1535

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

горных пород разреза скважины при циклическом воздействии нагрузки и знакопеременной температуры [9]. Поэтому для испытаний цементного камня, предназначенного для размещения в интервалах ММП, с целью наблюдения остаточных деформаций, деформаций ползучести и их влияния на упруго-прочностные характеристики в ранее принятую методику были внесены следующие изменения. Нагружение производилось ступенями, каждая из которых равна 0,1 напряжения разрушения с выдержкой на каждой ступени 10 мин и последующей разгрузкой до разрушения (рис. 2).

Таблица 1

Результаты определения модуля упругости по нагрузочной ветви диаграммы напряжения – деформации

Рис. 2. Полная диаграмма напряжения – деформации с разгрузкой на каждой ступени

Таблица 2 Результаты определения модуля упругости в ходе ступенчатого нагружения

181

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Как видно из табл. 2, остаточные деформации не влияют на упруго-прочностные характеристики цементного камня, но могут достигать значительных величин. Это означает, что между цементным кольцом, стенками скважины и обсадной колонной могут образовываться зазоры, формирующие каналы для затрубной циркуляции. Поэтому при оценке упруго-прочностных свойств цементного камня ТМ необходимо учитывать деформации, остающиеся после снятия нагрузки.

Из вышесказанного следует, что универсальным с точки зрения способа оценки деформационных свойств является метод определения модуля упругости в ходе непрерывного испытания на одноосное сжатие по нагрузочной ветви диаграммы с разгрузкой при 0,5σр.

Предлагаемая методика должна быть доработана с учетом скорости промерзания растепленного массива ММП и скорости выдавливания пластичных горных пород. Необходимо установить характер проявления пластичности цементного камня в условиях объемного сжатия, наличие связи между величиной модуля упругости и интенсивностью образования трещин расслоения и деформаций в результате действия знакопеременной температуры в процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин в зонах ММП.

Список литературы

1.Бакшутов В.С. Минерализованные тампонажные растворы для цементирования скважин в сложных условиях. – М.: Недра, 1986. – 272 с.

2.Khalaf F. Increasing casing collapse resistance against salt-induced loads // So-

ciety of petroleum engineers of AIME, SPE. – 1985. – С. 259–266.

3.Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. – М.:

Недра, 1990. – 409 с.

4.Долговечность тампонажного камня в нефтяных и газовых скважинах: учеб. пособие / М.Р. Мавлютов, Ф.А. Агзамов, В.П. Овчинников, Ю.С. Кузнецов. – Уфа: Изд-во Уфим. нефт. ин-та, 1987. – 94 с.

5.ГОСТ 28985–91. Породы горные. Метод определения деформационных характеристик при одноосном сжатии. Введ. комитетом стандартизации и метро-

логии СССР 1.07.1992.

6.ГОСТ 18105–2010. Бетоны. Правила контроля и оценки прочности / Федер. агентство по техн. регулированию и метрологии. – 21 марта 2012.

7.Барях А.А., Асанов В.А., Паньков И.Л. Физико-механические свойства соляных пород Верхнекамского калийного месторождения: учеб. пособие. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2008. – 199 с.

8.Данюшевский В.С., Алиев Р.М., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1987. – 373 с.

9.Пастухов А.М., Шилов А.М. К вопросу о возможности использования тампонажного материала на основе магнезиального вяжущего для цементирования обсадных колонн, перекрывающих зоны многолетнемерзлых пород // Научные исследования и инновации. – 2011. – № 1. – С. 54–56.

182

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

СПЕЦИАЛЬНЫЕ МАТЕРИАЛЫ, ПРЕДНАЗНАЧЕННЫЕ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВОГО РАСТВОРА

А.Д. Харитонов

Научный руководитель – канд. техн. наук, доцент О.А. Нечаева Самарский государственный технический университет

Поглощение буровых растворов – осложнение процесса строительства скважины, приводящее к значительным затратам времени и материальных ресурсов [1]. Своевременное предупреждение или быстрое и эффективное устранение поглощений сэкономит много времени и средств при строительстве скважин. Поэтому вопросы, связанные с выбором методов борьбы с потерей циркуляции бурового раствора, остаются актуальными.

Технологические методы по борьбе с поглощениями могут различаться в зависимости от горно-геологических условий бурения, интенсивности потери циркуляции и характера объекта поглощения.

Для проведения расчетов поглощающего пласта и выбора возможных методов по борьбе с поглощениями бурового раствора на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» разработан программный продукт Insulating Compositions – Selection. Программа позволяет составлять и оценивать индикаторные диаграммы, определять тип коллектора в зоне поглощения и производить дальнейший расчет удельной приемистости поглощающего горизонта. На основе полученной информации и рассчитанных данных предлагается методика ликвидации аварии и производится расчет необходимого количества тампонажной смеси.

Одним из возможных методов ликвидации поглощений является применение блокирующих материалов. В поисках новой рецептуры изоляционного вещества, направленного на борьбу с поглощениями бурового раствора, изначально было принято решение использовать в качестве основы гель-раствор, который был разработан ранее на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» [2]. Путем изменения концентрации веществ, входящих в его состав, были получены следующие результаты (табл. 1).

Таблица 1 Рецептуры экспериментальных изоляционных составов на основе гель-раствора

183

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Первоначально полученные составы не отвечали поставленным требованиям, так как не обладали необходимыми тампонажными свойствами, однако аналитический обзор интервалов загустевания солевых растворов дал нам понимание об отношении концентраций входящих враствор солей, крахмала и технической воды

Для того чтобы проследить динамику гелеобразования крахмалсодержащего раствора (образец № 5), его исследовали на вискозиметре прямого считывания OFITE. Полученные результаты представлены на рис. 1, из которого видно, что при увеличении числа оборотов скорость гелеобразования возрастает.

Рис. 1. Скорость гелеобразования

По рисунку также видно, что на скорость формирования геля оказывает влияние скорость перемешивания раствора, кроме того было замечено, что со временем раствор превращается в золь. Но проводя замеры образца непосредственно после затворения, через 15 и 30 мин после оставления состава в покое было обнаружено, что дальнейшее гелеобразование не происходило.

После проведения исследований был сделан вывод, что сочетание силиката алюминия и кремнекислого натрия не является оптимальным, так как не удалось получить прочную гелеобразную структуру, поэтому было решено рассмотреть различные композиционные составы с другими солями в пропорциях с водой (1:1:5). В табл. 2 представлено исследование реологических параметров семи композиционных составов, из которого следует, что не все соли, задействованные в эксперименте, произвели значимый эффект в соединениях с силикатом натрия.

Рецептуры данных составов и концентрации входящих в них веществ абсолютно идентичны и различаются между собой только одним компонентом. Выбор солей для проведения сравнительного эксперимента основывался на результатах литературного обзора и анализе полученных ранее данных о взаимодействии веществ с силикатом натрия. Для того чтобы проследить динамику образования внутренней структуры в исследуемых растворах солей, полученные образцы были нанесены на специальную поверхность спустя 30 мин после приготовления. Постепенно изменяя угол наклона данной поверхности, выявили четкое разграничение между скоростями растекаемости полученных образцов.

184

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

Таблица 2 Реологические параметры исследуемых образцов после затворения

Эксперимент отражает различия между реакциями каждой из этих солей с силикатом натрия. Как показало сравнение, молибденовокислый аммоний реагирует в данном растворе слишком стремительно (рис. 2). Это делает невозможным его использование в качестве агента изоляционного состава, потому что вещество на основе данной соли не получится доставить в скважину из-за очень высокой начальной вязкости.

Рис. 2. Поэтапное приготовление составов

Результат взаимодействия растворов солей кальция с жидким стеклом заключается в коагуляции силикатного раствора. Состав выпавшего аморфного осадка может включать в себя как гидроокиси кремнезема и кальция, так и силикаты кальция.

Как видно из рис. 3, процесс гелеобразования происходит быстрее при увеличении скорости вращения с течением времени, что объясняется взаимодействием крахмального реагента растворенными солями. Получившееся в лабораторных условиях вещество имеет достаточно прочную структуру (рис. 4) с четкой динамикой гелеобразования. Спустя 5–8 ч после приготовления полученный состав отвердевает за счет растворенных в нем солей.

185

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. 3. Гелеобразование в зависимости от времени и скорости

Рис. 4. Поэтапное затворение изолирующего вещества

Таким образом, полученный материал обладает гидроизоляционными свойствами и может быть рекомендован для борьбы с поглощениями бурового раствора в процессе строительства скважин.

Список литературы

1.Калаянова О.А. Временная инструкция по ликвидации поглощений при бурении глубоких скважин в Восточной Сибири и Якутии // ВостСибНИИГ-

ГиМС. – Иркутск, 1983. – С. 3–11.

2.Нечаева О.А. Обоснование и разработка многофункционального бурового раствора на основе синтезируемых гелей для строительства скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М., 2012. – № 5. – С. 40–44.

186

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ РАЗЛИЧНЫХ СИСТЕМ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА СОХРАНЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Д.В. Ходенко

Научный руководитель – канд. техн. наук, доцент Н.Г. Деминская Ухтинский государственный технический университет

Рассмотрены вопросы оценки качества вскрытия продуктивных пластов на примере терригенных отложений. В зависимости от компонентного состава промывочной жидкости, реологической модели жидкости, состава и проницаемости горной породы изменяются фильтрационно-емкостные свойства коллекторов.

Ключевые слова: продуктивный пласт, вскрытие, буровой раствор, фильтрация, терригенный коллектор, горизонтальная скважина.

Высококачественное вскрытие продуктивных пластов – одно из важнейших условий повышения эффективности геолого-разведочных работ, совершенствования систем разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений и улучшения их эксплуатации на поздней стадии.

Основная задача, которая решается при вскрытии продуктивных пластов, – это максимальное сохранение коллекторских свойств пласта. Перед вскрытием продуктивных горизонтов инженер-технолог, как правило, решает следующие вопросы: обосновывает выбор конструкции скважины, метода вскрытия, выявляет наиболее оптимальную рецептуру промывочной жидкости и т.д.

От выбора компонентного состава бурового раствора зависит практически все: сроки проводки скважины, качество вскрытия продуктивного пласта, стоимость и, в конечном счете, успех проекта.

В результате физико-химического и физико-механического воздействия при первичном вскрытии изменяются фильтрационно-емкостные свойства породколлекторов в прискважинной зоне [1, 2].

Физико-механическое воздействие на прискважинную зону обусловлено взаимодействием пород и флюидов пласта с фильтратом промывочных жидкостей посредствомдействияадсорбционных, капиллярныхидиффузионно-осмотическихсил.

Физико-химическое воздействие на продуктивный горизонт оказывают следующие факторы:

–разгрузка горного массива в результате разбуривания (сооружения выработки) продуктивного пласта;

–изменяющееся противодавление столба промывочной жидкости;

–кольматация порового пространства дисперсной фазой промывочных жидкостей и частицами выбуренной породы;

–изменение температурного режима в прискважинной зоне;

–гидродинамическое и механическое воздействие на породы разбуриваемого пласта движущимся буровым инструментом.

187

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

При этом следует отметить, что физико-химические процессы, происходящие в прискважинной зоне пласта при первичном вскрытии, являются следствием физико-механических воздействий [1, 2]. Например, взаимодействие породколлекторов с фильтратом промывочной жидкости обусловлено проникновением последнего внутрь порового пространства, вызванного репрессией. Также выпадение осадков внутри порового пространства из насыщающих его жидкостей и газов может быть спровоцировано изменением температурного режима прискважинной зоны.

В настоящее время для промывки и первичного вскрытия горизонтальных скважин в основном используют следующие виды буровых растворов: полимерглинистые буровые растворы (обычно утяжеленные); безглинистые буровые растворы (Flo-Pro, Baradrill-N и др.); растворы на основе минеральных масел (Versaclean, Enviromul, MegaDrill и др.); аэрированные растворы и пены. И у каждой из этих систем есть свои преимущества и недостатки.

К положительным свойствам полимер-глинистых буровых растворов относятся малая вязкость и подвижность раствора. Отрицательные свойства сказываются в большинстве случаев на фильтрационных свойствах призабойной зоны пласта из-за проникновения в пласт тонкодисперсных глинистых частиц и при проникновении в продуктивный пласт фильтрата, вызывающего набухание глин в коллекторах.

Применение безглинистого бурового раствора ограничено в глинистых породах, склонных к текучести. Данный раствор нарабатывает в своем составе глинистую фазу, что приводит к необходимости в многоступенчатой системе очистки. К отрицательным свойствам также можно отнести высокую стоимость реагентов и подверженность раствора биологической деструкции. Плюсы данной системы растворов следующие: снижается вероятность загрязнения коллектора за счет биологической деструкции полимеров, на порядок снижена фильтрация, фильтрационная корка легко удаляется при освоении скважины даже без воздействия на призабойную зону растворителя.

Преимущества растворов на основе минеральных масел – это близость к коллоидным свойствам пластового флюида и их низкая водоотдача. Недостатки – это разжижение под действием высоких температур, пожароопасность компонентов, низкая тиксотропия и неэкологичность.

Применение таких растворов ограничено не только противопожарной и экологической безопасностью, но и возможностью использования при открытой циркуляционной системе, когда пластовое давление выше гидростатического, кроме того, при контакте с пластовой водой возможно образование эмульсий, которые блокируют поры коллектора и препятствуют притоку флюида в скважину.

При бурении и вскрытии продуктивных пластов на равновесии и на депрессии используют аэрированные растворы и пены. Основными преимуществами данного раствора является уменьшение гидростатического давления, большее проникновение в поры и трещины призабойной зоны и между обломками выбуренной породы, лучшая очистка забоя и сведение к минимуму за-

188

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

грязнения пласта. Но из-за необходимости в дополнительном оборудовании приготовления (компрессор, аэратор) и сложности очистки растворов такая система не выгодна.

Обзорное исследование позволяет сделать вывод об отсутствии универсальной технологии первичного вскрытия продуктивных пластов, а сложность геологических условий Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПНГП) и сложившаяся тенденция увеличения протяженности горизонтальных участков требуют разработки новых решений и технологических приемов.

В ходе лабораторных исследований проведен анализ типов растворов, которые в основном используются на месторождениях ТПНГП при первичном вскрытии продуктивных пластов (хлоркалиевый, полигликолевый, Flo-Pro, Baradrill-N, MegaDrill) и отвечают условиям вскрытия терригенных коллекторов.

Хлоркалиевый буровой раствор был выбран как один из самых распространенных на территории ТПНГП и являющийся, в свою очередь, ингибирующим, что позволяет поддерживать устойчивость стенок скважины в глинистых породах, предупреждая кавернообразования и осложнения и снижая интенсивность набухания глинистой составляющей продуктивных терригенных отложений, тем самым обеспечивая сохранение фильтрационно-емкостных свойств пласта. Полигликолевый раствор в своем составе имеет полигликоль, который является также ингибирующей добавкой и обеспечивает улучшенные смазочные свойства раствора, что особенно важно при проводке горизонтальных скважин. Также можно отметить, что в составе полигликолевого раствора есть ПАВ, которые в зависимости от условий могут выступать как в роли гидрофобизатора, так и в роли гидрофилизатора. Выбор биополимерных безглинистых растворов (Flo-Pro и Baradrill-N) объясняется отсутствием глинистой фазы, что благоприятно сказывается на вскрытии продуктивных пластов и скорости бурения, способностью раствора к биологическому разложению, что облегчает освоение скважины за счет «самоочищения» призабойной зоны пласта. Система MegaDrill довольно часто используется при проводке сильно искривленных, пологих и горизонтальных скважин. На протяжении многих десятилетий считается, что оптимальными системами для вскрытия продуктивных пластов являются растворы на углеводородной основе. Несущей средой этих систем является углеводородная фаза, по физико-химичес- ким свойствам родственная флюиду, насыщающему продуктивный пласт, и, следовательно, не образующая при их взаимодействии смесей, блокирующих поровое пространство призабойной зоны скважины.

Опираясь на результаты экспериментов, проведенных на установке для оценки и изучения влияния различных реагентов на процесс проникновения фильтрата бурового раствора в пласт горизонтальной скважины* и на динамическом фильтрпрессе HTPH, были сделаны следующие выводы:

* Пат. 119800 Российская Федерация, № 2012113302/03. – Заявл. 05.04.2012; опубл. 27.08.2012,

Бюл. № 24.

189

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

1.На глубину проникновения фильтрата в ПЗП влияет диаметр ствола скважины. Причем зависимость глубины проникновения фильтрата в ПЗП обратно пропорциональна диаметру скважины.

2.Глубина проникновения фильтрата бурового раствора в терригенный коллектор значительно снижается в присутствии кислоторастворимого кольматанта (СаСО3).

3.С точки зрения сохранения призабойной зоны, наилучшие результаты по-

казали системы растворов Baradrill-N, Flo-Pro, MegaDrill.

4.Интенсивность и глубина проникновения фильтрата зависит от реологической модели жидкости.

Список литературы

1. Булатов А.И., Просекова Ю.М., Шаманов С.А. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов. – М.: Недра-Бизнесцентр,

2003. – 1007 с.

2. Токунов В.И., Хейфец И.Б. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. –

М.: Недра, 1982. – 268 с.

190