2835.Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

Список литературы

1.Омельянюк М.В. Кавитационные технологии в нефтегазовом деле // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2010. – № 1. – С. 29–32.

2.Пат. 98221 Российская Федерация. Автономный блок приготовления буровых и тампонажных растворов / Пахлян И.А., Проселков Ю.М. – Опубл. 10.06.2010.

3.Пат. 2215905 Российская Федерация, МПК F04D7/04, F04D29/10. Вертикальный насос / Кузнецов Ю.П. – Опубл. 10.11.2003.

4.Пат. 73409 Российская Федерация, МПК F04D1/00, F04D7/00. Насос шламовый вертикальный / Рязанцев С.Н., Симян А.И., Вежан В.Г. – Опубл. 20.05.2008.

151

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

СОХРАНЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ПРИ БУРЕНИИ В НЕУСТОЙЧИВЫХ ГЛИНИСТЫХ ПОРОДАХ

А.С. Силоян

Научный руководитель – канд. техн. наук Е.Л. Леушева Национальный минерально-сырьевой университет « Горный»

Рассматривается вопрос сохранения устойчивости ствола скважины при бурении в неустойчивых глинистых породах на примере глинисто-аргиллитовых отложений. Рассмотрено влияние плотности бурового раствора и введения в его состав гидрофобных кольматантов на процесс осыпания пород.

Ключевые слова: бурение, буровой раствор, плотность, глинистая порода, кольматант, микротрещины.

Как известно, при бурении в неустойчивых отложениях резко повышается количество осложнений, связанных с потерей устойчивости и осыпанием горных пород. В данной статье приводится обзор некоторых научных статей и выводы о возможности применения некоторых компонентов в составе буровых растворов, которые могут позволить сохранить устойчивость ствола скважины при бурении неустойчивых глинистых пород, в частности аргиллитов, склонных к растрескиванию и осыпанию.

Потеря устойчивости пород, например глинисто-аргиллитовых, обусловлена их трещиноватостью и склонностью к растрескиванию при вскрытии вследствие их хрупкости. Растрескивание усиливается при превышении горного давления со стороны глинисто-аргиллитовых пород над гидростатическим давлением, создаваемым буровым раствором. Давление со стороны глинисто-аргиллитовых пород обусловлено массой вышележащих слоев породы. Напряженно-деформированное состояние горных пород при вскрытии в стволе и вблизи скважины изменяется в значительной степени из-за разности давлений – горного и гидростатического, создаваемого рабочим раствором.

При выборе плотности рабочего раствора исходят из значения гидростатического давления, создаваемого раствором pб.р, которое должно быть выше, чем давление разрушения пород pраз (давление, при котором происходит потеря устойчивости стенок), и не превышать значение давления гидравлического разрыва пластов pг.р, т.е.

pраз < pб.р ≤ pг.р.

При этом необходимо стремиться уравновесить гидростатическим давлением бурового раствора напряжения в вскрываемых породах. Низкая плотность бурового раствора может стать причиной возникновения микротрещин и осыпаний стенок скважин. С ростом напряженно-деформированного состояния глинистоаргиллитовых пород не всегда удается выбрать раствор с оптимальной плотностью, что сопровождается обильными осыпаниями. На практике такие породы получили название «стреляющих» аргиллитов. Увеличение плотности рабочего

152

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

раствора в некоторых случаях позволяет предотвратить осыпание стенок скважин за счет снижения растрескивания глинисто-аргиллитовых пород. Среди специалистов в области бурения существует мнение, что оптимальное значение плотности раствора при бурении глинисто-аргиллитовых пород должно предотвратить их растрескивание.

Разупрочнение трещиноватых уплотненных глинисто-аргиллитовых пород происходит за счет проникновения жидкости в микротрещины. В зависимости от геометрических размеров микротрещин жидкость проникает в виде раствора или в виде фильтрата. Скорость и глубина проникновения жидкости в микротрещины определяется ее геометрическими размерами, технологическими свойствами раствора и глинистых пород. Снижение скорости и глубины проникновения жидкости в микротрещины можно обеспечить путем кольматации микротрещин гидрофобными материалами, благодаря, которой достигается блокирование раствора и фильтрата в микротрещины [1].

Геометрические размеры микротрещин в уплотненных глинистых породах соизмеримы с размерами твердой фазы. Рабочий раствор и фильтрат проникают

вмикротрещины, создают расклинивающий эффект и приводят к осыпанию глинистых пород в ствол скважины. Проникновение фильтрата раствора происходит

вте микротрещины, куда раствор не способен проникать из-за мелких геометрических размеров микротрещин и высоких реологических показателей раствора. Для снижения проникновения раствора и фильтрата по сети микротрещин необходимо обеспечить гидрофобную блокировку микротрещин [1].

Снижение проникновения (блокирование) раствора (или его фильтрата) в микротрещины глинистых пород достигается механической кольматацией микротрещин за счет использования буровых растворов, включающих составы гидрофобных кольматантов с содержанием твердых гидрофобных материалов: сажа, органофильный бентонит, карбонат кальция и магния, рисовая шелуха, окисленный битум, диспергированная резина, асбест и др. (рисунок).

При бурении глинисто-аргиллитовых пород имеют место осыпания и обвалы пород высокой интенсивности, потеря циркуляции, прихват инструмента, кавернообразования и т.д. [2].

Рис. Схематическое изображениереализациимеханическойкольматации[1]

153

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Используемые в настоящее время буровые растворы характеризуются хорошими ингибирующими свойствами (сохраняют устойчивость пластичных глин), однако они не способны в глинисто-аргиллитовых породах блокировать микротрещины путем их кольматации и создать гидрофобный экран. Для повышения кольматирующих свойств раствора ранее практиковали использование гидрофобной добавки – высокоокисленного битума в нефти или в дизельном топливе. Из-за сложности растворения битума в углеводородах эффективность добавки была низкой, к тому же это создавало экологические проблемы.

Последние попытки использовать растворы с гидрофобными кольматантами для предупреждения осыпаний глинисто-аргиллитовых пород были предприняты на скважине № 709 Астраханского ГКМ. В качестве гидрофобного кольматанта использовался частично омыленный талловый пек, однако из-за неудобств работы с данным реагентом он не нашел широкого применения, несмотря на положительные результаты применения [3].

Авторами [2] был разработан буровой раствор с содержанием гидрофобного кольматанта 15 %. В качестве гидрофобного кольматанта использовалось талловое масло (далее – ТМ). ТМ – это темноокрашенная жидкость с резким запахом, представляющая собой смесь органических соединений, преимущественно ненасыщенных и жирных кислот; продукт обработки серной кислотой сульфатного мыла, получаемого в качестве побочного продукта при варке целлюлозы сульфатным способом. Используется как флотореагент, компонент смазочно-охлаж- дающих жидкостей, а также полуфабрикат для получения канифоли, органических кислот и других соединений. Также необходимо отметить, что ТМ в растворе играет роль смазочной добавки.

После завершения лабораторных и стендовых исследований упомянутого раствора было принято решение использовать его при строительстве скважины № 2062 Астраханского ГКМ под первую техническую колонну в интервале бурения 350–3600 м. При этом вторая половина указанного интервала содержит большое количество хрупких глинисто-аргиллитовых пород.

Так, например, при бурении интервала 1557–1565 м скважины № 2062 Астраханского ГКМ при очередном отрыве от забоя были зафиксированы затяжки до 8 тн, при этом на виброситах наблюдался повышенный вынос шлама. Все информативные признаки свидетельствовали о потери устойчивости ствола скважины

ввиде осыпания несцементированных трещиноватых глинисто-аргиллитовых пород. Содержание ТМ перед вскрытием данного интервала составляло 5,5 %. Если

впластичных глинах такое содержание ТМ позволяет стабилизировать ствол скважины, то в трещиноватых глинисто-аргиллитовых породах этого содержания для гидрофобной кольматации оказалось недостаточно. Увеличением содержания ТМ до 10–11 % в течение 2–3 циклов промывки удалось полностью остановить осыпание глинисто-аргиллитовых пород [2].

Для повышения эффективности механической кольматации микротрещин целесообразнее комбинированное использование твердых и жидких адгезионных гидрофобных материалов и увеличение их концентрации в составе раствора.

154

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

Таким образом, при возникновении осыпаний аргиллитов (характерный шлам на ситах в виде чешуек, пластинок) необходимо доводить содержание гидрофобного кольматанта до максимально возможного уровня. Это позволит сохранить устойчивость стенок скважины либо, если осложнение уже началось, остановить осыпание неустойчивых глинисто-аргиллитовых отложений.

Список литературы

1.Выбор буровых растворов для стабилизации глинистых отложений при бурении нефтяных и газовых скважин / М.М.-Р. Гайдаров [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М., 2012. – № 3.

2.О применении ацетатно-калиевого спиртового бурового раствора на

скважине № 2062 Астраханского ГКМ / А.А. Хуббатов, Д.В. Мирсаянов, А.Д. Норов [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М., 2012. – № 10. – С. 35–40.

3. Эффективность применения новых ингибирующих реагентов на основе талового пека при бурении на Астраханском ГКМ / Е.В. Егорова [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М., 2010. – № 1.

155

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИНВЕРТНОГО ЭМУЛЬСИОННОГО БУРОВОГО РАСТВОРА

М.С. Скорогонов, А.В. Анисимова, А.С. Козлов

Научный руководитель – канд. техн. наук, профессор Г.М. Толкачев Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Выполнена оценка влияния углеводородсодержащего бурового раствора на качество цементирования эксплуатационных колонн Уньвинского месторождения. Проведены исследования по оценке отмывающей способности различных буферных жидкостей. Представлен оптимизированный состав технологической жидкости для качественного удаления пленки углеводородного бурового раствора со стенок обсадных колонн.

Ключевые слова: буровой раствор, обсадные трубы, тампонажный материал, буферная жидкость, крепление скважин.

Внастоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин, которые отличаются разнообразием горно-геологических и технико-технологических условий строительства, находят применение различные типы промывочных жидкостей [1]. Выбор их состава во многом обусловлен требованием обеспечения успешной проводки ствола скважины в заданном интервале, особенно при вскрытии продуктивного горизонта.

В2010 г. при бурении нефтяных скважин с горизонтальным окончанием ствола начато использование инвертного эмульсионного бурового раствора (ИЭР) в отложениях, перекрываемых эксплуатационной колонной. Ранее промывка скважин при бурении в этом интервале осуществлялась с использованием бурового раствора на водной основе, одним из недостатков которого являлось недостаточно эффективное обеспечение устойчивости стенок в открытом стволе скважины при высоких значениях зенитного угла. Использование ИЭР позволило обеспечить успешную проводку ствола до проектной глубины. При этом исключены осыпи и обвалы стенок скважины, в том числе в скважинах с горизонтальным окончанием.

Анализом результатов работ по креплению скважин Уньвинского месторождения установлено, что в последние годы (с момента начала применения ИЭР) качество цементирования второй ступени эксплуатационных колонн заметно снизилось.

Ранее принятая на Уньвинском месторождении технология цементирования второй ступени эксплуатационной колонны не предусматривала принятия мер по удалению пленки ИЭР со стенок технической и эксплуатационной колонн, наличие которой вероятно является основной причиной снижения качества цементирования межколонного пространства.

Для обоснования справедливости этого предположения в научно-исследова- тельской лаборатории «Технологические жидкости для бурения и крепления

156

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

скважин» (НИЛ ТЖБКС) были выполнены исследования по оценке влияния наличия на поверхности труб углеводородной пленки ИЭР на прочность сцепления цементного камня тампонажного материала с металлом обсадных труб, а также исследования по оценке отмывающей способности различных буферных жидкостей, используемых при цементировании 1-й и 2-й ступеней эксплуатационных колонн в скважинах Уньвинского месторождения.

Оценка влияния углеводородной пленки на прочность сцепления цементного камня расширяющегося магнезиально-фосфатного тампонажного материала (РМФТМ-МКП) для цементирования межколонного пространства с металлом обсадных труб выполнена по методу «кольца» [2]. В качестве технологической жидкости на первом этапе работ использовались техническая вода и водный раствор бишофита, применение которых в качестве буферных жидкостей при цементировании второй ступени эксплуатационных колонн с использованием РМФТМ-МКП определено действующим технологическим регламентом [3]:

Оценка отмывающей способности буферных жидкостей осуществлялась на приборе ВСН-3, на поверхности обоймы которого была сформирована пленка ИЭР, а последующий обмыв буферными жидкостями осуществлялся при вращении обоймы с частотой 200 мин–1 в течение 5 мин при обмыве раствором бишофита и 22 мин при обмыве технической водой.

Визуальный контроль за процессом удаления пленки ИЭР технической водой и раствором бишофита со стенки обоймы свидетельствует о низкой эффективности этих буферных жидкостей, а приведенные выше результаты подтверждают, что сохранение на стенках обсадных труб углеводородной пленки-корки существенно снижает прочность сцепления цементного камня с металлом обсадных труб.

Комплекс буферных жидкостей, описанный авторами [4], в настоящее время применяется для подготовки ствола скважины и поверхности обсадных труб при цементировании 1-й ступени эксплуатационных колонн в скважинах Уньвинского месторождения. Для установления способности этих буферных жидкостей подготовить межколонное пространство на выходе из устья скважины № 662-У были отобраны пробы растворяющей и отмывающей буферных жидкостей, входящих в комплекс технологических жидкостей. С их использованием в НИЛ ТЖБКС Пермского национального исследовательского политехнического университета были выполнены исследования, аналогичные описанным выше.

Оценка результатов исследования свидетельствует о том, что применяемый при цементировании 1-й ступени комплекс буферных пачек, поступающих в меж-

157

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

колонное пространство, уже недостаточно эффективен после того как он прошел путь от башмака эксплуатационной колонны до башмака технической колонны, очищая стенки скважины от ИЭР в интервале открытого ствола, и исчерпал способность растворять углеводородную корку-пленку на стенках обсадных труб

вмежколонном пространстве выше устройства ступенчатого цементирования (ПДМ). Ситуацию усугубляет и тот факт, что при цементировании эксплуатационных колонн

вряде скважин для продавки, промывки циркуляционных окон ПДМ и вымыва поднявшегося выше его тампонажного раствораиспользуется ИЭР.

После проведения в НИЛ ТЖБКС по описанной выше методике цикла исследований в рамках действующей технологии была скорректирована рецептура первой пачки буферных жидкостей. В состав используемой в настоящее время вкачестве первой пачки буферной жидкости технической воды предложено дополнительно вводить ПАВ (ТУ 2458-08840912231–2013) и вермикулит, выполняющий функцию сорбента и механического агента, воздействующего науглеводородную пленку.

Визуальный контроль результатов выполненных исследований позволяет сделать вывод о том, что предлагаемая буферная жидкость эффективно воздействует на корку ИЭР. Это косвенно подтверждается изменением прочности сцепления цементного камня с металлической поверхностью:

Анализируя полученные результаты, можно отметить увеличение показателей прочности сцепления цементного камня РМФТМ-МКП с металлической поверхностью обоймы. Имея положительные результаты проведенных лабораторных испытаний, можно предположить, что предлагаемая буферная жидкость позволит качественно подготавливать стенки обсадных труб к цементированию, разрушая и удаляя корку ИЭР.

Считаем, что следующим этапом проводимых работ по повышению качества цементирования эксплуатационных колонн в интервале межтрубного пространства должен быть этап опытных работ, предусматривающий использование предлагаемой буферной жидкости при цементировании 2-й ступени эксплуатационных колонн в скважинах Уньвинского месторождения.

В заключение можно отметить, что успешная эксплуатация нефтяных скважин зависит от грамотного подхода к их строительству в целом, и наряду с внедрением новых технологий бурения скважин необходимо совершенствовать и технологии цементирования для получения качественной крепи в скважине, принимая во внимание специфику горно-геологических и технико-технологи- ческих условий строительства скважин.

158

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

Список литературы

1.Роджерс В.Ф. Промывочные жидкости для бурения нефтяных скважин. – М.: Гостоптехиздат, 1960. – 398 с.

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

3.Сборник нормативных документов, регламентирующих порядок строительства глубоких скважин при освоении нефтяных месторождений на площади залегания калийных солей Верхнекамского месторождения (Пермский край). –

Пермь, 2006.

4.Пат. 2452849 Российская Федерация, МПК Е 21 В 33/13, С 09 К 8/40. Способ подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе / Кохан К.В., Чугаева О.А., Кузнецова О.Г., Кудимов И.А.; заявитель и патентообладатель ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». – № 2010151764/03;

заявл. 16.12.2010; опубл. 10.06.2012, Бюл. № 16. – 11 с.

159

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ПРИМЕНЕНИЕ РАСТВОРА НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ НА САЛЫМСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Д.В. Тирон

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

Реализация Баженовского проекта создает значительный потенциал для добычи углеводородов и является важным для будущего компании «Салым Петролеум Девелопмент». Так, оценки ресурсной базы легкой нефти баженовской свиты колеблются от 600 млн до 174 млрд т. Для сравнения, середина этого диапазона – это больше, чем суммарные начальные геологические запасы легкой нефти всех известных нефтегазоносных провинций России вместе взятых.

Ключевые слова: ачимовские глины, раствор на углеводородной основе, баженовская свита, нестабильность ствола скважины, поглощение промывочной жидкости.

Россия является одним из признанных мировых лидеров по добыче нефти и газа, но истощенность действующих месторождений требует находить новую ресурсную базу, по масштабам сопоставимую с крупнейшими разрабатываемыми нефтегазоносными провинциями. В качестве равнозначной альтернативы рассматриваются освоение арктического шельфа и огромного потенциала самой большой в мире сланцевой формации – баженовской свиты, которая распространена практически по всей Западной Сибири. Если разработка арктического шельфа связана с большими затратами, созданием инфраструктуры в суровых климатических районах, то баженовская свита развита в районах со сложившейся нефтедобывающей инфраструктурой, прямо на территории разрабатываемых месторождений. Ее освоение для России имеет огромное социальное и экономическое значение.

В рамках проекта «Салым Петролеум Девелопмент» планирует в течение двух лет построить пять оценочных горизонтальных скважин с применением многоступенчатого гидроразрыва пласта. Это позволит оценить потенциал нефтедобычи из баженовской свиты и принять решение о бурении десяти эксплуатационных скважин, за которым, в случае успеха, последует повсеместное применение технологии на месторождении.

Первая оценочная скважина US-91094-K94 была законсервирована до вскрытия продуктивного пласта вследствие наличия ряда проблем. Среди них – нестабильность ствола скважины в интервале залегания ачимовских «шоколадных» глин, недоход обсадной колонны диаметром 245 мм до проектной глубины, слом шпиндельной секции двигателя, проведение аварийных работ.

Учитывая предыдущий отрицательный результат, в программу бурения второй скважины US-91092-K92 было внесено большое количество изменений. Пересмотрена конструкция скважины, траектория и угол входа в баженовскую свиту, выбран другой тип промывочной жидкости – раствор на углеводородной основе (РУО).

160