2835.Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

Интервал 2: 1331,1–1334,3 м, пробурен с применением технологии РПД, средняя скорость за интервал составила vмех = 14,55 м/ч, средняя G = 33 т. Чередование буримости геологии в интервале 1 менее заметно (только по vмех), чем перемежаемость пропластков в интервале 2. При опробовании новой технологии в интервале 2 выделяются участки 2.1, 2.2, 2.3, пробуренные с учетом корректировок режима бурения РПД (с учетом частичного зависания КНБК и смены геологии). Субъективный фактор и ТЭП эти особенности бурения не учитывают. В результате применения технологии РПД vмех повышается с 12 до 29 м/ч.

Рис. 2. Примеры бурения интервалов двумя технологиями: ТЭП и РПД

Таким образом ПИ продемонстрировали положительное решение поставленных задач: аппаратная часть РПД выполнена в соответствии с заявленными требованиями (безаварийность, безопасность и др.). Схема подключения узлов РПД к манифольдной линии и электрическому шкафу ТЭП рабочая и не требует корректировки. В реальных условиях бурения опробована технология «Управление режимом работы винтовых забойных двигателей при бурении скважин с применением РПД». Сравнивать эффективность РПД над ТЭП в процентах на примере бурения всего двух интервалов 6 м будет неправильным, однако резервы применения РПД определенно есть. Таким образом, на основании проведенных испытаний возможно определить коэффициент á, %, включающий в себя процент субъективного фактора, применяемую технологию бурения, тип забойного оборудовании, режимы бурения, глубину и профиль скважины, тип применяемого долота, геологию и др. Коэффициент á характеризует степень эффективности передачи гидравлической мощности на забой при бурении скважин.

В ходе ПИ определены предварительные рабочие настройки алгоритма РПД. Настройки требуют лабораторных исследований и внесения корректировок до проведения следующих промысловых испытаний, поэтому предложено внести

101

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

дополнительные настройки узла управления РПД через дополнительные входные сигналы с лебедки, индикатора веса и т.д. Модернизация предполагает и учитывает технико-технологические особенности бурения, вариации решения заявленных параметров, однако значимость данных предложений будет оценена после проведения ПИ.

Список литературы

1.Вервекин А.В. Реакция высокооборотных винтовых забойных двигателей на создание осевой нагрузки // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых: тез. докл. V Всерос. конф. – Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2012. – С. 52.

2.Вервекин А.В. К вопросу автоматизации процесса бурения нефтяных и газовых скважин винтовыми забойными двигателями // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых: тез. докл. VΙ Всерос. конф. – Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2013. – С. 23.

3.Пат. 2013531 Российская Федерация, МПК Е21В44/00. Регулятор подачи бурового инструмента / Молодило В.И., Литвинов И.Н. – № 5002279; заявл.

15.07.1991; опубл. 30.05.1994.

4.Вервекин А.В., Плотников В.М. Влияние энергетической характеристики винтовых забойных двигателей на рейсовую скорость бурения // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2013. – № 4. – С. 12–16.

5.Молодило В.И., Коротаев С.Н., Дьяконов Г.А. Некоторые особенности эксплуатации винтовых забойных двигателей // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. – 2013. – № 3. – С. 28–33.

6.Молодило В.И. Способ контроля режима работы винтового двигателя в забойных условиях. А. с. 1653390 СССР, с приоритетом 12.01.1989 и газовых скважин // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 9. – С. 66–69.

102

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

ВЛИЯНИЕ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ НА ДИСПЕРГИРУЮЩИЕ И АДГЕЗИОННЫЕ СВОЙСТВА БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

А.М. Вороник, А.Н. Цуканова

Научный руководитель – канд. техн. наук, профессор Н.М. Уляшева Ухтинский государственный технический университет

Рассмотрены вопросы оценки влияния полимерных химических реагентов, используемых в буровых растворах, на диспергирование глинистых частиц. На основании проведенных авторами исследований дана характеристика некоторых современных смазочных добавок.

Ключевые слова: глинистая порода, диспергирование, буровой раствор, смазка, полимерные реагенты.

Уже давно известен тот факт, что успешная проводка скважины во многом зависит от степени соответствия технологии бурового раствора конкретным гор- но-геологическим условиям.

Анализ промысловых результатов показал, что можно выделить наиболее проблемные горные породы, при бурении которых происходят различного рода осложнения и аварии, а именно: некоторые соли, подверженные растворению и пластическому течению; высокопроницаемые песчаники и известняки; глинистые породы различного состава и т.д. Последние, в свою очередь, ввиду своего обширного распространения заставляют обратить на себя наибольшее внимание. В зависимости от степени литификации они могут активно переходить в состав бурового раствора, увеличивать его структурно-механические свойства, образовывать сальники на долоте и элементах КНБК (слаболитифицированные глины); либо при взаимодействии с водной фазой бурового раствора за счет уменьшения сил сцепления частиц

вмассиве породы хрупко разрушаться и обваливаться в ствол скважины (аргиллиты). Но и те и другие сопровождаются нестабильным поведением ствола скважины, а именно процессами интенсивного кавернообразования.

Внастоящий момент решением описанных осложнений являются буровые растворы с пониженными диспергирующими свойствами, которые обладают крепящим действием по отношению к горной породе. К таким растворам относятся растворы с низким содержанием твердой фазы и безглинистые буровые растворы, обработанные ингибирующими или гидрофобизирующими реагентами. Структура

вданных растворах формируется за счет полимерных реагентов, к которым относятся акрилаты, водорастворимые полисахариды, эфиры целлюлозы, а также синтетические смолы. Содержание полимера в зависимости от его класса и молекулярной массы в полимерных буровых растворах составляет 0,0001–0,5 %, а бентонитовой фазы (в зависимости от коллоидальности глин и свойств полимера) – 1–5 %. Данные флокулянты не только участвуют в структурообразовании, но и флокулируют частицы выбуренной породы.

Ингибиторами и гидрофобизаторами в полимерных растворах выступают: известь, хлориды калия и натрия, гипс, аммонийные соли, натриевые и калиевые соли поликремниевой кислоты (жидкое стекло), поликликоли, некоторые лигно-

103

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

сульфонаты, анионоактивные ПАВ, которые являются носителями ионов кальция, калия, аммония и др. [1, 2]. Процесс взаимодействия перечисленных реагентов с глинистыми частицами изучен достаточно подробно.

Но с конца XX в. все большее внимание в области ингибирования глинистых частиц в буровых растворах уделяется не неорганическим электролитам, а полимерным реагентам или так называемым инкапсуляторам глин. Современные сервисные компании имеют обширную базу полимерных реагентов для регулирования различных свойств буровых растворов. Сюда входят полимерные реагенты по регулированию структурных свойств, фильтрационных характеристик и т.д. Однако в паспортах многих из них компания производитель указывает на то, что кроме основных своих функций эти реагенты обладают инкапсулирующим эффектом по отношению к выбуренным глинистым частицам, т.е. эти полимерные соединения адсорбируются на поверхности глинистых частиц, тем самым предотвращая их диспергирование и переход в состав бурового раствора, что, в свою очередь, положительно сказывается не только на очистке ствола, но и на устойчивости стенок скважин.

Согласно теории адсорбции необходимым условием вышеописанного процесса является снижение поверхностного натяжения. На кафедре бурения Ухтинского государственного технического университета были проведены исследования по влиянию различных химических реагентов на поверхностное натяжение дистиллированной воды. Исследования проводились по методу максимального давления в пузырьке. Были исследованы следующие химические реагенты: Dextrid, XB-полимер, КМЦ, DUO-VIS, PAC-R, PAC-LV, BARAZAN, ПАА с концентрацией 0,2 и 0, 3 % (табл. 1). Для сравнения в таблице представлен сульфанол.

Таблица 1 Результаты измерения поверхностного натяжения полимеров в водной среде

104

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

На основании приведенных результатов можно сделать вывод, что ни один из вышеперечисленных реагентов не понижает поверхностное натяжение воды (только у полиакриламида отмечается незначительная тенденция к снижению поверхностного натяжения), но и, как показали исследования, некоторые из них вызывают его повышение, что, в свою очередь, указывает на недостаточную способность в отдельности каждого реагента адсорбироваться на поверхности глинистых частиц без дополнительного введения ПАВ.

Вследующей части опытов была рассмотрена способность инкапсулирования глинистых частиц реагентами BARAZAN и POLYPLUS RD при добавках соли KCL 1; 3 и 5 %. Методика исследований заключалась в последовательном насыщении составов реагентов глинистой фазой (немодифицированным бентонитом)

ипоследовательном измерении эффективной вязкости.

Врезультате полученных зависимостей была отмечена следующая закономерность: при увеличении содержания соли KCL изменение структурномеханических свойств происходит менее интенсивно, что позволяет судить о положительном влиянии реагента на адсорбцию полимера на частицах глины.

Еще одним немаловажным свойством буровых растворов для бурения глинистых отложений является повышенная смазочная способность. Эта необходимость вызвана тем, что глинистые породы обладают высокой адгезионной способностью к бурильному инструменту. Таким образом, выбор качественной смазочной добавки к промывочным жидкостям для бурения в глинах является актуальной задачей.

Всвязи с вышесказанным нами была оценена смазочная способность следующих смазочных реагентов: «Полиэколуб», «Политал», «Полиэколь», «Глитал», «Микан-40», «Силанж», Ultra, HP Grade. Исследования производились на тестере предельного давления и смазывающей способности компании OFITE, который позволяет измерять крутящий момент. В качестве среды исследования готовился полимер-бентонитовый буровой раствор плотностью 1040 кг/м3 и условной вязкостью 25 с. Результаты представлены в табл. 2.

Таблица 2

Значения крутящего момента различных смазочных добавок в полимер-бентонитовом растворе

105

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Анализ представленных выше результатов показывает, что при концентрации в 3 % HP Grade показал наименьшее значение крутящего момента, что говорит о его хорошей смазочной способности. Также стоит отметить, что при этом он не оказывает никакого влияния на структурные свойства раствора и не обладает пенообразующей способностью, что отмечается у большинства реагентов этой группы.

Список литературы

1. Уляшева Н.М., Вороник А.М., Михеев М.А. Буровые растворы с пониженными диспергирующими свойствами для вскрытия высококоллоидальных глинистых пород // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. –

2009. – № 9. – С. 25–28.

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

ры. – М.: Недра, 1982. – 268 с.

106

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА РАСШИРЯЮЩИХСЯ ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ

М.В. Вотинов

Научный руководитель – А.А. Куницких Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Рассмотрены механизмы процессов расширения тампонажных составов. Проведен обзор основных типов расширяющих добавок. Исследовано влияние расширяющих добавок на технологические параметры тампонажных растворов.

Ключевые слова: тампонажный раствор, оксидное расширение, качество крепления, цементный камень, цемент, скважина.

В последние годы для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин нефтяные компании стали широко практиковать применение расширяющихся тампонажных материалов. Принцип получения любого расширяющегося цемента достаточно прост. Внутри структуры цементного камня образуется соединение, имеющее объем больше первоначального. В результате этого происходит раздвижка кристаллов твердеющего цемента, выражающаяся в увеличении его объема [1]. Для того чтобы собственные напряжения привели к значительному расширению без ухудшения свойств цементного камня, последний должен быть способен к своеобразной пластической деформации, при которой нарушенные смещением контакты между элементами структуры восстанавливались бы в ходе последующего твердения. При этом важно согласование кинетики гидратации базового цемента и кинетики гидратации расширяющей добавки. Быстрая гидратация расширяющей добавки (до образования структуры цементного камня) не приведет к расширению цементного камня, поскольку энергия расширения уйдет на раздвижку зерен цемента или несвязанных продуктов твердения, находящихся еще в цементно-водной суспензии. Поздняя гидратация расширяющей добавки может привести к разрушению цементного камня, поскольку в цементном камне возникает прочная кристаллизационная структура, которая может не выдержать внутренних напряжений при увеличении объема расширяющего компонента. Поэтому для тампонажных цементов считается оптимальным получать расширение в период 1–2 сут, когда структура базового вяжущего еще достаточно эластична [2].

Рассмотрим подробнее влияние расширяющих добавок на качество крепления скважин. Существует несколько механизмов расширения.

В первую очередь сульфоалюминатный – обеспечивается образованием в твердеющем цементном камне избыточного количества гидросульфоалюмината кальция (эттрингита). В основе действия расширяющей добавки лежит взаимодействие между гидроалюминатами кальция и сульфатом кальция. Применяется главным образом для получения быстросхватывающихся цементов с небольшим расширением. В основном оказывается эффективной при температуре твердения 80–100 °С. При больших температурах они разрушаются.

107

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Другой тип расширения – это оксиды кальция и магния, обеспечивающие оксидное расширение за счет образования гидроксида кальция и гидроксида магния. Кинетика гидратации оксидов кальция и магния регулируется температурой обжига и степенью дисперсности известняка и магнезита.

Третий тип расширения – за счет применения газвыделяющих добавок –

в практике строительства скважин неприемлем, поскольку при высоких давлениях образующийся газ может растворяться в поровой жидкости цементного камня [3].

Необходимо, чтобы расширение, обеспечивая герметичный контакт, создавало небольшие внутренние напряжения, которые не разрушат цементный камень, и образовавшиеся микротрещины могли быть «залечены» при продолжающейся гидратации цемента. Исходя из этих целей величина линейного расширения должна составлять не более 5 %.

Наиболее подходящим для скважинных условий является оксидный тип расширения тампонажного состава. В качестве основы расширяющей добавки выступал оксид кальция.

Испытания проводились на цементе марки ПЦТ-I-G-СС1 производства ОАО «Сухоложскцемент». Для повышения качества крепления эксплуатационных колонн разработаны тампонажные составы с регулируемыми технологическими свойствами. Рецептура базового раствора представлена в табл. 1.

Время реакции гидратации чистого оксида извести составляет порядка 0,5–1,0 мин, что является недопустимым для получения расширяющегося тампонажного состава. Чтобы этого избежать, было исследовано влияние ряда химических веществ на время реакции гидратации оксида кальция:

–ангидрид (CaSO4);

–КССБ-2М;

–медный купорос (CuSO4);

–сульфонол;

–стекло натриевое жидкое;

–Atren light;

–метасиликат натрия (Na2SiO3).

Данные исследований замедления реакции гидратации оксида кальция приведены в табл. 2.

По результатам исследований выявлено, что наиболее оптимальными для применения в качестве расширяющих добавок являются составы № 2, № 9, № 12, № 13 и № 15. Также выявлено, что ввод в тампонажный состав медного купороса

108

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

и сульфонола не приводил к схватыванию тампонажного цемента в течении 24 ч, поэтому данные добавки были исключены.

109

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Список литературы

1. Кравченко И.В. Расширяющиеся цементы. – М.: Госстройиздат, 1962. –

С. 155.

2.Герасимов М.П., Ломоносов В.В., Чжао П.Х. Тампонажные расширяющиеся цементы // Бурение газовых и газоконденсатных скважин. – 1980. – № 4.

3.Данюшевский B.C., Лиогонькая Р.И. Расширяющийся тампонажный цемент для газовых скважин // Цемент. – 1966. – № 2. – С. 1011.

110