖ). τ = τ0 + kγn , где (2.1) τ – напряжение сдвига; τ0 – предельное динамическое напряжение сдвига; k – показатель консистентности жидкости; γ – скорость сдвига; n – показатель нелинейности. 56

По мнению разработчиков программного комплекса DFG, данная реологическая модель является наиболее приближенной к типичному поведению бурового раствора, то есть. наиболее адекватно описывает характер течения промывочных жидкостей, что в свою очередь ведет к более точным результатам при моделировании. Расчет параметров жидкости по реологической модели Гершеля-Балкли производится программно, путем ввода как минимум 6-ти показателей вискозиметра при 3, 6, 100, 200, 300, 600 об/мин. В диапазоне допустимых реологических параметров для бурового раствора KCl-Polymer, который применяются при бурении данного интервала, были выбраны 3 различные величины реологических характеристик: минимальные, средние и максимальные. Реологические параметры, использовавшиеся для расчетов представлены в таблице 2.1. На рисунке 2.2 представлены графические зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига жидкостей, использованных для гидравлических расчетов. Таблица 2.1 – Параметры бурового раствора для расчета гидравлических потерь Параметр Мин Сред Макс 1 2 3 4 5 3 Плотность, кг/м 1160 1160 1160 2 ДНС, дПа (фунт/100фут ) 86 114 143 ВПЖ ПВ, Па*с 0.009 0.014 0.018 n 0.415 0.453 0.459 ППЖ K, Па*с 0.0022 0.0024 0.0029 n 0.489 0.592 0.602 ХБ K, Па*с 0.0012 0.0008 0.0009 2 τ0, дПа (фунт/100фут ) 1.00 (0.21) 20.51 (4.29) 38.05 (7.96) 2 СНС 10 с, дПа (фунт/100фут ) 20.4 (4) 51.1 (9) 51.1 (10) 2 СНС 10 мин, дПа (фунт/100фут ) 30.7 (6) 76.7 (15) 76.7 (15) 2 СНС 30 мин, дПа (фунт/100фут ) 35.8 (7) 92.0 (18) 92.0 (18) -1 2 600 об/мин (1021 с ),. фунт/100фут 17.2 24.9 31.5 -1 2 300 об/мин (511 с ), фунт/100фут 12.9 18.2 22.9 -1 2 200 об/мин (340 с ), фунт/100фут 10.0 13.9 18.2 Показатели -1 2 вискозиметра 100 об/мин (170 с ), фунт/100фут 7.2 9.1 12.4 -1 2 6 об/мин (10 с ), фунт/100фут 1.9 3.8 5.7 -1 2 3 об/мин (5 с ), фунт/100фут 1.4 2.9 4.8 57

40.0 Напряжение сдвига, дПа Мин 35.0 Сред 30.0 Макс y = 0.0263x + 6.9181 R² = 0.953 Линейная (Мин) 25.0 Линейная (Сред) 20.0 Линейная (Макс) y = 0.0216x + 4.6956 R² = 0.9499 15.0 y = 0.0154x + 3.1584 R² = 0.9159 10.0 5.0 0.0 0 200 400 600 800 1000 Скорость сдвига, с-1 Рисунок 2.2 – Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига жидкостей для гидравлических расчетов 0 0.5 Ркп, МПа 1 1.5 2 2.5 3 0 Ркп при мин реол-х хар-х Ркп при сред. реол-х хар-х Ркп при макс. реол-х хар-х ЭП при мин реол-х хар-х ЭП при сред реол-х хар-х ЭП при макс. реол-х хар-х 500 Глубина по стволу, м 1000 1500 2000 2500 3000 3500 1.16 1.18 1.20 1.22 1.24 Эквивалентная плотность, г/см3 1.26 1.28 Рисунок 2.3 – Изменение Ркп и ЭП при различных реологических характеристиках 58

Изгиб графиков ЭП обусловлен тем, что пересчет потерь давления в затрубном пространстве в эквивалентную плотность производится на вертикальную глубину, при этом сами зависимости построены относительно глубины по стволу. Более высокие значения ЭП на глубине 1500 м по сравнению с забоем скважины обусловлены тем, что при расчете диаметр скважины был принят с учетом коэффициента кавернозности, а именно 230 мм при диаметре долота 220.7 мм, в результате чего диаметр ствола оказался больше внутреннего диаметра (227 мм) ОК 245 мм. Основная часть бурильной колонны представлена бурильными трубами наружним диаметром 127 мм как в интервале обсаженного ствола, так и в интервале открытого ствола, соответственно величина прироста гидродинамического давления в интервале обсаженного ствола выше, чем в интервале открытого ствола - 1500-3322 м. Анализируя полученные зависимости можно сказать, что реологические характеристики существенно влияют на гидродинамическое давление в кольцевом пространстве. Таким образом, при увеличении значений реологических характеристик от низких до средних, в соответствии с таблицей 2.1, наблюдается увеличение Ркп и прироста ЭП достигающее 10%. При увеличении реологических характеристик до максимальных значений, увеличение Ркп и прироста ЭП составляет 40% по сравнению со значениями Ркп и ЭП при минимальных значениях реологических характеристик. Таким образом, можно сделать вывод о необходимости провести анализ величины влияния реологических характеристик бурового раствора на интенсификацию фильтрации в пласт в результате роста Ркп при увеличении реологических характеристик и на повышение Рсопр, при движении жидкости в пласте. Данный вопрос будет рассмотрен в п.п. 2.3. 59

2.3 Сравнительный анализ фильтрационных потерь в проницаемых пластах в зависимости от реологии и размеров фильтрационных каналов До сих пор нет единого мнения среди исследователей о параметрах раствора для вскрытия высокопроницаемых горизонтов, обеспечивающих минимальные потери или ограничение проникновения жидкости в пласт (в том числе поглощающий) при бурении. Трудности комплексного решения данной задачи связаны с недостатком информации о размерах каналов проницаемых пластов, исследований условий проникновения и движения в них вязкопластичных жидкостей [27]. В работе [16], глубина проникновения бурового раствора в пласт l описывается следующим соотношением: l≈ Pдиф , τ0 Рдиф = Ргст + Ргд − Рпл , где (2.2) (2.3) τ0 – динамическое напряжение сдвига бурового раствора; Ргст – гидростатическое давление столба бурового раствора; Ркп – гидродинамическое давление в кольцевом пространстве; Рпл – пластовое давление [27]. В работе [17] представлены более точные зависимости с использованием универсальной характеристики пористой среды - ее проницаемости k: l≈ где Pо √k , ατ0 (2.4) 4τ0 l , d (2.5) α – опытный коэффициент; k – проницаемость пласта. Po = где d – диаметр канала, если апроксимировать пронциаемый пласт цилиндрическими каналами. [27] 60

На основе вышеизложенного, на кафедре Бурения УГТУ была разработана методика определения относительной глубины проникновения бурового раствора в пористую среду. В отсутствии достоверных данных о проницаемости пласта, целесообразно использовать для оценки поведения разных растворов в пласте более общий показатель - относительную глубину проникновения вязкопластичной жидкости в пористую среду: l̅ = Используя зависимость l = √k (2.6) Po , τo α (2.6) аналогично можно определить относительную глубину проникновения раствора в цилиндрический канал: l̅ = Так как достаточные коэффициентам  l Po = , d α1 τ0 (2.7) экспериментальные данные по опытным отсутствуют, для предварительных расчетов были использованы соответствующие аналитические выражения. Из (2.5) и (2.7) была получена относительная глубина проникновения раствора в каналы трещиноватого пласта: Po d , 4τ0 (2.9) l Po = , d 4τ0 (2.10) l= l̅ = Для случая равновесия между дифференциальным давлением и давлением Pо обусловленным структурной прочностью раствора, проникающего в каналы пласта (Pдиф = Pо). Из полученного выражения работниками кафедры был сделан вывод о том, что при оценке бурового раствора с точки зрения его пригодности для бурения в проницаемых пластах и в интервалах склонных к поглощениям промывочной жидкости, положительным фактором следует считать сравнительно высокое значение τ0 [27]. Основываясь на вышеописанной методике для пластовых условий, Тарасовского месторождения был произведен расчет относительных глубин 61

проникновения в пласт жидкостей при расчетной величине Ркп. Результаты, полученные при расчетах отображены графически на рисунке 2.4. Относительная глубина проникновения, 10 -3 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 1700 1700 Минимальная реология 1900 Средняя реология 1900 Максимальная реология 2100 2300 2500 2300 2700 2500 Глубина по вертикали, м Глубина по стволу, м 2100 2900 2700 3100 3300 2900 Рисунок 2.4 – Относительные глубины проникновения жидкости в пласт при различных реологических характеристиках буровых растворов Значительное увеличение относительной глубины проникновения жидкости в пласт в интервале 2660-2770 м, обусловлено высоким Рдиф вследствие низкого пластового давления пласта БП10-11. По результатам расчетов можно сделать вывод о том, что увеличение реологических характеристик ведет значительному снижению относительной глубины проникновения жидкости в пласт. При этом увеличение реологических характеристик от минимальных до средних, в соответствии с таблицей 2.1, происходит снижение относительной глубины проникновения жидкости в пласт в среднем по разрезу на 35%, при увеличении до максимальных значений – в 62

среднем на 49%. Т.е. влияние увеличения гидравлических сопротивлений при движении жидкости в пласте преобладает над влиянием роста величины гидродинамического давления в затрубном пространстве при повышении τ0, что в свою очередь ведет к снижению глубины проникновения бурового раствора в пласт. Таким образом, обобщая вышесказанное, можно утверждать, что для интервалов склонных к поглощениям бурового раствора, а также для интервалов продуктивных пластов, целесообразно поддерживать относительно высокие реологические характеристики промывочной жидкости. 2.4 Влияние формы и дисперсности кольматационных материалов на фильтрационные потери Необходимость правильной кольматации проницаемых пластов для снижения фильтрационных потерь подробно разобрана в п.п. 1.4.1.1. Правильность кольматации напрямую зависит от формы и фракционного состава кольматационных материалов. Для эффективного закупоривания проницаемых интервалов необходимо знать диаметр пор пласта. В отрасли применяется следующее эмпирическое правило оценки неизвестного диаметра пор (в микронах): нужно извлечь квадратный корень из значения проницаемости в миллидарси. А для эффективного закупоривания проницаемого интервала, 20-30 весовых процентов закупоривающего материала должны составлять частицы с размерами в одну треть размера пор (в микронах) [27]. Вышеназванный способ подбора имеет название критерий «Абрамса». Однако данный критерий позволяют определить лишь размер частиц, необходимый для начала кольматации (блокирования), но не определяет требований к распределению по размерам частиц в смеси для обеспечения их эффективной упаковки. Наряду с подбором фракционного состава кольматанта по критериям Абрамса широко используется метод перекрытия наибольшего диапазона частиц «Shotgun». Суть этого метода 63

состоит в смешении кольматантов различного фракционного состава в пропорциях, обеспечивающих наиболее широкий диапазон размеров частиц. Данный метод обычно применяется, когда не известны конкретные характеристики пласта, и не всегда является эффективным [15]. Существуют и другие способы подбора фракционного состава кольматирующих добавок, теория идеальной упаковки Кауффера, а также метод Викерса. Стоит подробней остановиться на каждом из них. Теория идеальной упаковки Кауффера (IPT -Ideal Packing Theory) пришла в буровую промышленность из лакокрасочной, где успешно применялась для идеального пигмент-размерного распределения частиц в красках. Условием образования идеальной упаковки по данному методу является эффективное закупоривание всех пор, включая те поры, которые образуются между частицами кольматанта. Для достижения идеальной упаковки необходимо чтобы совокупное распределение частиц в смеси было прямо пропорционально квадратному корню от размера частиц, то есть графически будет представлено в виде прямой линии – идеальная смесь (рисунок 2.5). Таким образом, при наличии в буровом растворе кольматационных материалов с распределением частиц в соответствии с теорией идеальной упаковки, образуется фильтрационная корка с минимальной проницаемостью [15]. Теория идеальной упаковки была бы наиболее лучшим способом подбора кольматанта, если бы распределение размеров пор коллекторов имело линейную зависимость. На практике все абсолютно иначе, в природных коллекторах наиболее распространный размер пор не является средним среди всех размеров пор коллектора [28]. В связи с этим, Стивен Викерс разработал метод подбор кольматирующей смеси, основываясь на размерах пор и их процентном соотношении. Метод Викерса подразумевает, что кольматирующая смесь должна удовлетворять следующим 5-ти условиям для достижения минимальных фильтрационных потерь в проницаемых интервалах: 64

− D90 смеси – должен быть примерно равен размеру пор с наибольшим диаметром; − D75 смеси – должен быть меньше 2/3 среднего размера пор; − D50 – должен быть примерно равен 1/3 среднего размера пор; − D25 – должен быть равен 1/7 среднего размера пор; − D10 – должен быть больше наименьшего размера пор [28]. Рисунок 2.5 – Графическое представление теории идеальной упаковки Кауффера При этом обозначения D90, D75, D50, D25, D10 cмеси обозначают размер частиц кольматирующего материала. Например, D90 смеси равен 200 мкм, это значит, что 90% частиц данной смеси имеют размер менее 200 мкм, при этом 10% частиц смеси имеют размер более 200 мкм. Также для примера: D50 смеси равен 5 мкм, это значит, что 50% частиц смеси имеют размер меньше 5 мкм, а остальные 50% имеют размер больше 5 мкм. На рисунке 2.6 представлено графическое изображение теории Викерса. 65

В работе [28] разработчики данного метода приводят результаты исследований, в которых им удалось доказать, что данный метод подбора фракционного состава является более эффективным по сравнению с критерием Абрамса и теорией идеальной упаковки Кауффера. Критериями, по которым осуществлялась оценка эффективности, являлись: скорость фильтрации и величина мгновенной фильтрации, измеряемые на керамических дисках, давление отрыва фильтрационной корки и тест на обратную проницаемость. Однако данный метод имеет достаточно существенный недостаток, в условиях отсутствия данных о размерах пор и их процентного соотношения данный метод неприменим. Рисунок 2.6 – Графическое представление Метода Викерса Вышеназванные методики реализованы программно сервисными компаниями в своих профильных ПО. Так например, подразделение Baroid компании Halliburton широко применяет комплекс WellSET позволяющий расчитать состав наиболее подходящей кольматирующей смеси под определенный размер пор, причем расчет может производиться как по одному критерию D50, так и по двум, D50 и D90. Также используя данный комплекс, можно получить данные о D10, D50, D90 уже имеющейся смеси материалов. Аналогичные ПО есть и других сервисных компаний, такие как OPTIBRIDGE M-I SWACO 66

компании Schlumberger, или MarCS Engineer компании ИСК «Петроинжиниринг». Нелинейность распределения пор по размерам, а также их долевое участие в фильтрации хорошо отображены на рисунках 2.7-2.12. Данные гистограммы были получены в ходе исследования свойств импортозамещающих реагентов промывочных жидкостей, используемых при первичном вскрытии продуктивных пластов проведенное работниками кафедры бурения УГТУ. — распределение пор; ------ долевое участие фильтрующих пор Рисунок 2.7 – Гистограмма распределения пор/долевое участие фильтрующих пор терригенного комплекса Кпр<50 мД; — распределение пор; ------ долевое участие фильтрующих пор Рисунок 2.8 – Гистограмма распределения пор/долевое участие фильтрующих пор терригенного комплекса 50<Кпр<100 мД; 67

— распределение пор; ------ долевое участие фильтрующих пор Рисунок 2.9 – Гистограмма распределения пор/долевое участие фильтрующих пор терригенного комплекса Кпр>100 мД; — распределение пор; ------ долевое участие фильтрующих пор Рисунок 2.10 – Гистограмма распределения пор/долевое участие фильтрующих пор карбонатного комплекса Кпр<50 мД; 68

— распределение пор; ------ долевое участие фильтрующих пор Рисунок 2.11 – Гистограмма распределения пор/долевое участие фильтрующих пор карбонатного комплекса 50<Кпр<100 мД; — распределение пор; ------ долевое участие фильтрующих пор Рисунок 2.12 – Гистограмма распределения пор/долевое участие фильтрующих пор карбонатного комплекса Кпр>100 мД; 69

Для оценки влияния дисперсности кольматационных материалов на фильтрационные потери было проведено следующее исследование. На основе рецептуры бурового раствора, применяющегося для бурения интервала под спуск эксплуатационной колонны 178 мм, было проведено сравнение влияния различных кольматирующих добавок на фильтрационные свойства бурового раствора. Фильтрационные свойства базового бурового раствора, а также буровых растворов с добавками оценивались по методике АНИ. Фильтрация определялась при помощи LTLP фильтр-пресса (рисунок 2.13). Рисунок 2.13 – LTLP фильтр-пресс Сам параметр фильтрации определяется как объем отфильтровавшейся жидкой фазы под действием определенного перепада давления за 30 минут. В нашем варианте замеры производились при низкой температуре и низком давлении (LTLP), при этом температура составляла 20-23 °С, перепад давления 6.9 бар (100 фунт/дюйм2). В таблице 2.8 представлен базовый состав раствора 70

KCl-Polymer использованный для исследования. Для имитации скважинных условий в базовую рецептуру бурового раствора KCl-Polymer был добавлен бентонитовый глинопорошок в концентрации 10 кг/м3, который в свою очередь моделировал роль глинистой фазы, попадающей в реальный буровой раствор в процессе бурения в результате наработки твердой фазы. Также для корректной оценки влияния кольматирующих добавок на фильтрационные потери, из рецептуры был исключен реагент BDF-490 (BaraFLC W-490) представляющий собой cульфинированный асфальт, вторичная функция которого – микрокольматант. Таблица 2.8 – Рецептура базового бурового раствора Реагент 1 Бентонитовый глинопорошок Каустическая сода PAC-L PAC-R BARAZAN D Пеногаситель Калий хлористый Концентрация, кг/м3 2 10 0.6 3 2 4 По необходимости - 0.5 40 В качестве кольматирующих добавок были использованны следующие материалы: BARACARB 5, BARACARB 50, NUT SHELL FINE, резиновая крошка мелкого кислоторастворимым помола. Материалы измельченным серии BARACARB мрамором с являются различным гранулометрическим составом. Материалы NUT SHELL представляют собой молотую ореховую скорлупу и производятся 3-х помолов: FINE – мелкий, MEDIUM – средний, COARSE – крупный. Добавки кольматантов к базовой рецептуре осуществлялись в концентрации 5% по массе, также отдельно для материалов NUT SHELL FINE и резиновая крошка были произведены замеры с увеличенной концентрацией до 10% по массе, а для материалов BARACARB 5 и BARACARB 50 был произведен замер смеси в соотношении 1:1 в общей концентрации 5% по массе. Замер 71

объема отфильтровавшейся жидкости осуществлялся для 1, 2.5, 5, 7.5, 10, 15, 20, 25, 30 мин после начала теста. Результаты замеров приведены в таблице 2.9. Для удобства результаты также были изображены графически (рисунок 2.14). Таблица 2.9 – Результаты замеров фильтрации Время, мин Базо вый Б+ BARAC ARB 5 5% 1 1 2.5 5 7.5 10 15 20 25 30 2 1 2 3.5 4.6 5.7 7.3 8.5 10 11.1 3 0 1 2.2 3 3.5 4.8 5.5 6.4 7 Б+ BARA CARB 50 - 5% Б+ BARAC ARB 5/50 2.5/2.5 % 4 0.5 1.4 2.5 3.6 4.3 5.6 6.8 7.8 8.6 5 0.2 1.2 2.4 3.4 4.2 5.7 6.9 7.9 8.8 Б+ Резинов ая крошка мелкого помола 5% 6 0.8 2 3.4 4.5 5.4 7 8.5 9.8 11 Б+ NUT SHELL FINE 5% 7 1.5 2.2 3.8 5 5.6 7.2 8.5 9.5 10.4 Б+ Резинов ая крошка мелкого помола 10% 8 1.5 3 4 5 6 7.6 9.2 10.3 11 Б+ NUT SHELL FINE 10% 9 1 2 3 3.7 4.4 5.6 6.8 7.5 8.2 Из полученных результатов видно, что наибольшим влиянием на фильтрационные потери в данных условиях повлияла добавка BARACARB 5, что объясняется тем, что данный материал обладает наибольшей дисперсностью, что при фильтрации через фильтрационную бумагу приводит к формированию низкопроницаемой корки, так как фильтрационная бумага имеет низкую проницаемость в сравнении с породами – коллекторами. Смесь молотого мрамора марок BARACARB 5/50 в соотношении 1:1 показала результат аналогичный добавке материала BARACARB 50, из чего можно сделать вывод, что в данных условиях вышеназванная смесь материалов и BARACARB 50 образуют менее плотную упаковку в сравнении с добавкой BARACARB 5. Материалы NUT SHELL FINE в концентрации 5% по массе и резиновая крошка в концетрации 5 и 10% по массе, не образуют фильтрационнной корки из-за низкой дисперсности материала и нехватки концентрации в случае ореховой 72

скорлупы. Увеличение концентрации материала NUT SHELL FINE до 10% по массе, привело к тому, что при данных условиях удалось сформировать более плотную упаковку в сравнении с меньшей концентрацией. Разницу результатов при увеличении концентрации материалов NUT SHELL FINE и резиновой крошки до 10% можно объяснить тем, что ореховая скорлупа имеет более широкий диапазон размеров частиц, и увеличение концентрации привело к возможности образования более плотной фильтрационной корки в результате перекрытия частицами мелкого размера пустот между частицами крупного размера. 12 11 Объем фильтрата, см3 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0 5 10 15 Время, мин Базовый Б + BARACARB 50 - 5% Б + Резиновая крошка мелкого помола - 5% Б + Резиновая крошка мелкого помола - 10% 20 25 30 Б + BARACARB 5 - 5% Б + BARACARB 5/50 - 2.5/2.5 % Б + NUT SHELL FINE - 5% Б+ NUT SHELL FINE - 10% Рисунок 2.14 – Влияние различных кольматирующих добавок на фильтрационные потери Для оценки степени дисперности материалов BARACARB 5, 50 и их смеси были построены кривые гранулометрического составов по данным производителя (рисунок 2.15). 73

Также, для оценки соответствия гранулометрического состава материалов теории идеальной упаковки Кауффера для сравнения их с результатами по оценке фильтрационных потерь, были построены зависимости совокупного содежания частиц от квадратного корня размеров частиц (рисунок 2.16). 35 100 90 30 Объемная доля, % 25 70 BARACARB 5 BARACARB 50 Смесь 5/50 1:1 Совокуп. 5 Совокуп. 50 Совокуп. 5/50 20 15 60 50 40 30 10 20 5 10 0 1 10 Размер частиц, мкм Совокупное содержание чатсиц, % 80 0 1000 100 Рисунок 2.15 – Гранулометрический состав материалов BARACARB 5, 50 и смеси данных материалов в соотношении 1:1 Теория идеальной упаковки частиц подразумевает что зависимость совокупного содержания частиц должно быть пропорционально квадратному корню из размера данных частиц, то есть зависимости должны носить линейный характер. Из полученных результатов можно сказать, что зависимость для материала BARACARB 50 наиболее точно, относительно других материалов, аппроксимируется достоверностью линейной аппроксимации функцией линейной (таблица 2.10). Меньшей функции обладает материал BARACARB 5 и самой наименьшей – смесь данных материалов в соотношении 1:1. 74

120 y = 8.9101x R² = 0.6985 y = 17.503x R² = 0.8797 110 Совокупное содержание частиц, % 100 y = 7.5096x R² = 0.9881 90 80 70 BARACARB 5 60 BARACARB 50 50 Смесь 5/50 1:1 40 Линейная (BARACARB 5) 30 Линейная (BARACARB 50) 20 Линейная (Смесь 5/50 1:1) 10 0 0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00 8.00 9.00 10.00 11.00 12.00 13.00 14.00 15.00 Квадратный корень из размера частиц, мкм Рисунок 2.16 – Зависимости совокупного размера частиц от корня из размеров частиц по методу Кауффера Таблица 2.10 -Достоверность аппроксимаций зависимостей линейной функции Материал 1 BARACARB 5 BARACARB 50 BARACARB 5/50 1:1 Достоверность аппроксимации функции 2 0.8797 0.9881 0.6985 Таким образом, можно сказать, что наиболее плотную упаковку в соответствии с теорией Кауффера образует материал BARACARB 50, так как его зависимость совокупного содержания частиц от квадратного корня размера частиц имеет наиболее линейный характер в сравнении с другими материалами. Однако результаты исследования влияния данных добавок на фильтрационные потери говорят о другом, наилучший результат показала добавка материала BARACARB 5. Исходя из вышесказанного, можно сделать вывод о том, что в условиях, в которых производилась оценка влияния добавок 75

кольматирующих материалов на фильтрационные потери, теория идеальной упаковки Кауффера не нашла подтверждения. 76

3 Оптимизация состав бурового раствора для конкретных геологических условий 3.1 Базовый состав бурового раствора для вскрытия поглощающих горизонтов В интервале бурения под спуск эксплуатационной колонны 178 мм на Тарасовском месторождении KCl-Polymer. Буровой используется раствор буровой KCl-Polymer является раствор системы ингибированной недиспергирующей системой. Особенностью данного раствора является то, что данный раствор обладает относительно высокими ингибирующими свойствами, относительно низкой чувствительностью к загрязнениям, относительной простотой и дешевизной применения. Данная система широко используется на месторождениях Западной и Восточной Сибири, Волго-Уральского региона, Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Применение данной системы позволяет проводить скважины на одном типе бурового раствора, а также, при относительно невысоких требованиях к качеству вскрытия продуктивного пласта, позволяет вскрывать объект разработки на буровом растворе, переведенном с предыдущего интервала, либо одним интервалом. В таблице 3.1 представлены названия, расшифровка и назначение основных реагентов, входящих в состав бурового раствора KCl-Polymer. Таблица 3.1 – Описание и назначение реагентов Название реагента 1 Каустическая сода PAC-L PAC-R BARAZAN D Калий хлористый BDF-490 BARACRB 5/50/150 BDF-612 (AKC 303) BDF-611 Описание 2 Гидроксид натрия Низковязкая полианионная целлюлоза Высоковязкая полианионная целлюлоза Ксантановая смола Хлорид калия Сульфинированный асфальт Молотый мрамор Смесь минеральных масел Смесь неионогенных ПАВ и силиконовых полимеров Назначение 3 Регулятор рН Понизитель фильтрации Понизитель фильтрации, структурообразователь Структурообразователь Ингибитор глин, минерализатор Ингибитор глин, микрокольматант Кольматант, утяжелитель Смазывающая добавка Пеногаситель 77

В свою очередь, в зависимости от поставленных задач и условий, базовая рецептура может варьироваться. Каустическая сода может быть заменена поташом (гидроксидом калия), либо негашеной/гашеной известью (оксид/гидроксид кальция), либо оксидом магния. Понизители фильтрации, представленные полианионной целлюлозой, могут быть дополнены или заменены реагентами DEXTRID LTE либо FILTER-CHEK, которые представляют собой модифицированные крахмальные реагенты с различной температурной стабильностью и рекомендациями к применению в интервалах продуктивных пластов. Также к основному компонентному составу могут быть добавлены реагенты-ингибиторы глин GEM-GPE (смесь полигликолей), BXR -L (смесь полигликолей с сульфинированным асфальтом), BDF-590 (ингибитор аминового ряда) и другие. Однако в данной работе будет рассмотрен классический компонентный состав бурового раствора системы KCl-Polymer применяемый в интервалах бурения под спуск эксплуатационной колонны без каких-либо добавок и замен, в соответствии с таблицей 3.1. В таблице 3.2 представлен фактический компонентный состав бурового раствора для интервала эксплуатационной колонны, применяющего на Тарасовском месторождении. При этом применение материалов BARACARB 5 и BARACARB 50 в соотношении 1.5:1 соответственно, обусловлено подбором кольматационных материалов по методу описанному в п.п. 2.4, когда из средней проницаемости по стволу (в мД) находится корень квадратный (в мкм), что соответствует среднему размеру пор коллектора, что в последующем принимается как D50 для подбора смеси материалов, обеспечивающей наиболее эффективную кольматацию данного интервала. Таблица 3.2 – Стандартная рецептура бурового раствора Название компонента 1 Каустическая сода PAC–L Концентрация, кг/м3 2 0.6 3 78

Окончание таблицы 3.2 1 2 2 3 6 16 60 40 60 0.5 PAC-R (ПАЦ-В) BARAZAN D BDF-490 BDF-612 BARACARB 5 BARACARB 50 Калий хлористый MICROBIOCIDE REMACIDVER При этом параметры бурового раствора поддерживаются в пределах, обозначенных в таблице 3.3. Таблица 3.3 – Программные параметры бурового раствора Параметр 1 Плотность, кг/м3 Условная вязкость, с/кварта ДНС, дПа (фунт/100фут2) при 49°С Пластическая вязкость, Па*с при 49°С СНС 10 с / 10 мин, дПа (фунт/100фут2) Ф30, мл/30 мин Толщина фильтр. корки, мм pH MBT, кг/м3 Содержание карбоната кальция, кг/м3 Содержание ионов Cl-, мг/л Содержание ионов К+, мг/л Содержание УВ по реторте, %, Диапазон допустимых значений 2 1130 – 1190 40 – 65 86 – 143 (18 – 30) <0.025 31 – 51 / 36 – 102 (6 – 10 / 7 – 20) ≤6 ≤0.5 9 – 11 ≤42 >100 ≥30000 ≥25000 ≥2 В соответствии с фактическими данными, представленными в таблице 2.4, пласты склонные к поглощениям бурового раствора приурочены к интервалу бурения под спуск эксплуатационной колонны 178 мм. Можно выделить интервалы с наибольшей вероятностью возникновения поглощений, это интервалы залегания хорошо проницаемых пластов 1БП1-БП6 (2241-2389 м по вертикали) с диапазоном проницаемостей от 180 до 340 мД, а также пласты 79

БП8-БП11 (2453 -2570 м по вертикали) с низким коэффициентом аномальности пластового давления в диапазоне 0.32 - 0.96 г/см3. Анализируя данные, изображенные на рисунках 2.7-2.9, полученные в результате исследования на кафедре Бурения УГТУ, можно сделать вывод о том, что основное участие в процессе фильтрации в терригенном коллекторе для проницаемостей до 100 мД, занимают поры размером в диапазоне от 2 до 20 мкм, порами остальных размеров можно пренебречь ввиду их малой доли участия. Для терригенных коллекторов проницаемостью более 100 мД, диапазон размеров пор, принимающих участие в процессе фильтрации, лежит в пределах от 4 до 40 мкм, порами остальных размеров можно так же пренебречь ввиду их незначительного долевого участия. Таким образом, сравнив гранулометрические составы материалов BARACARB и размеры пор, участвующих в процессе фильтрации, на примере терригенных коллекторов, исследованных в работе [27], можно сказать, что для диапазона проницаемостей до 100 мД, наиболее предпочтительным материалом с точки зрения наилучшей кольматации будет выступать материал BARACARB 5, ввиду того, что данный материал имеет размер частиц в диапазоне от 1 до 40 мкм, при этом D50 данного материала равен 5 мкм, D90 – 18 мкм, D10 – примерно 1.5 мкм, то есть, данный диапазон размеров частиц будет лучше внедряться в поровое пространство и закупоривать его в сравнении с материалом BARACARB 50. Материал BARACARB 50 имеет размер частиц от 1 до 450 мкм, при этом D50 данного материала равен 50 мкм, D90 – 158 мкм, D10 – примерно 5 мкм (рисунок 2.15). Также сравнив гранулометрические составы данных материалов и диапазон размеров фильтрующих пор для терригенного коллектора проницаемостью более 100 мД, можно сказать, что и в этом случае, более предпочтительным будет материал BARACARB 5 в сравнении BARACARB 50, так как более чем 50% частиц BARACARB 50 имеют размер превышающий самый большой размер пор, принимающих существенное участие в процессе фильтрации. 80

Резюмируя все вышесказанное, а также результаты исследования влияния кольматирующих добавок на снижение фильтрационных потерь, описанные в п.п. 2.4, можно сказать, что материал BARACARB 5 является более предпочтительным в сравнении с материалом BARACARB 50, с точки зрения наиболее эффективной кольматации проницаемых интервалов для данных условий. В работе [27] был исследован образец керна терригенного коллектора проницаемостью 125 мД, однако в разрезе скважины №5185 Тарасовского месторождения присутствуют проницаемые интервалы с более высокой проницаемостью, например пласт 2БП1 с проницаемость 341 мД (таблица 2.4), то есть можно сказать, что для данных условий, целесообразно применять материал BARACARB 50 как профилактическую добавку, например в виде прокачки кольматирующих пачек во время вскрытия данного интервала. Основываясь на выводах, сделанных в п.п. 2.3 о том, что влияние увеличения реологических параметров на снижение относительной глубины проникновения жидкости в пласт преобладает над влиянием увеличения Р диф в следствие увеличения Ркп, можно утверждать о необходимости поддержания реологических характеристик бурового раствора как минимум на уровне средних значений в соответствии с таблицей 2.1, а так же можно сказать, что перед вскрытием интервала залегания пласта БП10-11 необходимо произвести увеличение реологических характеристик до максимальных значений, что также положительно скажется на очистке ствола от выбуренной породы (в интервале залегания БП10-11 величина зенитного угла изменяется в пределах 35 – 45°), что в свою очередь может способствовать снижению Ркп. То есть, необходимо предусмотреть увеличение концентрации реагента-структурообразователя BARAZAN D до 4 кг/м3, а также, основываясь на опыте бурения на Тарасовском месторождении с применением рецептуры бурового раствора в соответствии с таблицей 3.2, можно утверждать о необходимости увеличения концентрации реагента PAC-L до 4 кг/м3 для поддержания показателя фильтрации в 81

программных значениях и снижении концентрации хлорида калия в связи с снижением плотности бурового раствора с 1160 г/см3 до 1090 г/см3. Также стоит сказать о дополнительных мероприятиях для безаварийного вскрытия интервала залегания БП10-11, о которых было упомянуто в п.п. 2.1. Основываясь на предположении о том, что катастрофические поглощения в интервале пласта БП10-11 возникают в результате именно гидроразрыва горной породы, ввиду его относительно невысокой проницаемости (8 мД) и низкого давления гидроразрыва, можно сказать что для данного интервала должен быть выбран несколько иной подход. Ввиду того, что раскрытость наведенных трещин во много раз превышает размеры фильтрующих пор в терригенных коллекторах, встает вопрос необходимости подбора фракционного состава профилактических добавок относительно раскрытости трещины. Однако в условиях отсутствия данных о механических параметрах горных пород произвести расчет раскрытости трещин не представляется возможным. Основываясь на теории упрочнения ствола, описанной в п.п. 1.5, а также местном и международном опыте применения материалов, описанных в работах [26, 30, 31], стоит рекомендовать материал STEALSEAL 400 в качестве профилактической добавки. Сам материал STEELSEAL 400 представлен упругим двухкомпозиционным углеродным материалом, способным сжиматься и расширяться в трещинах и порах, не вытесняясь и не разрушаясь под действием перепадов давления. Основным достоинством данного материала является то, что он внедряется в трещину, образуя барьер, и, за счет своих механических свойств, предотвращает ее смыкание и разрушение образованного барьера при снижении перепада давления (например, при остановке циркуляции), что в свою очередь ведет к повышению тангенциального напряжения вокруг ствола и как следствие повышению давления гидроразрыва [30]. Таким образом, при вскрытии интервала БП10-11 рекомендуется производить прокачивание пачек, приготовленных на основе активного бурового раствора с добавлением STEELSEAL 400 и BARACARB 50 в концентрациях 40 кг/м3 и 50 кг/м3 соответственно. 82

В таблице 3.4 представлен компонентный состав для бурения интервала под спуск эксплуатационной колонны 178 мм. Таблица 3.4 – Рекомендуемая рецептура бурового раствора Название компонента 1 Каустическая сода PAC–L PAC-R (ПАЦ-В) BARAZAN D BDF-490 BDF-612 BARACARB 5 Калий хлористый MICROBIOCIDE REMACIDVER Концентрация, кг/м3 2 0.6 4 2 4 6 16 100 40 0.5 3.2 Экспериментальная проверка базового состава По рекомендуемой рецептуре (таблица 3.4) в лаборатории кафедры был приготовлен образец бурового раствора для определения конечных параметров бурового раствора (таблица 3.5). Таблица 3.5 – Фактические параметры Параметр 1 Плотность, кг/м3 Условная вязкость, с/кварта ДНС, дПа (фунт/100фут2) при 49°С Пластическая вязкость, Па*с при 49°С СНС 10 с / 10 мин, дПа (фунт/100фут2) Ф30, мл/30 мин Толщина фильтр. корки, мм pH Содержание карбоната кальция, кг/м3 Содержание ионов Cl-, мг/л Содержание ионов К+, мг/л 600 / 300 200 /100 Значения 2 1090 62 139 (29) 0.017 46 / 61 (9 / 12) 5.2 0.5 10.5 100 20500 22500 63 / 46 38 / 27 83

Окончание таблицы 3.5 1 2 9 / 11 28 (5.91) 6/3 τ0, дПа (фунт/100фут2) (по модели ХБ) Как видно, полученные параметры соответствуют программным значениям, за исключением содержания ионов Сl- и К+, в связи со снижением концентрации хлорида калия. Однако в связи с достаточно большой протяженностью интервала, необходимо внести изменения в пределы программных значений параметров бурового раствора, а именно снизить минимальное содержание карбоната кальция в буровом растворе до 80 кг/м3 (в связи с ростом плотности в результате наработки твердой фазы в процессе бурения) и снизить минимальное содержание ионов Сl- и К+ до 20000 мг/л (для возможности поддержания содержания карбоната кальция в буровом растворе на необходимом уровне). Также по фактическим параметрам бурового раствора был произведен расчет гидравлических потерь в затрубном пространстве и эквивалентной плотности. Результаты изображены графически на рисунке 3.1. При этом расчет производился при проектных режимах бурения (Qн=36 л/с; Vмех=35 м/ч) ограниченных режимах бурения, а именно при сниженном литраже до 25 л/с и механической скорости до 10 м/ч. По результатам гидравлических расчетов и замеренным параметрам бурового раствора было произведено сравнение относительных глубин проникновения для фактически применяемого бурового раствора и рекомендуемого (рисунок 3.2). В среднем при применении бурового раствора с оптимизированными параметрами и скорректированными режимами бурения относительная глубина проникновения снижается на 33% по отношению к фактически применяемому буровому раствору при условии поддержания максимальных реологических параметров, описанных в таблице 2.1 84

0 0.5 1 Ркп, МПа 1.5 2 2.5 0 Ркп Ркп (при 25 л/с; 10 м/ч) ЭП ЭП (при 25 л/с; 10 м/ч) Глубина по стволу, м 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 1.090 1.100 1.110 1.120 1.130 1.140 1.150 1.160 Эквивалентная плотность, г/см3 1.170 1.180 1.190 Рисунок 3.1 – Расчетные Ркп и ЭП по фактическим параметрам бурового раствора Относительная глубина проникновения, 10 -3 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1700 1900 Глубина по стволу, м 2100 Рекомендуемый, 1.09 г/см3 при максимальной реологии Фактический, 1.16 г/см3 при максимальной реологии 2300 2500 2700 2900 3100 3300 Рисунок 3.2 – Сравнение относительных глубин проникновения для фактического и оптимизированного бурового раствора 85

3.3 Базовый состав для вскрытия продуктивных пластов В качестве базового состава бурового раствора системы KCl-Polymer при отсутствии относительно высоких требований к качеству вскрытия продуктивного интервала, как зачастую и происходит в случае скважин с 4-х колонной конструкцией и S- или J-образным профилем, может использоваться рецептура описанная в п.п. 3.2. Однако при более высоких требованиях к качеству вскрытия продуктивного пласта, используются системы оптимизированные специально для продуктивных пластов, содержащие минимальное количество твердой фазы, в состав которых входят реагенты и материалы био- либо кислоторазлагаемые, обеспечивающие минимальное внедрение бурового раствора и его фильтрата в пласт, оптимальное ингибирование глинистой составляющей коллектора, а также обладающие оптимальной химической совместимостью с пластовыми флюидами. Таким образом, для системы KCl-Polymer, оптимизированной под продуктивный представленными пласт, характерна полианионной замена целлюлозой понизителей на фильтрации крахмальный реагент DEXTRID LTЕ либо FILTER-CHEK, когда термостабильности 1-ого реагента недостаточно. Данная замена обычно производится в виду того, что данные реагенты являются био- и кислоторазлагаемыми материалами и в меньшей степени оказывают влияние на снижение проницаемости ПЗП. Также для предотвращения безвозвратного закупоривания продуктивного пласта, обычно запрещается применение некислоторастворимых материалов. В некоторых случаях бывают исключения, например, когда типом заканчивания скважины является МГРП. Также в тех моментах, когда технология подразумевает вскрытие продуктивной толщи на высокой плотности бурового раствора (более 1300 кг/м3), стоит необходимость применять барит в качестве утяжелителя или другие нерастворимые материалы. 86

Таким образом, основными кольматирующими материалами, применяемыми в продуктивных пластах, являются мраморная крошка различной дисперсности, а также отсортированная по размерам соль. В случае поглощений бурового раствора в данных интервалах, могут быть применены специальные добавки, такие как хлопьевидный карбонат кальция, затвердевающие системы на основе кислоторастворимых полимеров, кислоторастворимые минеральные волокна и другие. 3.4 Оптимизация состава и свойств буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов Как было сказано ранее, при 5-ти колонной конструкции, как в нашем случае, целесообразно производить бурение интервала под спуск «хвостовика» с буровым раствором оптимизированным под данные условия. Таким образом, основываясь на геологических данных, а также выводах, сделанных в п.п. 3.1, 3.2, стоит рекомендовать рецептуру бурового раствора, представленную в таблице 3.6. Таблица 3.6 – Рекомендуемый состав бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта Название компонента 1 Каустическая сода DEXTRID LTE BARAZAN D BDF-490 BDF-612 BARACARB 5 Калий хлористый MICROBIOCIDE REMACIDVER Концентрация, кг/м3 2 0.6 16 4,5 – 5 6 24 120 20 0.5 При этом замена реагентов PAC-L и PAC-R произведена по причинам, описаным в п.п. 3.3, увеличение концентрации реагента BARAZAN D произведено в связи с тем, что в данном компонентном составе отсутствуют 87

другие реагенты-структурообразователи, в данном случае это важно, так как в данном случае интервал бурения под спуск «хвостовика» - горизонтальный и достаточно протяженный (более 1200 м). Фракционный состав кольматационной добавки представленный только одной маркой молотого мрамора BARACARB 5 обоснован тем, что проектный горизонт Ач1 обладает низкой проницаемостью – 1 мД, при этом по данным геофизических исследований на скважине №5195 также подтверждают это, проницаемость горизонтов Ач1-Ач4 лежит в пределах от 1 до 10 мД. Таким образом, применение материала BARACARB 5 рекомендуется по причинам, описанным ранее в п.п. 3.2. В таблице 3.7 представлены рекомендуемые параметры бурового раствора для бурения интервала хвостовика. Таблица 3.7 – Рекомендуемые параметры бурового раствора для бурения интервала по спуск «хвостовика» Параметр 1 Плотность, кг/м3 Условная вязкость, с/кварта ДНС, дПа (фунт/100фут2) при 49°С Пластическая вязкость, Па*с при 49°С СНС 10 с / 10 мин, дПа (фунт/100фут2) Ф30, мл/30 мин Толщина фильтр. корки, мм pH МВТ, кг/м3 Содержание карбоната кальция, кг/м3 Содержание ионов Cl-, мг/л Содержание ионов К+, мг/л Содержание УВ по реторте, % Значения 2 1110 45-65 96 – 144 (24-30) ≤20 31-61 / 35-77 (6-12 / 7-15) ≤5 0.5 9.5-11 ≤14 ≥100 ≥7000 ≥9000 ≥3 Рекомендованная плотность бурового раствора соответствует [23]. Диапазон допустимых значений ДНС сужен до 96-144 дПа для снижения проникновения жидкости в пласт, в соответствии с расчетами проведенными в 88

п.п. 2.3. Остальные характеристики бурового раствора соответствуют тем, что применяются на практике, и как показал опыт, являются приемлемыми. 3.5 Технологические рекомендации по составу бурового раствора Технологические рекомендации по составам буровых растворов, а также разработанным мероприятиями представлены в таблице 3.8 в виде регламента на бурение интервала. Обоснование пунктов 1-3 технологических рекомендаций по снижению фильтрационных потерь было произведено ранее. Пункт 4 обусловлен тем, что для бурения интервала эксплуатационной для контроля траектории в КНБК включена телесистема, в связи с этим, при наличии поглощений бурового раствора, производится установка кольматирующих пачек, и при прокачке через телесистему, велика вероятность ее забития инертными наполнителями, что в последствии может привести к аварийной ситуации. В связи с вышесказанным, в КНКБ рекомендуется включить переводник типа PBL, с помощью которого возможности произвести установку пачек с большими концентрациями в сравнении с прокачкой через телесистему, а также избежать возможных аварийных ситуаций и дополнительных рейсов для спуска открытого конца или роторной КНБК для борьбы с поглощением. Датчик ЭП рекомендуется включить в состав КНБК для контроля гидродинамической обстановки в скважине. Пункт 5 обусловлен тем, что в исследовании влияния кольматирующих добавок на фильтрационные потери, добавка NUT SHELL FINE при концентрации 50 кг/м3 не показала положительных результатов, при этом при концентрации 100 кг/м3 данная ореховая скорлупа показала более лучший результат (п.п. 2.4). Однако даже при 50 кг/м3 не каждая модель телесистемы способна пропускать через себя данный тип наполнителя, таким образом данный материал было решено использовать как добавку для борьбы с поглощением для прокачки через переводник типа PBL. 89

Основываясь на опыте зарубежных исследователей [26, 30], был предусмотрен пункт 6 для укрепления ослабленных интервалов ствола скважины. Выбор величины Ризб = 2.1 МПа обоснован тем, что при бурении с проектными режимами на глубине подошвы пласта БП10-11 расчетное давление Ргст+Ркп=32 МПа, при плотности 1090 кг/м3 на глубине подошвы БП10-11 Ргст=29.9 МПа. Определения глубины гидроразрыва при напрессовке, был построен график совмещенных давлений (рисунок 3.3). Давление, МПа 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 0 Рпл Ргр 500 Ргст+Ркп Глубина по вертикали, м Ропр 1000 1500 2000 2500 3000 Рисунок 3.3 – График совмещенных давлений Как видно из ГСД, ГРП при Ропр может произойти на глубине примерно 500 м, при этом башмак ОК 245 мм спущен на глубину 1487 м. Так же необходимо дать некоторые рекомендации по управлению свойствами буровых растворов во время бурения. 90

1. Для четкого понимания текущего состояния бурового раствора необходимо производить постоянный контроль путем замеров всех параметров бурового раствора не менее 2-х раз в сутки, при этом химический анализ бурового раствора и его фильтрата обязателен. По изменению параметров необходимо производить оценку динамики их изменения для проведения своевременных обработок. 2. Наилучшим способом управления свойствами является обработка активного объема бурового раствора свежеприготовленными «премиксами», так как при данном виде обработки достигается максимальный эффект в сравнении с обработкой активного бурового раствора. 3. В первую очередь, при выявлении нежелательного изменения параметров бурового раствора, необходимо выявить причину данного изменения, соответственно метод обработки должен быть направлен не только на ликвидацию последствий, но и скорректирован на борьбу с причиной данного изменения. 4. Необходимо поддерживать минимально возможное значение пластической вязкости, рост которой может косвенно говорить о наработке твердой фазы. Также необходимо не допускать образования прогрессивных значений СНС, то есть, когда присутствует достаточно большая разница между значением за 10 с и за 10 мин. Так же в работе [22] рекомендуется считать критичным двойное увеличение показателя СНС за 10 мин. Вышесказанное также косвенно может говорить о наработке твердой фазы и ее переходе в систему в виде коллоидной фракции. Также наработку твердой фазы необходимо контролировать по изменению значения показателя адсорбционной емкости МБТ. По опыту бурения на данной площади рекомендуется не допускать значений бентонитового эквивалента 35 кг/м3 и более. При высоких значениях СНС, в первую очередь, в «премиксе» для обработки необходимо снизить концентрацию реагента BARAZAN D, как наиболее влияющего на данный показатель. В случае завышенных значений параметра ДНС, необходимо в первую очередь снижать концентрацию реагента PAC-R, так как в совокупности 91

с коллоидной твердой фазой данный реагент оказывает наибольшее влияние на значение ДНС. В полевых условиях желательно моделировать обработки с помощью «пилотных» тестов в полевой лаборатории для предотвращения возникновения недо- либо переобработок. 5. Контроль твердой фазы производить преимущественно за счет работы вибросит и ситогидроциклонной установки. В большинстве случаев гораздо легче пополнить, частично отделенный на мелких сетках вибросит, кольматирующий материал путем ввода свежих порций, чем производить очистку бурового раствора постоянной работой центрифуг, что в свою очередь ведет к активному диспергированию выбуренной породы на частицы коллоидных размеров. При необходимости работы центрифугой, настройка должна быть произведена на ее максимальную производительность с целью отделения наиболее мелких частиц, при этом желательно работу производить в течение коротких промежутков времени. Также необходимо учитывать, что вместе со шламом будет отделяться и кольматирующий материал, что в последствии может привести к низкой закупоривающей способности бурового раствора. 92

Таблица 3.8 – Регламент технико-технологических мероприятий Глубина залегания Описание Возможные (вертикаль), горной осложнения м породы Индекс от до Стратиграфическое подразделение Состав и параметры бурового раствора Название Меловая система KCl-Polymer Покурская свита: К2s Песчаники Сеноманский, K1a 1050 2000 глины Cостав: Апт-Альбский K1al пески Каустическая сода ярусы (0.6 кг/м3); Меловая система Pac-L (4 кг/м3); Песчаники Тангаловская Pac-R (2 кг/м3); К1g глины 3 свита: 2000 2500 K1br алевроли- Поглощения Barazan D (4 кг/м3 ); Готеривский, бурового BDF-490 (6 кг/м ); ты Боремский ярусы раствора от BDF-612 (16 кг/м3); Меловая система частичных BARACARB 5 (100 кг/м3); 3 Сортымская ); Песчаники до полных, Калий хлористый (40кг/м 3 свита: дифференMicrobiocide (0.5 кг/м ) К1v - K1b 2500 2880 пески Валажинский, циальные глины Берриаский прихваты, Параметры: ярусы нефтегазо- ρ=1090 кг/м3; водопрояв- Т=45-65 с/кварта; ления Ф30≤6 см3/30мин; τ0=8.5-14.5 Па; Меловая система η≤0.025 Па*с; Мегионская Песчаники СНС10с/10мин =3-5/3.5-10 Па; свита: K1b 2880 2935 глины рН=9-11 Берриаский МБТ≤42 кг/м3; ярусы СаСО3≥80 кг/м3; П≤0.5% Технологические рекомендации по снижению фильтрационных потерь 1. Поддержание τ0 в проницаемых интервалах в пределах 11.5-14.5 Па; 2. Проведение кольматации путем поддержания Baracrb 5 не менее 80 кг/м3. 3. Вскрытие ослабленных интервалов БП8,9 с ограничением режимов Vмех=10 м/ч, Qн=25 л/с и прокачкой пачек на основе б.р. с Baracarb 50 - 50 кг/м3 каждые 8-10 м 3-4 м3; для БП10-11 - +40 кг/м3 Steelseal 400. 4. Оснащение КНБК переводником типа PBL и датчиком ЭП. 5. При наличии поглощения произвести закачку пачки на основе б.р. + Baracarb 50 50 кг/м3 + Steelseal 400 40 кг/м3 + Nut shell fine 100 кг/м3 в объеме 5-6 м3 путем активации PBL. 6. В отсутствие поглощений произвести закачку пачки (по рецептуре п. 3) с перекрытием БП8-11 +100 м по стволу-, для напрессовки до ЭП 1.20 г/см3 (Ризб=2.8 МПа) путем герметизации ПВО. 93

4 Оценка коммерческой эффективности использования оптимизированных составов технологических жидкостей для снижения интенсивности фильтрационных потерь 4.1 Аннотация мероприятия Такие месторождения Надым-Пурской нефтегазоносной области как Губкинское и Комсомольское характеризуются высоким количеством залегания пластов с аномально низким пластовым давлением в интервале спуска эксплуатационной колонны. Тарасовское месторождение, о котором и пойдет речь далее, является более молодым, в сравнении с ранее названными, однако и для него уже характерны сильно дренированные интервалы, вскрытие которых сопровождается различными осложнениями. Основным типом осложнения при вскрытии интервалов АНПД является поглощение бурового раствора. Однако имеет место и такой тип осложнения как дифференциальный прихват, вследствие высокой репрессии на интервалы АНПД в совокупности с высокой проницаемостью данных интервалов. Оптимизация состава хлоркалиевого бурового раствора для данных условий производится с целью обеспечения вскрытия данных интервалов без осложнений, связанных с интенсивными фильтрационными потерями, а также дифференциальных прихватов. Совершенствование индивидуального подхода к проектированию каждой отдельно взятой скважины, также может способствовать снижению вероятности возникновения осложнений и, как следствие, снижению затрат на непроизводительное время. 4.2 Обоснование базы сравнения Оптимизация состава бурового раствора системы KCl-Polymer может способствовать снижению вероятности возникновения поглощений бурового раствора, то есть снижению затрат времени на борьбу с осложнениями, а также 94

затрат материалов и химических реагентов на борьбу с поглощением и восполнение объемов бурового раствора. Проводка интервала без поглощений бурового раствора способствует так же и более качественному креплению обсадной колонны, что в свою очередь ведет к снижению затрат на цементирование скважин, ввиду отсутствия необходимости в применении более дорогостоящих технологий. Оптимизация состава бурового раствора выполнена для интервала под спуск эксплуатационной колонны скважины №5185 Тарасовского месторождения. В качестве базы сравнения принята скважина №5195, бурение которой, в интервале эксплуатационной колонны, сопровождалось поглощением бурового раствора без выхода циркуляции. Бурение скважины №5195 сопровождалось поглощением бурового раствора без выхода циркуляци, при скважина была переведена бентонитовый буровой раствор для снижения финансовых затрат. В таблице 4.1 представлены объем поглощенного бурового раствора и произведен расчет исходя из стоимости бурового раствора за 1 м3. Таблица 4.1 – Расчет стоимости реагентов и материалов, затраченных на ликвидацию поглощения. Тип бурового раствора 1 KCl-Polymer Бентонитовый Итого: Объем поглощения, м3 2 124 536 Стоимость за 1 м3, руб 3 7650.86 1885.00 Общая стоимость, руб. 4 948706.64 1010360.00 1959066.64 4.3 Расчет экономии эксплуатационных затрат от использования оптимизированных составов технологических жидкостей Исходные данные и результаты расчета экономии эксплуатационных затрат от использования оптимизированного состава хлоркалиевого бурового раствора на скважине №5185 представлены в таблице 4.2. 95

Таблица 4.2 – Результаты расчета экономии эксплуатационных затрат от использования оптимизированного состава бурового раствора на скважине №5185. Вариант Наименование показателей Оптимизированный Базовый KCl-Polymer KCl-Polymer 1 2 3 Исходные данные 1) Площадь Тарасовская 2) № скважины 5195 5185 3) Цель бурения Эксплуатация 4) Способ бурения Роторный + ВЗД 5) Вид привода Дизельный 6) Тип БУ МБУ "Викинг" 7) Глубина скважины, м 4235 4533 8) Профиль скважины Наклонно-направленная Горизонтальная 9) Интервал бурения, м 1724-3322 10) Механическая скорость бурения, м/ч 32.4 32.4 11) Проходка на долото, м 340 340 12) Проходка за рейс, м 340 340 13) Затраты времени по интервалу, ч 13.1) Время СПО на 1 рейс 5.73 5.73 13.2) Время подготовительнозаключительных и вспомогательных работ 1.34 1.34 на 1 рейс, ч 13.3) Время приготовления и обработки 0.006 0.006 бурового раствора на 1 м проходки, ч 13.4) Время промывки скважины на 1 м 0.053 0.053 проходки, ч 13.5) Время проработки скважины на 1 м 0.11 0.11 проходки, ч 14) Коммерческая скорость бурения, м/ст.2759 мес. 15) Средневзвешенная цена долота с 500000*1.336=668000 500000*1.336=668000 учётом ТЗР, руб. 16) Расход материалов и химреагентов на 1 м проходки, кг/м: - Каустическая сода 0.293 0.293 - PAC-L 0.586 0.782 - PAC-R 0.391 0.391 - BARAZAN D 0.586 0.782 - BDF-490 1.172 1.172 - BDF-612 3.126 3.126 - Калий хлористый 11.724 7.816 96

Продолжение таблицы 4.2 - BARACARB 5 11.724 19.539 - BARACARB 50 7.816 - MICROBIOCIDE REMACIDVER 0.098 0.098 17) Итого расход материалов и химреагентов на 37.516 33.999 1 м проходки, кг/м 18) Цена 1 т материалов и химреагентов с учетом ТЗР, руб./т - Каустическая сода 60000.00 60000.00 - PAC-L 360000.00 360000.00 - PAC-R 368000.00 368000.00 - BARAZAN D 356000.00 356000.00 - BDF-490 64000.00 64000.00 - BDF-612 71428.57 71428.57 - Калий хлористый 33000.00 33000.00 - BARACARB 5 10500.00 10500.00 - BARACARB 50 10500.00 - MICROBIOCIDE REMACIDVER 240000.00 240000.00 19) Предпроизводственные затраты, руб 3000000 20) Годовой объем использования 4 оптимизированного бурового раствора, скв. 21) Транспортные расходы на перевозку 1 т материалов и химреагентов, руб./т Расчетные показатели 22) Проходка в интервале, м 1598 1598 23) Количество долот, шт. 1598/340=5 1598/340=5 24) Количество рейсов, шт. 1598/4.7=5 1598/4.7=5 25) Время механического бурения, час 1598/32.4=49.32 1598/32.4=49.32 26) Время СПО, ч 5*5.73=28.65 5*5.73=28.65 27) Время ПЗВР, ч 1.34*5=6.7 1.34*5=6.7 28) Время приготовления и обработки бурового 1598*0.006=9.59 1598*0.006=9.59 раствора, ч 29) Время промывки, ч 1598*0.053=84.69 1598*0.053=84.69 30) Время проработки, ч 1598*0.110=175.78 1598*0.110=175.78 31) Время ликвидации поглощений, ч 144 58 32) Итого времени, ч 498.73 412.73 33) Экономия времени в интервале, ч 86 34) Скорость бурения, м/ст. - мес.: 2759 4533/1.42=3192 - станко-месяцы 4235/2759=1.54 1071.61/720=1.42 - календарное время, ч 1.54*720=1108.80 1108.80-86=1022.8 35) Себестоимость часа эксплуатации буровой установки по затратам, зависящим от времени, 32300*0.7=22610 при средней скорости по Тарасовскому месторождению 2654 м/ст.-мес. 97

Окончание таблицы 4.2 36) Откорректированная 22610*0.98*(1+(2759себестоимость 1 часа эксплуатации 2654)/100*0.9/100)= буровой установки по затратам, 22367.19 зависящим от времени, руб./час 37) Стоимость материалов и химреагентов расходуемых на 1 м проходки, руб./м - Каустическая сода 0.293*60.00000=17.43 - PAC-L 0.586*360.00000=211.03 - PAC-R 0.391*368.00000=143.81 - BARAZAN D 0.586*356.00000=208.68 - BDF-490 1.172*64.00000=75.03 - BDF-612 3.126*71.42857=223.31 - Калий хлористый 11.724*33.00000=386.88 - BARACARB 5 11.724*10.50000=123.10 - BARACARB 50 7.816*10.50000=82.07 - MICROBIOCIDE REMACIDVER 0.098*240.00000=23.45 38) Итого затраты на химреагенты и 1494.93 материалы на 1 м проходки, руб./м Расчет эксплуатационных затрат 39) Изменящиеся эксплуатационные затраты, руб. на 498.73*22367.19= - время 11155188.67 - долота 668000*5=3340000 1494.93*1598= - материалы и хим. Реагенты 2388898.14 - затраты на поглощение бурового 1959066.64 раствора 40) Итого: 18843153.45 41) Экономия эксплуатационных затрат, руб. 42) Экономия себестоимости 1 м проходки, руб./м - в интервале - в среднем по скважине - 22610*0.98*(1+(31923000)/100*0.8/100+(30002654)/100*0.9/100)= 23188.14 0.293*60.00000=17.43 0.782*360.00000=281.37 0.391*368.00000=143.81 0.782*356.00000=278.24 1.172*64.00000=75.03 3.126*71.42857=223.31 7.816*33.00000=257.92 19.539*10.50000=205.16 0.098*240.00000=23.45 1505.87 412.73*23188.14= 9541549.92 668000*5=3340000 1505.87*1598=2406380.26 15287930.18 3555223.27 3555223.27/1598=2224.79 3555223.27/4533=784.30 Экономия эксплуатационных затрат составила 3555223.27 тыс. руб. Экономия себестоимости 1 м проходки в интервале 1724-3322 м составила 2224.79 руб., в среднем по скважине – 784.30 руб. 98

4.4 Расчет коммерческой эффективности оптимизированного состава технологической жидкости Коммерческая эффективность (финансовое обоснование) научно- технических и организационных мероприятий определяется соотношением финансовых затрат и результатов, обеспечивающих требуемую норму доходности на вкладываемый капитал. Осуществление научно-технических и организационных мероприятий сопровождается притоком и оттоком денежных средств. Разность между притоком Пt и оттоком денежных средств Оt в t-ом году представляет собой чистый доход (поток наличности) Фt : Фt = Пt − Оt . (4.1) Величина притока денежных средств П𝑡 в t-ом году включает: − выручку от продажи продукции, произведенной с использованием новой техники; − доходы от продажи недвижимости; − средства от уменьшения чистого оборотного капитала; − ликвидационную стоимость (в конце проекта); − другие доходы от деятельности предприятия. Величина оттока денежных средств Оt в t-ом году включает: − дополнительные вложения в основной и оборотный капитал (Кt ); − текущие затраты, связанные с осуществлением проекта (Иt ); − налоги и сборы (Нt ). Налоги, включаемые в отток денежных средств – это налоги, относимые на финансовый результат деятельности предприятия, и налог на прибыль. К налогам, относимым на финансовый результат, относится налог на имущество предприятий. Налог на имущество (Ни) определяется в процентах от среднегодовой стоимости имущества по ставке до 2,2%. Налоговая ставка 99

утверждается на региональном уровне дифференцированно по предприятиям различных отраслей. Налог на прибыль (Нпр ) определяется по формуле: Нпр = (П − НИ ) ∙ α , (4.2) где П – прибыль от продаж, полученная в результате проведения мероприятий; α – ставка налога на прибыль, доли единицы. Отток денежных средств в t-ом году: Оt = Кt + Иt + Нt . (4.3) Чистый доход в t-ом голу Фt может рассчитываться по формуле: Фt = Пчt + Аt − Кt , где (4.4) Пчt – прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия в t-ом году; Аt – амортизационные отчисления в t-ом году, руб. Дисконтированный чистый доход по годам расчетного периода определяется умножением чистых доходов, полученных в t-ом году, на соответствующий коэффициент приведения 𝛼𝑡 . Чистый дисконтированный доход (интегральный эффект) представляет собой сумму дисконтированных годовых чистых доходов. Чистый дисконтированный доход ЧДД (чистая текущая стоимость – Net Present Value, NPV) при оценке коммерческой эффективности рассчитывается по формуле: T T T ЧДД = NPV = ∑ Фt ∙ αt = ∑(Пчt + Аt − Кt ) ∙ αt = ∑(Пt − Оt ) ∙ αt . t=1 t=1 (4.5) t=1 Если ЧДД проекта положителен, проект является эффективным. Индекс доходности (прибыльности) Iд представляет отношение чистого дисконтированного дохода к приведенным капитальным вложениям КО, увеличенное на 1. Индекс доходности (Profitability Index, PI) рассчитывается по формуле: 100

∑Tt=1(Пчt + Аt − Кt ) ∙ αt ЧДД Iд = PI = +1= +1. КО ∑Tt=1(Кt ∙ αt ) (4.6) Если ЧДД положителен, то индекс доходности больше единицы (Iд > 1), и проект эффективен. Внутренняя норма доходности (прибыли) представляет ставку сравнения Евн, при которой величина чистого дисконтированного дохода равна 0, т.е. стоимость всех поступлений от проекта равна современной стоимости затрат на проект. Проект считается рентабельным, если внутренняя норма доходности не ниже нормы дисконта. Значение внутренней нормы доходности для данного проекта может трактоваться как нижний гарантированный уровень прибыльности инвестиций. Внутренняя норма доходности (Internal Rate of Return, IRR) определяется на основе решения уравнения: T T Пчt + Аt Кt = , ∑ ∑ (1 + ЕВН )t−tp (1 + ЕВН )t−tp t=1 где (4.7) t=1 Оt – отток денежных средств без учета капитальных вложений. ЕВН определяется в процессе расчета и сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. Если ЕВН равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, инвестиции в данный проект оправданы, и может рассматриваться вопрос о его принятии. Если она меньше – инвестиции в данный проект не целесообразны. Срок окупаемости капитальных вложений показывает число лет, в течение которых капитальные вложения окупаются за счет ежегодно получаемых доходов. Срок окупаемости – это минимальный временной интервал от начала осуществления проекта, за пределами которого чистый дисконтированный доход является положительным. Дисконтированный срок окупаемости 101

(Discounted Payback Period, DPP) представляет собой порядковый год, в котором чистый дисконтированный доход равен нулю. Доходы от осуществления проекта и первоначальные вложения рассчитываются с дисконтированием или без него. Соответственно, получится два различных срока окупаемости. Однако более целесообразно определять срок окупаемости с использованием дисконтирования. Срок окупаемости Ток определяется на основе решения уравнения: Tок Tок ∑(Пчt + Аt ) ∙ αt = ∑ Кt ∙ αt . t=1 (4.8) t=1 Количество скважин, пробуриваемых в год одной буровой установкой, рассчитывается по следующей формуле: N= где Vk ∗ 12 , H ∗ K об (4.9) Vk – коммерческая скорость бурения; H – глубина скважины; K об – коэффициент оборачиваемости бурового оборудования. По формуле (4.9) находим количество скважин, пробуриваемых в год одной буровой установкой: N= 2759 ∙ 12 = 4. 4533 ∙ 1.84 (4.10) Таблица 4.3 – Оценка коммерческой эффективности использования Показатели 1 1.Объём бурения, м 2.Количество скважин 3.Предпроизводственные затраты, руб. 4.Экономия себестоимости строительства скважин на объём внедрения оптимизированных буровых растворов, руб. 1 2 - Год 2 3 1598 4 3 4 1598 4 Результирующие показатели 5 - 3000000 - - - - 14220893.08 14220893.08 - 102

Окончание таблицы 4.3 1 5.Прибыль от внедрения оптимизированного бурового раствора, руб. 6.Налог на прибыль (20 %), руб. 7.Чистая прибыль, руб. 8. Чистый годовой доход, руб. 9.Коэффициент приведения (i=15) 10.Дисконтированный чистый доход, руб. (строка 8 *строка 9) 11.Чистый дисконтированный доход, руб. 12.Капитальные вложения, руб. 13.Дисконтированные капитальные вложения, руб. (строка 3* строка 9) 14.Приведенные капитальные вложения, руб. 15.Индекс доходности, руб./руб.(строка 11/строка 14+1) 16.Накопленный чистый дисконтированный доход, руб. 17.Внутренняя норма доходности, % 18.Срок окупаемости, лет 2 3 - 4 5 14220893.08 14220893.08 - 2844178.62 2844178.62 11376714.46 11376714.46 -3000000 11376714.46 11376714.46 1 0,8696 0,7561 - -3000000 - 9893190.89 8601933.80 - - 15995124.69 3000000 - - - 3000000 - - - 0 - - 1500000 - - - 6.17 -3000000 6893190.89 15495124.69 - - - 270 1,25 В результате оценки коммерческой эффективности использования оптимизированного бурового раствора чистый дисконтированный доход составил 15495124.69 тысяч рублей, индекс доходности – 6.17 рубля на 1 рубль предпроизводственных затрат, срок окупаемости – 1.25 года. Внутренняя норма доходности по расчету составила 270%. Полученные показатели свидетельствуют, что использование оптимизированного бурового раствора на Тарасовском месторождении является эффективным мероприятием. 103

ЗАКЛЮЧЕНИЕ На основании анализа теоретических материалов и экспериментальных исследований можно сделать следующие основные выводы. 1) Выполнен обзор литературных источников в области причин возникновения поглощений технологических жидкостей, методов и технологий их предупреждения и ликвидации. Установлены основные причины поглощений, основными из которых являются: проницаемость, трещиноватость, завышенная репрессия, наличие АНПД или карста, свойства и состав горных пород, свойства и состав технологических жидкостей, высокие гидродинамические давления. 2) Исследовано влияние технологических свойств растворов на фильтрационные потери. 3) На основании исследования влияния технологических свойств на фильтрационные потери, была произведена оптимизация состава бурового раствора для конкретных геологических условий. Разработаны техникотехнологические рекомендации. 4) Рассчитана и подтверждена экономическая и коммерческая эффективность разработанных технико-технологических мероприятий по снижению интенсивности фильтрационных потерь. 104

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Гиматудинов, Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта [Текст] : учебник / Ш. К. Гиматудинов [и др.]. – 2-ое изд. перераб. и доп. – Москва : Недра, 1971. – 312 с. 2. Грей, Дж. Р. Состав и свойства буровых агентов [Текст] : / Дж. Р. Грей, Г. С. Г. Дарли – пер. с англ. – Москва : Недра, 1985. – 509 с. 3. Мирзаджанзаде, А. Х. Физика нефтяного и газового пласта [Текст] : учеб. для вузов / А. Х. Мирзаджанзаде, И. М. Аметов, А. Г. Ковалев. – Москва : Недра, 1992. – 270 с.: ил. 4. Росляк, А. Т. Физика пласта [Текст] : курс лекций / А. Т. Росляк. – Томск : ТПУ, 2008. – 131 с. 5. Курочкин, Б. М. Техника и технология ликвидации осложнений при бурении и капитальном ремонте скважин [Текст] / Б. М. Курочкин. – часть 1. – Москва : ВНИИОЭНГ, 2007. – 598 с. 6. Терентьев, С. Э. Определение характера насыщения флюидами зон поглощения промывочной жидкости в карбонатных постройках ТиманоПечорской провинции [Текст] : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук : специальность 25.00.16 «Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр» : защищена 23.04.15 / С. Э. Терентьев : научный руководитель Б. П. Богданов ; Ухтинский государственный технический университет. – Ухта : Изд-во УГТУ, 2015. – 174 с. 7. Муше, Ж. П. Аномальные пластовые давления в процессе бурения [Текст] : техническое руководство / Ж. П. Муше, А. Митчелл – пер. с англ. – Москва : Недра, 1991. – 287 с. 8. Титков, Н. И. Изоляция поглощающих горизонтов при бурении скважин [Текст] / Н. И. Титков, А. А. Гайворонский. – Москва : Гостоптехиздат, 1960. – 185 с. 105

9. Мишевич, В. И. Гидродинамические методы исследования поглощающих пластов и методы их изоляции [Текст] / В. И. Мишевич. – Москва : Недра, 1974. – 208 с. 10. Логачев, Ю. Л. К вопросу обоснования и оптимизации конструкции скважины [Текст] / Ю. Л. Логачев, В. М. Юдин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 11. Осипов, П. Ф. Гидроаэромеханика бурения и крепления скважин [Текст] : учебное пособие / П. Ф. Осипов. – Ухта : Изд-во УГТУ, 2003. – 204 с. 12. Басарыгин, Ю. М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин [Текст] / Ю. М. Басарыгин, А. И. Булатов, Ю. М. Проселков. – Москва : Недра, 2000. – 677 с. 13. Руководство инженера по буровым растворам [Текст] /.- пер. с англ. – Хьюстон : M-I, 2009. – 1000 c. 14. Крылов, В. И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах [Текст] / В. И. Крылов. – Москва : Недра, 1980. – 304 с. 15. Ишбаев, Г. Г. Теории подбора фракционного состава кольматанта [Текст] / Г. Г. Ишбаев [и др.] // Бурение и нефть. – 2011. - №6. – С. 16-18. – Библиогр.: с. 18 (7 назв.) 16. Мирзаджанзаде, А.Х. Анализ и проектирование показателей бурения [Текст] / А. Х. Мирзаджанзаде, Н. А. Сидоров, С. А. Ширинзаде. – Москва : Недра, 1976. – 237 с. 17. Маковей, Н. Гидравлика бурения [Текст] / Н. Маковей – пер. с рум. – Москва : Недра, 1986. – 536 с. 18. Булатов, А. И. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин [Текст] : учебник для вузов / А. И. Булатов, Ю. М. Проселков, С. А. Шаманов. – Москва : ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. – 1007 с.: ил. 19. Ясов, В. Г. Осложнения в бурении [Текст] : справ. пособие / В. Г. Ясов, М. А. Мыслюк. – Москва : Недра, 1991. – 334 с.: ил. 106

20. Уляшева, Н. М. Физико-химические методы борьбы с осложнениями [Текст] : учебное пособие / Н. М. Уляшева [и др.]. – Ухта : Изд-во УГТУ, 2015. – 119 с. 21. Каменских, С. В. Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин [Текст] : учебное пособие / С. В. Каменских [и др.]. – Ухта : Изд-во УГТУ, 2014. – 231 с. 22. Городнов, В. Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении [Текст] / В. Д. Городнов. – 2-е изд. Москва : Недра, 1984. – 229 с. 23. Пименов И. Н. Совершенствование технологии управления свойствами малоглинистых полимерных буровых растворов в неустойчивых глинистных породах [Текст] : автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук : специальность 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин» : защищена 13.12.12 / И. Н. Пименов : научный руководитель Н. М. Уляшева ; Ухтинский государственный технический университет. – Ухта : Изд-во УГТУ, 2012. – 23 с. 24. Правила безопасности нефтяной и газовой промышленности [Текст] : федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности / – Введены 2013-03-12. – Москва : ЗАО «Научно-технический центр исследований проблемы промышленной безопасности», - 2013. – 288 с. 25. ГОСТ 33213-2014. Растворы на водной основе. Контроль параметров буровых растворов в промысловых условиях [Текст]. – Введен 2015-06-05. – Москва : Стандартинформ, – 2015. – 82 с. 26. Nicolas, D. New Permeability Plugging Apparatus Procedure Addresses Safety and Technology [Text] / D. Nicolas, P.Mihalik, P.R.Lundie // Journal of petroleum technology. – 1999. - №52815. - 14 p. 27. Альмагро, С. П. Б Закупоривание трещин: успехи в разработке материалов для борьбы с поглощением бурового раствора [Текст] / С. П. Б. Альмагро [и др.] // Нефтегазовое обозрение. – 2014. - №3 – С. 36-47 107

28. Оценка влияния состава и свойств импортозамещающих реагентов промывочных жидкостей, используемых при первичном вскрытии породколлекторов различного литологического состава, на их фильтрационноемкостные свойства и результаты интерпретации методов ГИС [Текст] : отчет о НИР (2 этап) / УГТУ ; рук. Ростовщиков В. Б. – Ухта, 2014. – 48 с. 29. Vickers, S. A new methodology that surpasses current bridging theories to efficiency seal a varied prore throat distribution as found in natural reservoir formations / S. Vickers, [and others] // Wiertnictwo Nafta Gaz. – 2006. – Tom 23/1 – 501-515 p. 30. Мясников, Я. В. Программа MarCS Engineer для расчета плотной упаковки частиц утяжелителей буровых растворов [Текст] / Я. В. Мясников [и др.] // Бурение и нефть. – 2014, №5 – С. 35-37 – Библиогр. : с. 46 ( 8 назв.) 31. Астон, М. С. Буровые растворы для упрочнения приствольной зоны [Текст] / М. С. Астон [и др.] // Доклады конференции по бурению SPE/IADC 87130. – 2004 – С. 8 – Библиогр. : с. 5 (8 назв.) 32. Харитонов, А. Б. Стратегия борьбы с поглощением при бурении скважины со сложным профилем на Салымской группе месторождений [Текст] / А. Б. Харитонов [и др.] // Доклады нефтегазовой конференции SPE-176512-RU. – 2015. – С. 10 – Библиогр. : с. 10 (3 назв.) 33. Conteras, O. Experimental investigation on wellbore strengthening in shales by means of nanoparticles-based drilling fluids [Text] / O. Canteras [and others] // Proceedings SPE-170589-MS annual technical conference and exhibition. – 2014. – P. 16 – Bibliogr. : p. 15-16 34. Кук, Д. Повышение устойчивости ствола скважины для предупреждения и ликвидации поглощения бурового раствора [Текст] / Д. Кук [и др.] // Нефтегазовое обозрение. – 2012. - №4 – С. 36-49 108

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв