Разработка технологии сохранения устойчивости литифицированных глин на основе регулируемой кольматации

Размещено на http://www.allbest.ru/

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Разработка технологии сохранения устойчивости литифицированных глин на основе регулируемой кольматации

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Деминская Наталия Григорьевна

Ухта - 2008



Диссертация выполнена на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Ухтинского государственного технического университета.

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент Уляшева Надежда Михайловна

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Быков Игорь Юрьевич кандидат технических наук Михеев Михаил Александрович

Ведущая организация: ООО «ПечорНИПИнефть»

Защита состоится 26 декабря 2008 г. в 10 часов на заседании Ученого совета Д.212.291.01 при Ухтинском государственном техническом университете по присуждению степени кандидата технических наук по адресу 169300 Республика Коми г. Ухта ул. Первомайская д.13.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета.

Автореферат размещен на сайте университета: www.ugtu.net

Автореферат разослан «25» ноября 2008 г.

Ученый секретарь

кандидат технических наук, доцент Н.М. Уляшева



ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Сохранение устойчивости стенок скважины в процессе бурения является важной проблемой в системе мероприятий, направленных на улучшения качества строительства скважин и повышения его технико - экономических показателей (ТЭП) бурения.

Проблема сохранения устойчивости ствола становится наиболее актуальной при бурении в глинистых отложениях различной степени литификации, толщина которых в нефтегазовых регионах может достигать значительных величин. Так, например, на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции мощность глинистых пород может достигать 2000 метров и более. И если управление свойствами слаболитифицированных увлажненных глинистых пород достаточно решено применением ингибирующих, недиспергирующих и полимерных буровых растворов в сочетании с оптимальной технологией бурения, то вскрытие слабоувлажненных литифицированных глин практически всегда сопровождается кавернообразованием и длительными проработками, снижение интенсивности которых возможно лишь повышением плотности, резким увеличением реологических характеристик и применением жестких ингибиторов. Повышение реологии, в свою очередь, ухудшает очистку забоя и снижает ТЭП бурения. Кроме того часто остается без внимания роль смазывающего эффекта жидких прослоек и капиллярного всасывания при контакте с буровым раствором в потере устойчивости.

В связи с вышесказанным, проблема сохранения устойчивости стенок скважины, сложенных литифицированными глинистыми породами, в настоящий момент продолжает оставаться актуальной.

Цель работы

Разработка комплекса мероприятий, обеспечивающих управление физико-химическим взаимодействием бурового раствора с литифицированными глинистыми породами.

Основные задачи исследований

Изучить особенности строения литифицированных глинистых пород и выявить основные физико-химические процессы при взаимодействии буровых растворов с глинистыми породами;

* провести экспериментальные исследования капиллярно-адгезионных процессов в массиве горной породы, контактирующей с буровыми растворами на водной основе;

* разработать технологические рекомендации к составам буровых растворов, направленных на сохранение устойчивости стенок скважины.

Научная новизна

* Установлено, что обработка буровых растворов электролитами, диссоциирующими на анионы большой молекулярной массы, снижает скорость капиллярной пропитки в 2 -3 раза и повышает коэффициент адгезионно-когезионного сцепления. При этом концентрация электролита не превышает 1 %;

* Установлено, что присутствие в буровом растворе солей поливалентных металлов, в отличие от хлоридов натрия и калия, способствует снижению капиллярного влагопереноса и усилению взаимодействия в литифицированной глинистой породе;

* Определено, что использование в литифицированной глинистой породе в качестве ингибирующей добавки хлорида калия (1-5 %), ускоряет процесс их разрушения.

Основные защищаемые положения

* Результаты аналитических исследований, которые позволили выявить возможность управления диаметром скважины за счет усиления адгезионных процессов в массиве горных пород;

* Результаты экспериментальных исследований гидратационных процессов в уплотненных глинистых породах, которые позволили определить наиболее эффективные добавки, которые повышают адгезионное сцепление в литифицированных породах и снижают их капиллярное увлажнение;

* Технология приготовления и регулирования свойств буровых растворов с адгезионно-активными добавками и результаты промысловых испытаний, подтверждающих ее эффективность.

Практическая значимость

Разработанные рекомендации по составу адгезионно-активных добавок и технология буровых растворов позволят повысить ТЭП бурения и обеспечить качественную проводку скважины в сложных горно-геологических условиях.

Методика исследования адгезионных процессов с использованием кернового материала и искусственных образцов, имитирующих мергель и аргиллитоподобные глины, позволит обоснованно выбирать ингибирующие и кольматирующие добавки к буровым растворам.

Реализация результатов работы

Результаты работы использованы при составлении технологических регламентов в рамках хоздоговорных тем кафедры бурения УГТУ: «Разработка и научно-техническое обоснование программы промывки промывочных жидкостей для осложненных условий Южно-Лыжского, Северо-Кожвинского, Кыртаельского месторождений» (ЗАО «Байтек-Силур») и “Буровые растворы с адгезионно-активными добавками для предупреждения обвалообразований в литифицированных породах” (ООО «Севергазпром»). буровой раствор глинистый скважина

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на Всероссийской научной конференции ученых и студентов «Нефтегазовые и химические технологии» (г. Самара, 2001 г.), Межрегиональных молодежных конференциях «Севергеоэкотех» (г.Ухта, 2001, 2002, 2003 г.г.), Всероссийская конференция «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-востока» (г. Ухта, 2003 г.), научно технических конференциях преподавателей и сотрудников УГТУ (г. Ухта, 2004 - 2008 г.г.).

По теме диссертации опубликовано 10 работ.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 5 глав, заключения, списка литературы из 101 наименования и 2 приложений, содержит 136 страниц текста, включая 25 рисунков и 10 таблиц.

Благодарности

Автор выражает искреннюю благодарность своему научному руководителю кандидату технических наук, доценту Уляшевой Надежде Михайловне за оказание огромной помощи и постоянный контроль на всех этапах научно-исследовательской работы.

Автор признателен коллективу кафедры бурения УГТУ за понимание и помощь при работе над диссертацией, и лично Ю.Л. Логачеву.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложена актуальность диссертационной работы.

В первой главе представлена характеристика глинистых пород в целом и влияние их свойств (дисперсности, пластичности, обменного комплекса) на устойчивость стенок скважины. Основное внимание уделено строению литифицированных глинистых пород. Рассмотрены физико-химические процессы в скважине при вскрытии глин различной степени литификации. Обоснованны цели и задачи исследований.

Значительный вклад в изучение процессов в потенциально неустойчивых породах внесли Ахмадеев Р.Г., Ангелопуло О.К., Аветисян Н.Г., Белов В.П., Быков И.Ю., Городнов В.Д., Грей Дж., Дарли Г.С.Г., Жигач К.Ф., Мавлютов М.Р., Сеид-Рза М.К., Михеев В.Л., Яров А.К., и др. В настоящее время нет общепризнанного представления о механизме нарушения устойчивости стенок скважины. Отдельные исследователи причиной кавернообразования в глинистых породах считают механическое (силовое) воздействие колонны бурильных труб на стенки скважины. Однако большинство относят к основным факторам потери устойчивости глинистых пород - характер напряженного состояния пород, их физико-химическое взаимодействие с промывочной жидкостью (фильтратом), механическое воздействие бурильного инструмента - в любом их сочетании. В связи с особенностями строения и минерального состава литифицированных глинистых пород, устойчивость, особенно при больших углах падения пластов, по мнению ряда исследователей, обусловлена, в основном, силами трения между частицами породы

Значительное количество работ посвящено проблеме изучения взаимосвязи напряженного состояния горных пород, плотности промывочной жидкости и устойчивости стенок скважины. Однако они не дают однозначного решения проблемы путем уменьшения или увеличения плотности. Так, например, М.К. Сеид-Рза и другие экспериментально показали, что снижение бокового давления (вследствие повышения удельного веса промывочной жидкости) способствует хрупкому разрушению стенок скважины, а его увеличение (вследствие снижения удельного веса промывочной жидкости) ведет к преобладанию пластических деформаций и смещению пород в ствол скважины. В то же время, практика бурения показала, что решение проблемы предотвращения осыпей и обвалов горных пород повышением плотности зачастую приводило к поглощениям, а также газонефтепроявлениям, вызванным гравитационным замещением пластового флюида тяжелым буровым раствором.

В последние годы для управления устойчивостью ствола скважины используют специальные технологии буровых растворов, оказывающие воздействие на породу, иногда одновременно с изменением плотности промывочной жидкости. При этом химическая обработка направлена на сохранение влажностного баланса в глинистых породах или, по крайней мере, на снижение интенсивности влагопереноса.

В свою очередь изменение влажностного баланса в массиве горной породы вызвано не только фильтрацией (в трещиноватых и слоистых литифицированных глинах), но и такими физико-химическими процессами как смачивание, диффузия и осмос, адсорбция и катионный обмен.

На возможное влияние осмоса, как на одну из причин обвала пород, ранее указывал В.Ф. Роджерс. П.М. Люкшин, М.О. Канаренштейн и В.П. Смирнов путем лабораторных опытов установили, что глины и аргиллиты подвергаются разрушению и осыпанию в минерализованной пластовой воде позже, чем в пресной воде в 1,8-3,2 раза. Следовательно, использование промывочной жидкости, близкой по своему солевому составу к пластовым глинам, позволит значительно уменьшить действие осмотического давления и сохранить целостность породы на стенках скважины. Однако диффузионно-осмотические процессы при взаимодействии пород с буровым раствором имеют место при достаточной увлажненности глинистых пород.

Одной из причин разупрочнения неувлажненных или слабоувлажненных литифицированных глинистых пород можно рассматривать процессы капиллярного всасывания.

Капиллярное перемещение фильтрата бурового раствора приводит к возникновению дополнительного расклинивающего давления, вызванного поверхностными силами, а также уменьшает силы сцепления в горной породе. Капиллярные процессы и связанное с ним увлажнение пород, могут оказаться причиной в дальнейшем диффузионно-осмотических перетоков, что усиливает процессы разупрочнения. В связи с этим возможными решениями проблемы вскрытия слоистых и трещиноватых глинистых пород является кольматация стенок скважины и усиление адгезионных взаимодействий в массиве.

Во второй главе рассмотрены основные устройства и методики экспериментальных исследований. Анализ методов оценки изменения состояния глинистых пород показал, что, как правило, изучают их набухание в различных средах. Однако, характер взаимодействия зависит не только от вещественного состава породы, но и от степени метаморфизации. Набухание, как правило, встречается при взаимодействии бурового раствора с пластичными неметаморфизованными глинами. Литифицированные глинистые породы в результате процессов диагенеза совсем потеряли эту способность. В связи с этим, нарушения устойчивости могут быть с набуханием или без набухания глин.

В связи с вышесказанным для обоснования технологии вскрытия неустойчивых уплотненных глин, характеризующихся слоистостью, трещиноватостью и пониженной влажностью, необходим комплекс исследований, который позволит оценить и кольматирующую способность буровых растворов. В работе этот комплекс включает:

- исследование набухания глинистых пород различного вещественного состава с помощью тестера продольного набухания в динамическом режиме с компактором фирмы OFITE;

- оценка капиллярного влагопереноса на капилляриметре, разработанном на кафедре бурения УГТУ;

- определение изменения сил сцепления с использованием пары трения на приборе ВСВ-25.

Для оценки влияния различных добавок на набухание глинистых пород различного вещественного состава были проведены исследования с использованием тестера продольного набухания в динамическом режиме фирмы OFITE. Исследование набухания проводилось на образцах различного вещественного состава имитирующих слаболитифицированные и литифицированные глины, а также подсолевые терригенные породы: глинопорошок; глинопорошок и песок (в соотношении 6:4); глинопорошок, песок и соль (в соотношении 6:4:1). Образцы готовились с использованием компактора фирмы OFITE при давлении 4,1 МПа в течение 30 минут.

Поскольку важную роль, по нашему мнению, в разупрочнении литифицированных «сухих» глинистых пород играет капиллярный влагоперенос, то основной объем работ проведен с использованием лабораторного прибора для изучения капиллярной пропитки - капилляриметра (рис. 1), в котором используют искусственные образцы, получаемые нанесением порошкообразных материалов, имитирующих породу, на бумажный фильтр. При этом формирование образца заключается в постепенном осадконакоплении на бумажном носителе в процессе седиментации дисперсной фазы из разбавленных суспензий.

Исследование заключается в определении скорости увлажнения образца испытуемой жидкостью, помещенной в капилляр. Метод практически исключает влияние гидростатического давления на увлажнение образца и позволяет качественно оценить увлажнение образца при использовании различных буровых растворов.

Рисунок 1. - Капилляриметр 1 - капилляр, 2 - буровой раствов, 3- крышка с отверстием, 4 - образец горной породы, 5 - подложка

Как уже упоминалось ранее, нарушение устойчивости литифицированных глинистых пород на стенках скважины зависит от наличия в породе объемной сети трещин, происхождение которых может быть как естественным (в результате геологических процессов осадконакопления, метаморфизма и др.), так и искусственным (под действием бурильного инструмента). Именно эти трещины и являются плоскостями скольжения породы при проникновении по ним бурового раствора.

Для решения намеченных задач, проверки рабочей гипотезы о значительной роли сил адгезионно-когезионного сцепления в сохранении устойчивости литифицированных глин и разработки технологических рекомендаций был использован прибор ВСВ-25, который предназначен для оценки коэффициента трения между металлическими пластинами. Замена металлических пластин на образцы горных пород (керновый или искусственный материал) позволяет оценить коэффициент сцепления в паре «порода-порода». При помощи имитации простейшей трещины на приборе ВСВ-25 можно спрогнозировать внутреннее сцепление в массиве горной породы при использовании различных буровых растворов. Образцы готовились из плотного аргиллита и цементно-глинисто-песаной смеси при соотношении цемент: гидрослюдистый глинопорошок: песок - 3:8:3.

В третьей главе рассмотрены современные направления в технологии ингибирующих буровых растворов и опыт их использования на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Основным направлением ингибирования буровых растворов в настоящее время является применение силикатов, хлоридов калия и натрия как в стабилизированных глинистых, так и в малоглинистых системах.

Анализ показал, что Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция не является исключением. Для анализа использования ингибирующих буровых растворов на площадях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции использованы фактические материалы, полученные при бурении скважин с использованием различных технологий и промывочных агентов на Кыртаельском, Южно-Лыжском, Северо-Кожвинском и Южно-Кыртаельском месторождениях.

При бурении разведочных и эксплуатационных скважин на Южно-Лыжском месторождении, отмечается что интенсивное кавернообразование отмечается в интервале 1260-2400 м. Интервал представлен аргиллитоподобными глинами, мергелями и алевролитами. При проводке скважин применялись различные системы: хлоркалиевый глинистый раствор (скв. №№ 15, 23, 25, 104), хлормагниевый (скв. №24), полимеркалиевый (скв. № 22), пресный стабилизированный (скв. №21). Ни один из вышеперечисленных типов буровых растворов не позволил предотвратить интенсивное кавернообразование (коэффициент кавернозности составлял 1,5 - 2,8).

На Кыртаельском и Южно-Кыртаельском месторождениях осложненный интервал представлен, как и на всех месторождений Печоро-Кожвинского мегавала, переслаиванием мергелей, аргиллитоподобных глин, глинистых известняков, глинистых алевролитов и алевролитистых глин. Анализ материалов бурения (с 1990 г.) показал, что при бурении эксплуатационных скважин использовались: полимер-солевые растворы, в которых роль твердой фазы играла, в основном, выбуренная порода, а плотность фильтрата достигала 1100 - 1150 кг/м3 (в качестве минерализатора использовались многотоннажные промышленные калийсодержащие отходы); ингибирующие хлоркалиевые растворы с содержанием хлорида калия 5-10 % и обработанные полиакрилатами, КМЦ и полианионной целлюлозой. Тем не менее при длительных остановках циркуляции или замедлении темпа углубления скважины, или уменьшении рейсовой проходки ствол скважины осложнялся и коэффициент кавернозности в аргиллитах мог достигать 1,8 и более.

При бурении разведочных скважин на Северо-Кожвинском месторождении наибольшую опасность с точки зрения потери устойчивости, каверно- и желобообразования представляют отложения верхнего девона в интервале 880 - 1710 м, сложенные литифицированными глинистыми породами, процентное содержание которых в интервале составляет более 75 %. Используемый на скважинах №№ 11,12 малоглинистый буровой раствор, содержащий в своем составе бентонит, ЭКОПАК, ХВ-полимер, хлорид калия, кальцинированную и каустическую соду, IKLUBE и другие материалы (плотность - 1220 кг/м3, условная вязкость - 50 - 68 с., показатель фильтрации - 6 - 6,4 см3/30 мин., толщина фильтрационной корки - 0,6-0,8 мм, СНС за 1/10 минут - 30/120 дПа.), что не предотвратило указанные выше осложнения, принявшие катастрофический характер.

Мы считаем, что основной причиной обвало- и кавернообразования на рассматриваемых месторождениях является снижение взаимодействия между агрегатами в массиве породы. Фильтрат бурового раствора или сам раствор, проникая в пласт по системе микро- и макротрещин, снижает сцепление между контактирующими поверхностями. Снижение интенсивности капиллярных процессов можно достичь, добавляя в состав раствора адгезионные кольматирующие добавки, которые позволят не только закупорить поры и трещины, но и усилят сцепление между агрегатами в массиве породы.

Четвертая глава посвящена экспериментальным исследованиям устойчивости глин в среде буровых растворов, в том числе с адгезионно-активными добавками.

Исследования проводились с использованием приборов и методик, представленных во второй главе.

В качестве основной среды был выбран полимерглинистый раствор. Это объясняется следующими причинами:

низкое содержание твердой фазы улучшает технико-экономические показатели бурения и, следовательно, снижает время контактирования горных пород с водными системами;

присутствие глинистой фазы повышает кольматирующую способность бурового раствора и возможность поддержания структурных характеристик в кавернозных интервалах;

полимерные реагенты линейного и слаборазветвленного строения (особенно полиакриламиды), наряду с коллоидной глинистой фазой, обладают относительно хорошей кольматирующей способностью.

В качестве ингибирующих добавок при исследовании набухания использованы хлорид калия, полигликоль, жидкое стекло, хлорид магния. При этом три последние добавки обладают и кольматирующей способностью. Результаты исследования набухания пород в среде буровых растворов представлены на рисунках 2-4.

Анализ лабораторных исследований подтвердил, что интенсивность и характер набухания зависят от состава глинистых образцов и вида ингибитора в полимерглинистом буровом растворе.

Исследования показали, что присутствие в глинистых породах песка или песка с одновременным повышением минерализации снижает величину набухания. Это связано как с уменьшением количества глинистой фазы, так и кольматирующей способностью реагентов и материалов при повышении проницаемости образцов. Так, например, минерализованные глинисто- песчаные образцы увеличиваются в объеме в первые 20-40 минут контакта с буровыми растворами (Рис. 4), затем процесс набухания завершается, что объясняется наличием в образцах кристаллов хлорида натрия, которые при контакте с водными фильтратами частично растворяются.

Исследования показали, что из всех исследованных реагентов наиболее слабые ингибирующие способности проявляет хлорид калия. Это связано с высокой скоростью проникновения иона калия, снижением вязкости фильтрата и, следовательно, ускорения процесса увлажнения. При этом обменные реакции не вносят существенного вклада в снижение интенсивности набухания.



Рисунок 2. - Набухание глинистых образцов 1 - 0,3 % хлорида магния, 2 - 3 % полигликоля, 3 - 3 % жидкого стекла, 4 - полимерглинистый раствор, 5 - вода, 6 - 3 % хлорида калия

Рисунок 3. - Набухание минерализованных глинисто-песчаных образцов 1- 3 % полигликоля, 2 - 0,3 % хлорида магния, 3 - полимерглинистый раствор, 4 - 3 % жидкого стекла, 5 - 3 % хлорида калия, 6 - вода.



Рисунок 4. - Набухание глинисто-песчаных образцов 1 - 0,3 % хлорида магния, 2 - 3 % полигликоля, 3 - 3 % жидкого стекла, 4 - полимерглинистый раствор, 5 - 3 % хлорида калия, 6 - вода

Определенный вклад в снижение интенсивности процессов набухания вносит присутствие полимерных реагентов в следствие адсорбции полимеров на поверхности образцов и образования полимерглинистой пленки, препятствующей контакту образцов с водной фазой бурового раствора.

Хорошие результаты показала обработка жидким стеклом и полигликолем. Оба реагента являются достаточно сильными гидрофобизаторами и обладают достаточно высокой молекулярной массой, что и привело к уменьшению величины набухания по сравнению с исходным полимерглинистым раствором.

Степень набухания уплотненных глин в значительной степени снижается при обработке бурового раствора хлоридом магния при концентрациях не превышающих 0,3 % мас. Это можно объяснить тем, что данное соединение относится к гидролизуемым соединениям, которые в щелочной среде образуют сложные анионы и катионы. Эти соединения совместно с полимерами уменьшают поверхностную гидратацию за счет эквивалентной адсорбции, капсулирования глин полимерами, гидрофобизации глинистых минералов, образования в микротрещинах и порах конденсацоинно-кристализационной структуры.

В экспериментах по капиллярному всасыванию были исследованы «классические» рецептуры ингибирующих растворов и более 70 составов полимерных малоглинистых и безглинистых буровых растворов. Кроме ингибирующих добавок были исследованы комбинированные реагенты и материалы. Это обусловлено следующими предпосылками:

новая фаза, конденсированная в ходе химических реакций, обладает лучшей кольматирующей способностью и высокой адгезионной способностью в момент образования;

смешивание нефти с сульфатами и хлоридами поливалентных металлов обеспечивает образование новой фазы, состоящей из нафтенатов соответствующих ионов, которые обладают высокой адгезионной способностью. Что установлено исследованиями Ахмадеева Р.Г., Карабалина У.С., Зозули В.П.. Но исследования проводились только для ингибирующих и соленасыщенных растворов;

промысловые и экспериментальные исследования, проведенные на кафедре бурения Куваевым И.В., показали возможность кольматации газовой сажей, А так как целью этих исследований являлась отработка смазочных композиций, то способность сажи кольматировать пористую среду осталась без особого внимания.

Результаты исследований представлены в таблице 1 и на рисунках 5-7.

При сравнительном анализе промывочных суспензий стандартного состава можно отметить, что их кольматирующая способность зависит не столько от показателя фильтрации, сколько от химического состава фильтрата, а по интенсивности воздействия на скорость капиллярной пропитки их можно выстроить в следующий ряд (по убывающей): силикатный, силикатный полимерный, гипсовый, хлоркальциевый, полимер-калиевый, лигносульфонатный, полимерный пресный, хлоркалиевый, полимер-солевой, пресный.

Присутствие в буровых растворах силикатных реагентов (жидкого стекла) всегда приводит к снижению интенсивности капиллярной пропитки, что связано с силикатизацией поверхности глинистых частиц или образованием нерастворимых соединений на карбонатной поверхности. И то, и другое приводит к конденсации нерастворимых соединений и кольматации порового пространства. Усиливает кольматацию и присутствие поливалентных солей. Достаточно слабыми кольматирующими свойствами обладают хлоркалийсодержащие промывочные жидкости, что связано со специфичными свойствами иона калия. В связи с вышесказанным и опытом использования хлоркалиевых буровых растворов в интервалах литифицированных глинистых пород можно сделать вывод о неэффективности их применения для предупреждения кавернообразования в таких отложения.

Таблица 1. - Составы и свойства буровых растворов

Состав раствора, % масс.	Основные технологические свойства	Радиус капиллярной пропитки через 5 мин., см
	Плот-ность кг/м3	У.В., сек.	Ф30 , см3	Твердая фаза,%
1	2	3	4	5	6
1. Гипсовый: глинопорошок-6, гипс-1,известь-0,1, КССБ-2, КМЦ-0,3, пеногаситель, мел	1080	40,0	12,0	12,5	1
2. Хлоркалиевый: глинопорошок-6, хлорид калия-5, КОН-1, КМЦ-0,2, КССБ-2,5, мел	1080	40,0	13,0	12,0	3,6
3.Минерализованный: глинопорошок-6, хлорид натрия-5, кальцинированная сода-1,5, КССБ-3,КМЦ-0,5, мел	1080	42,0	10,5	12,5
4. Силикатный: глинопорошок-6, жидкое стекло-3, УЩР-2,мел	1080	25,0	10,0	12,5	0,9
5. Хлоркальциевый: глинопорошок-6, хлорид кальция-0,7, известь-0,5, КМЦ-1, КССБ-3,мел	1080	43,0	11,0	12,5	0,9
6. Полимер-солевой: МИН-18, ПАА-0,3, ОЭЦ-0,5, КССБ-3, кальцинированная сода-0,5	1220	18,0	10,0	3,0	3,6
7. Пресный: глинопорошок-7, КМЦ-0,1, УЩР-1,5	1080	29,0	9,5	7,5	3,5
8.Полимерный: ПАА (гипан, сайпан, ВПРГ, ПАП)-0,05-0,2, КМЦ(РАС)-0,1 (0,05), ингибитор-0-1, мел	1080	20,0-28,0	6,0-9,5	13,0	0,8
9.Лигносульфонатный: глинопорошок-10, КССБ-3, КМЦ-0,3, каустическая сода- 0,1	1075	32,0	8,5	11,5	1,2

Экспериментальные исследования показали, что в той или иной степени кольматирующей способностью обладают все испытуемые жидкости, по сравнению с глинистой суспензией и водой.

Рисунок 5 - Влияние жидкого стекла на скорость капиллярной пропитки 1 - 0,3 % хлорида магния, 2 - 0,3 % сульфата алюминия, 3 - 1 % полигликоля, 4 - 3 % хлорида калия



Это можно объяснить, в первую очередь, присутствием полимерных реагентов, которые модифицируют поверхность каналов. При этом образуется полупроницаемая мембрана с высокой осмотической активностью, способная задерживать не только твердую фазу, но и крупные молекулы и ионы растворенных в воде реагентов.

Скорость капиллярной пропитки при обработке жидким стеклом снижается вследствие адсорбции на поверхности каналов значительных по размерам силикатных анионов (Рис.5). Однако содержание жидкого стекла не должно превышать 10 % для предупреждения чрезмерного загущения раствора.

Снижение интенсивности капиллярной фильтрации при обработке раствора MgCl2 происходит за счет конденсирования нерастворимых карбонатов и гидроокиси магния. Аналогичен механизм снижения скорости капиллярного влагопереноса при обработка бурового раствора сульфатом алюминия (Рис. 6).

Рисунок 6.- Влияние сульфата алюминия на скорость капиллярной пропитки. 1 % каустической соды, 2 -1 % каустической соды + 1 % нефти, 3 -1 % кальцинированной соды, 4 - 1 % кальцинированной соды + 1 % нефти



Снижение радиуса капиллярной пропитки при обработке бурового раствора сажей и комбинированными добавками сажи и сульфонола объясняется в основном механической кольматацией порового пространства сажей. Кроме того, сульфонол является поверхностно-активным веществом, а гидрофобизация поровой поверхности способствует снижению капиллярного всасывания.

Рисунок 7. - Влияние обработки полигиколем, ДАМФ и хлоридом калия на скорость капиллярной пропитки 1 - диамонийфосфат (ДАМФ, 2 - полигликоль, 3 - полигликоль + 3 % хлорида калия, 4 - хлорид калия

Присутствие полигликоля в составе бурового раствора, как видно из полученных зависимостей, практически всегда снижает интенсивность капиллярной пропитки (Рис. 7). Хлорид калия, наоборот, практически не снижает радиус и скорость капиллярной пропитки.

Компонентный состав при оценке влияния буровых растворов на адгезионное взаимодействие в породе растворов выбран на основе результатов капиллярных исследований по критерию минимальной величины капиллярной пропитки. Составы испытуемых растворов и результаты исследований (при максимальной контактной нагрузке) представлены в таблице 2. Кроме того, были испытаны и буровые растворы, составы которых представлены в таблице 1.

На рис.8 показано изменение коэффициента адгезионного сцепления в среде буровых растворов различного компонентного состава. При этом вертикальная нагрузка изменялась от 2,5 до 10 кН. Наименьшее влияние на коэффициент сцепления оказывает слабоминерализованный и хлоркалиевый буровые растворы.

Рисунок 8. - Зависимость коэффициента сцепления от вертикальной нагрузки в паре порода-порода в среде буровых растворов различного компонентного состава: 1 - силикатный; 2 - гипсовый; 3 - слабоминерализованный; 4 - полимерный раствор + ДАМФ; 5 - хлоркалиевый; 6 - хлоркальциевый.

Из широко используемых ингибирующих буровых суспензий наибольшей адгезионной активностью обладают гипсовые, силикатные и хлоркальциевые растворы, способные к формированию конденсационно-кристаллизационных структур в призабойной зоне пласта. Пресные полимерные растворы, благодаря хорошим смазочным свойствам, снижают коэффициент сцепления почти также эффективно как нефтесодержащие добавки.

Результаты эксперимента показывают, что базовый полимерный раствор незначительно увеличивает силы сцепления (табл.2). Это связано с тем, что полимерные реагенты при низких концентрациях (менее 1 %) обеспечивают смазывающий эффект. А при увеличении их концентрации свыше 1 % проявляется «склеивающий» эффект за счет образования полимерных пленок с высокой адгезионной способность.

Таблица 2- Составы буровых растворов и результаты адгезионных исследований

Состав раствора	Коэффициент адгезионного сопротивлния, Кас
1	2
Вода	0.361
Вода + глинопорошок 10 %	0.353
Глинопорошок - 2%; ПАА - 0.5 %; КМЦ - 1 % (Базовый 1)	0.306
Базовый 1 + MgCl2 - 0.1 %	0.356
Базовый 1 + MgCl2 - 0.1 % + NaOH 1 %	0.407
Базовый 1 + MgCl2 - 0.1 % + Na2СО3 1 %	0.345
Базовый 1 + MgCl2 - 0.1 % + NaOH 1 % + нефть 1 %	0.461
Базовый 1 + Al2(SO4)3 - 0.1 % + NaОН - 1 %	0.280
Базовый 1 + Al2(SO4)3 - 0.1 % + Na2СО3 - 1 % + нефть - 1 %	0.331
Базовый 1 + жид. стекло - 1 % + MgCl2 - 0.3 %	0.358
Базовый 1 + жид. стекло - 1 % + Al2(SO4)3 - 0.3 %	0.397
Базовый 1 + сажа - 0.5 %	0.330
Базовый 1 + сажа - 0.5 % + сульфонол - 1 %	0.242
Базовый 1 + жидкое стекло - 3 % + полигликоль 3 %	0.386
Базовый 1 + полигликоль 3 %	0.321
Базовый 1 + КCl - 3 %	0.310
Базовый 1 + КCl - 3 % + полигликоль 3 %	0.302
Базовый 1 + КCl - 3 % + жидкое стекло 5 %	0.379
Базовый 1 + ДАМФ- 0,5 %	0.381
Базовый 1 + ДАМФ- 0,5 %+ жидкое стекло-1 %	0.401
Базовый 1 + ДАМФ - 1 % + сульфат алюминия -0,1%	0.397



Однако обработка полимерного раствора нефтью совместно с солями поливалентных металлов не снижает, а напротив увеличивает силы сцепления в массиве горных пород. Это связано с тем, что нефть является сложным многокомпонентным раствором, в состав которого входят нафтеновые кислоты, а при их взаимодействии с солями поливалентных металлов образуются кольматирующие вещества с высокой адгезионной способностью, усиливающие силы сцепление в массиве горных пород. Что подтверждается исследованиями Р.Г. Ахмадеева и У.С. Карабалина.

Таким образом, на основе проведенного комплекса исследований можно сделать вывод, что при бурении в литифицированных глинистых породах целесообразно применять следующую обработку полимерных и малоглинистых буровых растворов: 3 % жидкого стекла + 3 % полигликоля или 1% жидкого стекла + 0,3 % сульфата алюминия, 0,5% ДАМФ и 0,5 % жидкого стекла, 0,5 % ДАМФ + 0,1 % сульфат алюминия, 0,1 % хлорида магния и 1 % кальцинированная сода.

В пятой главе даны технологические рекомендации по составам буровых растворов для вскрытия литифицированных глинистых пород и результаты промысловых испытаний.

Как отмечалось в предыдущих главах, учитывая положительное влияние растворов с низким содержанием твердой фазы на технико-экономические показатели бурения и результаты собственных исследований, в частности, относительный (по отношению к пресной воде) коэффициент адгезионно-когезионного сцепления (Кот) в качестве базовой системы был принят полимерный буровой раствор на основе акриловых полимеров, содержащий высокоэффективный органический стабилизатор, обеспечивающий сохранение седиментационной устойчивости системы как при обработке специальными адгезионно-активными добавками, так и в процессе углубления скважины. Составы предлагаемых растворов представлены в таблице 3.

Технологическое отличие предлагаемых составов заключается в дополнительной обработке адгезионной добавкой. При этом:

- Если в качестве адгезионно-активной добавки планируется использовать диаммонийфосфат, то обработка полимер-глинистой системы осуществляется по циклу циркуляции водным раствором (8%-ным) или в товарном виде в зависимости от реологических свойств исходной системы и состава циркуляционной системы.

- Если предполагается использовать комбинированную адгезионно-активную добавку, то предпочтительнее смешивать компоненты перед непосредственной обработкой бурового раствора в количествах, определенных рецептурой. При отсутствии специальной емкости с механическим или гидравлическим перемешивателем и дозирующим устройством реагенты, входящие в состав этой специальной добавки, можно вводить раздельно. При такой раздельной первичной обработке необходимо соблюдать определенную последовательность ввода химических реагентов.

Таблица 3 - Составы и свойства буровых растворов

Состав раствора, кг/м3	Основные технологические свойства
	Плотность кг/м3	У.В.,с	Ф30 , см3	СНС 1/10, Па
1	2	3	4	5
1.Глинопорошок - 20, NaOH - 1, ПАА -5, органический стабили-затор (О.С.) - 10, ДАМФ - 5, утяжелитель (барит, мел и т.п.)	1030 - 1850	28,0 - 55,0	6 - 10	2,5 - 5,0/ 3,0 - 6,0
2. Глинопорошок - 20, ПАА -5, О.С. - 10, ДАМФ - 5 и жидкое стекло -5	1030 - 1850	30,0 - 50,0	6 - 8	3,0 - 5,0/ 4,0 - 6,0
3. Глинопорошок - 20, NaOH - 1, ПАА -5, О.С. - 10, ДАМФ - 5, сульфат алюминия - 1, утяжелитель	1030 - 1850	30,0 - 50,0	8 - 10	2,5 - 5,5/ 3,8 - 7,6
4. Глинопорошок - 20, ПАА -5, О.С. - 10, жидкое стекло - 30 и полигликоль - 30	1030 - 1850	30,0 - 50,0	6 - 8	3,0 - 5,0/ 4,0 - 6,0
5. Глинопорошок - 20, ПАА -5, О.С. - 10, хлорид магния - 1 и кальцинированная сода - 10	1030 - 1850	30,0 - 50,0	8 - 10	2,5 - 5,5/ 3,8 - 7,6



Использование специальных буровых растворов, имеющих определенное назначение и состоящих из значительного количества компонентов, требует разработки параметров управления технологическими свойствами.

Нами на основе промысловых, лабораторных и аналитических исследований предлагается технология управления свойствами бурового раствора на основе управляющих параметров, которые включают: относительные плотность о= /исх ; пластическая вязкость о = /исх ; показатель фильтрации Во = В/Висх и капиллярная фильтрация Vко = Vк/Vк исх .

Относительные параметры - это отношение текущих значений каждого из технологических свойств к исходным (свежеприготовленного раствора). Регулирующие параметры выбраны на основе экспериментально-промысловых исследований и обусловлены тем, что они наиболее полно оценивают интенсивность и направленность физико-химических процессов в буровых растворах. Технология управления качеством бурового раствора и сохранения устойчивости стенок скважины использованы в технологических регламентах.

Составы буровых растворов с адгезионно-активными добавками ДАМФ - 0,5 % + жидкое стекло -0,5 % и жидкое стекло - 3 % + полигликоль - 3 % прошли промысловые испытания на Кочмесском месторождении (скв. № 100), Кыртаельском (скв. №№ 240,243) и Северо-Кожвинском (скв. № 208) месторождениях предприятий ООО СБК «Арктика» и ЗАО «ЭкоАрктика» . В результате промысловых испытаний полимерглинистого раствора с различными адгезионно-активными добавками подтверждена эффективность разработанной технологии и предложенных добавок, позволивших снизить на 10 % время на проработку и промывку скважины и повысить рейсовую скорость проходки на 14 %.



ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

Основной причиной разупрочнения малоувлажненных литифицированных глинистых пород, вследствие особенностей строения в результате процессов метаморфизации и диагенеза, являются капиллярные процессы, которые могут в дальнейшем привести к дифффузионно-осмотическим перетокам, и, таким образом, стать причиной расслаивания и осыпания пород;

Экспериментально и аналитически установлено, что скорость увлажнения пород зависит от регулируемо-кольматирующих свойств буровых растворов, которые обеспечиваются обработкой кольматирующей добавкой. К таким добавкам относятся обработки 0,1 % хлорида магния + 1 каустической соды + 1 % нефти, 3 % жидкого стекла + 3 % полигликоля или 1% жидкого стекла + 0,3 % сульфата алюминия, ДАМФ - 0,5 % и жидкого стекла - 0,5 %, ДАМФ - 0,5 % + сульфат алюминия - 0,1 %, которые снижают интенсивность капиллярных процессов и усиливают адгезионной взаимодействие в массиве породы;

Экспериментально установлено, что снижение интенсивности капиллярных процессов возможно при использовании безнефтяных добавок, таких как 3 % жидкого стекла + 3 % полигликоля или 1% жидкого стекла + 0,3 % сульфата алюминия, ДАМФ - 0,5 % и жидкого стекла - 0,5 %, ДАМФ - 0,5 % + сульфат алюминия - 0,1 %;

Установлено, что высокой кольматирующей способностью обладает новая фаза, которая образуется при совместной добавке хлорида магния и каустической соды, а также жидкого стекла и хлорида магния. А исследования по оценке фрикционных свойств растворов показали их высокую адгезионную способность;

Разработана технология буровых растворов с адгезионно-активными добавками, которая использована при разработке технологических регламентов Южно-Лыжского, Северо-Кожвинского, Кыртаельского месторождений.



ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ

1. Деминская, Н.Г. Использование ингибирующих буровых растворов для предотвращения обвалов в глинистых отложениях [Текст] / Н.Г. Деминская // Тез. докл. межрегион. молодежной конф. "Севергеоэкотех - 2001", УГТУ, Ухта, 2001 г., С. 63-64

2. Деминская, Н.Г. Влияние адгезионно-активных добавок на кольматацию трещиноватых пород [Текст] / Н.Г. Деминская // Тез. докл. Всероссийской научной конф. ученых и студентов "Нефтегазовые и химические технологии", СамГТУ, Самара, 2001 г., С. 13-14

3. Деминская, Н.Г. Разработка технологических приемов сохранения устойчивости литифицированных глин на основе теории регулируемой кольматации [Текст] / Н.Г. Деминская // Тез. докл. межрегион. молодежной конф. "Севергеоэкотех - 2002", УГТУ, Ухта, 2002 г.

4. Уляшева, Н.М. Полимерные растворы для бурения в осложненных условиях и вскрытия продуктивных пластов [Текст] / Н.М. Уляшева, Н.Г. Деминская, В.В. Дуркин, Е.Е. Патракова// Материалы Всероссийской конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-Востока», Ухта, УГТУ, 2003 г., С. 240-242

5. Деминская, Н.Г. Разработка технологических приемов сохранения устойчивости литифицированных глинистых пород [Текст] / Н.Г. Деминская // Тез. докл. межрегион. молодежной конф. "Севергеоэкотех - 2003", УГТУ, Ухта, 2003 г.

6. Деминская, Н.Г. Оптимизация составов буровых растворов для бурения скважин в неустойчивых горных породах на площадях Печоро-Кожвинского мегавала [Текст] / Н.Г. Деминская // Тез. докл. научно-технической конференции преподавателей и сотрудников, УГТУ, Ухта, 2004 г., С.145-146

7. Уляшева, Н.М. Разработка оптимизированного регламента промывки наклонно направленных скважин при бурении на площадях ЗАО «Байтек Силур» [Текст]/ Н.М. Уляшева, Н.Г. Деминская, В.В. Дуркин, П.Ф. Осипов, А.А. Огородник, В.Н. Задирей// НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. №2, 2004 г., С. 12-15

8. Уляшева, Н.М. Полимерные буровые растворы для бурения в осложненных условиях [Текст] / Н.М. Уляшева, Н.Г. Деминская, А.А. Огородник // Материалы международной научно-технической конференции посвященной памяти М.Р. Мавлютова «Повышение качества строительства скважин», Уфа, 2005 г., С.36-41

9. Уляшева, Н.М. Регулирование адгезионных процессов в литифицированных глинах [Текст] / Н.М. Уляшева, Н.Г. Деминская// НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. №6, 2008 г., С. 25-26

10. Уляшева, Н.М. Влияние адгезионно-активных добавок на кольматацию трещиноватых пород [Текст] / Н.М. Уляшева, Н.Г. Деминская// Специализированный сборник «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» №2, 2008, М: ЗАО Локус станди, с. 46 - 49.

Размещено на Allbest.ru

...