Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование и разработка растворов с синтезируемой гелевой фазой для бурения в неустойчивых и флюидонасыщенных породах

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Обоснование и разработка растворов с синтезируемой гелевой фазой для бурения в неустойчивых и флюидонасыщенных породах"

На правах рукописи 005013558

НЕЧАЕВА Ольга Александровна

обоснование и разработка растворов с синтезируемой гелевой фазой

для бурения в неустойчивых и флюидонасыщенных породах

Специальность 25.00.15 - Технология бурения

и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 5 мдр Ж2

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2012

005013558

Работа выполнена на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Самарского государственного технического университета.

Научный руководитель -кандидат технических наук, доцент

Живаева Вера Викторовна

Официальные оппоненты:

Близнюков Владимир Юрьевич

доктор технических наук, ст. науч. сотр., Экспертная служба ОАО НК «Роснефть», главный эксперт

кандидат технических наук, Санкт-Петербургский государственный горный университет, доцент кафедры бурения скважин

Ведущее предприятие - ООО «СамараНИПИнефть».

Защита состоится 30 марта 2012 г. в 12 ч на заседании диссертационного совета Д 212.224.02 при Санкт-Петербургском государственном горном университете по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд. 1160.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного университета.

Автореферат разослан 29 февраля 2012 г.

Блинов Павел Александрович

ученый секретарь

диссертационного совета д-р техн. наук, профессор

николаев н.и.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Несмотря на накопленный опыт бурения скважин в различных горно-геологических условиях, затраты времени на борьбу с осложнениями при проводке скважин до сих пор значительны (до 7-10%). Во многом это связано с усложнением условий бурения, увеличением объёмов бурения пологих и горизонтальных скважин, особенно на выработанных месторождениях, где бурение ведётся методами ЗБС. Поэтому однозначных решений по обеспечению устойчивости выработать не удалось.

Проблемы, связанные с неустойчивостью горных пород при бурении, на сегодняшний день составляют более 50% аварийного времени.

К факторам, оказывающим разупрочняющее действие на породу, можно отнести и нескомпенсированность пластовых (поровых) давлений, и проблемы, связанные с траекторией, главным образом, углом наклона скважины, и гидродинамические воздействия, а также, влияние флюидов бурового раствора на горные породы.

Проникновение в пласт фильтрата бурового раствора как под действием перепада давлений, так и за счёт осмотического, капиллярного, гидратационного и диффузионного типов массообмена является одной из главных причин нарушения устойчивости стенок скважины. В результате взаимодействия фильтрата с породами (в основном, глинистыми) имеют место процессы обводнения и, соответственно, ослабления скелета горной породы.

Проблемам устойчивости пород при бурении скважин посвящены работы Агзамова Ф.А., Андерсона Б.А., Ангелопуло O.K., Близ-нюкова В.Ю., Блинова П.А., Булатова А.И., Городнова В.Д., Горо-новича B.C., Грея Дж.Р., Дарли Г.С.Г., Зозули В.П., Живаевой В.В., Кошелева В.Н., Крысина Н.И., Кистера Э.Г., Мойсы Ю.Н., Мавлю-това М.Р., Николаева Н.И., Нифонтова Ю.А., Новикова В.С, Пень-кова А.И., Полякова В.Н., Рязанова Я.А., Тагирова K.M., Уляшевой Н.М., Филиппова Е.Ф., Шарафутдинова 3.3. и др. Многими авторами предложены различные технологические приёмы по оптимизации репрессии на пласт, по уменьшению проницаемости (кольматации) пород, по созданию баланса осмотических давлений и т.п.

Актуальность темы диссертации подтверждается тем, что основные направления и результаты исследований были использованы при выполнении на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» СамГТУ хоздоговорных НИР №111-09В/17В, №509/09 «Анализ свойств бурового раствора», «Разработка режимно-технологической карты на приготовление бурового раствора при производстве работ методом горизонтально-направленного бурения».

По выполненному анализу геологического разреза скважин Аг-лосского месторождения установлено, что интервалы 120-136 и 312316 м представлены глинами, подверженными деформативному разрушению в случае использования неингибирующих буровых растворов. Интервалы скважин 1615-1625, 1914-1922, 1926-1930 м представлены водонасыщенными песчаниками, пропластками неф-тенасыщенных песчаников, которые требуют надёжной кольматации для предотвращения флюидопроявлений.

Предупреждение осложнений при строительстве скважин при наличии чередующихся глинистых пород, склонных к деформатив-ной неустойчивости, и флюидонасыщенных пород возможно за счет применения физико-химических методов воздействия, в результате чего на стенках скважины формируется надёжный кольматационный экран.

Разработка эффективных систем буровых растворов для проводки скважин в осложнённых горно-геологических условиях, обеспечивающих устойчивость и терригенных глинистых и слабосцемен-тированных песчаных пород и обладающих естественной проницаемостью, является актуальной задачей.

Целью работы является повышение качества строительства скважин в условиях деформативной неустойчивости пород и при вскрытии флюидонасыщенных горизонтов.

Идея работы состоит в регулировании ингибирующих и коль-матационных свойств растворов с гелевой фазой, получаемых на основе взаимодействия силиката натрия с алюминием сернокислым.

Задачи исследования:

1. Разработка составов буровых растворов на основе синтезируемых гелей для бурения скважин в условиях деформативной неустойчивости пород.

2. Исследования фильтрационных и структурно-механических свойств разработанных буровых растворов.

3. Оценка ингибирующей способности буровых растворов.

4. Исследование процесса кольматации флюидонасыщенных песчаников буровыми растворами различного композиционного состава.

5. Опытно-промышленные испытания разработанных буровых растворов.

Основные методы научных исследований. При выполнении работы применялись экспериментальные методы, включающие в себя исследования структурно-механических параметров бурового раствора, а также специально разработанные методы оценки его кольма-тационных свойств.

Научная новизна заключается в установлении закономерности снижения диспергирующей активности глинистых пород в буровых растворах с гелевой фазой от содержания (3-3,5%) силиката натрия и сернокислого алюминия, а также повышения их изолирующей способности по отношению к флюидонасыщенным интервалам скважины.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Разработанный безглинистый буровой раствор, стабилизированный крахмалом в количестве 3,5-4% масс., и гелеобразующими реагентами - силикатом натрия с концентрацией 3-3,5% масс, и сернокислым алюминием с концентрацией 3-3,5% масс. - обеспечивает снижение показателя фильтрации в 4 раза (по сравнению с традиционным глинистым раствором) и интенсивности набухания породы в 7 раз (по сравнению с набуханием в воде).

2. Эмпирический коэффициент надежности кольматации можно использовать в качестве критерия оценки кольматирующей способности буровых растворов с синтезируемой гелевой фазой для флюидонасыщенных горных пород.

Практическая значимость заключается в разработке рецептур растворов на основе синтезируемых гелей для повышения качества строительства скважин в условиях деформативной неустойчивости горных пород путем снижения показателя фильтрации раствора, величины набухания породы и надёжной изоляции флюидосодержа-

щих горизонтов.

Реализация результатов работы.

Разработанный буровой раствор был применён при проводке скважин №№ 184, 185, 189 на Аглосском месторождении ОАО «Са-маранефтегаз» в период с января по октябрь 2010 г. (№№ 184,189) и с сентября по декабрь 2011 г. (№185). Проводка скважин в условиях неустойчивых глинистых пород и флюидонасыщенных горизонтов осуществлена без осложнений.

Апробация работы. Основные положения диссертации и отдельные ее разделы докладывались и обсуждались на Конкурсе молодёжных разработок среди специалистов ООО БК «Евразия» (Москва, 2009); XXIV Межотраслевой научно-практической конференции ОАО НПО «Бурение» по основным проблемам строительства и ремонта скважин «Актуальные технико-технологические разработки в области строительства и ремонта нефтегазовых скважин» (Краснодар, 2009); Международной научно-практической конференции «Новые технологии и безопасность при бурении» (Уфа, 2009); V Научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии» (Самара, 2009), VII Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (Туапсе, 2010); XV Международной научно-практической конференции «Эфиры целлюлозы и крахмала, другие новые химические реагенты и композиционные материалы как основа успешного сервиса и высокого качества технологических жидкостей для строительства, эксплуатации и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин» (Суздаль, 2011); Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (Туапсе, 2011).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 работ, в том числе 3 в научных изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 131 наименование. Материал диссертации изложен на 138 стр., включает 16 табл., 21 рис. и одно приложение.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится анализ работ по разработке и созданию рецептур буровых растворов для вскрытия неустойчивых интервалов. Обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель работы, её идея и основные задачи исследования. Формулируются научная новизна и практическая значимость работы, приводятся основные научные положения, выносимые на защиту.

В первой главе приводится обзор и анализ механизмов разупрочнения горных пород при бурении скважин, рассматриваются причины возникновения деформативной неустойчивости ствола скважины. Выполнен анализ существующих составов промывочных жидкостей, применяемых при бурении в осложнённых интервалах.

Анализ работ показал, что, наряду с горным давлением, значительное влияние на устойчивое состояние стенок скважины оказывает проникновение фильтрата бурового раствора в пласт. В основе явления набухания породы лежит действие адсорбционных, осмотических и капиллярных сил, определяющих кинетическое взаимодействие фильтрата промывочной жидкости с породой.

Одной из причин нарушения устойчивости ствола скважины является напряжённое состояние горных пород. Снижение уровня тангенциальных напряжений приводит к созданию бокового давления на элементы породы по стволу скважины, что способствует увеличению кажущейся прочности породы. Вторжение в породу фильтрата бурового раствора может привести к чрезмерному возрастанию тангенциальных напряжений и потере устойчивости ствола скважины. В качестве средства по предотвращению деформативной неустойчивости горных пород, исходя из теории напряжённого состояния стенок скважины, некоторые исследователи рекомендуют утяжелять промывочные жидкости. Но следует отметить, что такой подход не всегда даёт положительный результат. В глинистых породах увеличение плотности бурового раствора может привести к интенсификации кавернообразования, гидравлической эрозии породы, осыпям и обвалам. Дифференциальное давление на забое увеличивается, повышается концентрация дисперсной фазы в буровом рас-

творе, что может вызвать снижение скорости проходки скважины и возможное загрязнение продуктивных пластов.

Для предотвращения нарушения устойчивости пород целесообразно использовать промывочные жидкости, обладающие ингиби-рующими свойствами и низкими значениями показателя фильтрации.

Одним из наиболее перспективных методов стабилизации пород стенок скважин является технология создания гелевых составов. Оптимальное сочетание реагентов позволяет снизить кинетическую активность бурового раствора при взаимодействии с породой. Улучшение ингибирующих свойств промывочных систем обеспечивается комплексным воздействием компонентов на породу.

На основе выполненного обзора литературы и анализа данных сформулированы цель и задачи исследований.

Во второй главе представлены исследования и разработка буровых растворов на основе синтезируемых гелей с повышенными ин-гибирующими свойствами и гидрофобизирующей способностью фильтрата. Предлагаемые составы являются коллоидно-суспензионными системами, в которых роль дисперсной фазы выполняет гель, образовавшийся в результате взаимодействия сернокислого алюминия и силиката натрия.

Введение в оптимальных количествах от 3 до 3,5% масс, сернокислого алюминия и силиката натрия, а также модифицированного крахмала (3,5-4% масс.) позволяет получить стабильную гелеобраз-ную систему требуемой плотности, лишённую твёрдой фазы и дающую кислую реакцию, в результате чего исключаются пептизация и растворение выбуренных глинистых и галогенных пород и тем самым обеспечивается эффективное удаление их из промывочной жидкости.

В таблице 1 представлены разработанные композиции.

Оптимальные процентные соотношения реагентов в растворе подбирались с учетом их совместимости и основных параметров получаемой промывочной жидкости.

Таблица 1

Буровые растворы на основе синтезированной гелевой фазы

№ Композиция Название Параметры

Р, кг/м3 УВ,с Ф, см3/30 мин УР, дПа РУ, мПас

1 4%крахмал+1 %ЫаОН+3,5% №25Юз+3,5% АЫЭОЛ .техническая вода Пресный гель- раствор 1080 41 <3 188 33

2 4%крахмал+1 %ЫаОН+3,5% Ыа25Ю3+3,5% АЬ(504)]+25%№С1.+ техническая вода Солевой гель- раствор 1260 48 <3 205 29

3 4%крахмал+1 %№ОН+3% Ыа^Юз+ЗГо А12(504)з Гель-смесь пресная 1080 47 <3 190 36

4 4%крахмал+1 %КаОН+3% №25Юз+3%А1г(504)з +25%ЫаС1 Гель-смесь солевая 1260 51 <3 210 33

р - плотность раствора, кг/м3; Т - условная вязкость, с; Ф - фильтрация, см3/30 мин; УР- динамическое напряжение сдвига, дПа; РУ- пластическая вязкость, мПа-с.

В результате эксперимента было установлено, что при комплексной концентрации Ка25Ю3 и АЬ^О^з 3-3,5% масс, получается буровой раствор с наилучшими показателями по исследуемым параметрам (плотность, условная вязкость, фильтрация, динамическое напряжение сдвига и пластичная вязкость). «Гель-смесь» - сухая полимерная буровая система, которая готовится в экспериментально установленных пропорциях, требующая дальнейшего затворения её дисперсионной средой.

При увеличении концентраций Ыа28Юз, АЬ^ООз , модифицированного крахмала свыше 4% масс, возрастают условная и пластическая вязкости, показатель фильтрации и статическое напряжение сдвига бурового раствора. Снижение количества силиката натрия и алюминия сернокислого менее 2% масс., а модифицированного крахмала менее 3,5% масс, приводит к нежелательному нарушению его структурных свойств.

Проведены исследования по определению показателя фильтрации буровых растворов различных рецептур и величины набухания глин Аглосского месторождения в них, (рис. 2).

Номер композиции бурового раствора

Рис. 2. Величина набухания глины и показатель фильтрации: 1-Дистиллированная вода; 2- Н20 + 7% бентонит + 0,075% NaOH + 0,2% КМЦ + 18 % BaS04; 3- Н20 + 3% бентонит+3,5% Na2Si03+0,5%KMUi+3% УЩР+1% ФХЛС; 4- Н20+4% крахмал+1% Na0H+3,5%Na2Si03+3,5% A12(S04)3; 5- Н20+4%крахмал+1%№0Н+3% Na2Si03+3% Al2(S04)3 +25%NaCl; 6- H20+17,5% бентонит+3,5% УЩР+0,5% КС1; 7-Н20+5%бентонит+0,5%КМЦ+0,25%ПАА+8%нефть; 8- Н20+3% NaOH+8% ксантановая смола+3% крахмал+3%ФК-2000+2% СаС03; 9-Силикатная система «Boremax® (Halliburton, Baroid); а) - показатель фильтрации, Ф, см3/30 мин; б) - величина набухания,V%.

Анализ полученных результатов (см. рис. 2) показал, что в , буровых растворах на основе синтезируемых гелей при концентрации 3-3,5% ШгБЮз и 3-3,5% А12(804)3 величина 1 набухания глинистых частиц снижается в 7 раз, по сравнению с набуханием в дистиллированной воде. Показатель фильтрации | для растворов на основе силиката натрия и сернокислого алюминия (композиции №4 и №5) уменьшается более, чем в 4 раза по сравнению с традиционным глинистым раствором (композиция №2).

На рис. 3 показана зависимость кинетики набухания глинистой I породы от показателя фильтрации раствора. Исследованы образцы глины Аглосского месторождения в дисперсионной среде, представленной буровыми растворами на основе синтезируемых гелей (№№1 и 2 из табл. 1). Регулирование показателя фильтрации осуществлялось за счёт изменения концентраций в растворе силиката натрия и алюминия сернокислого.

0 1^йчи>_*Т1Ли">*Л0*Л0»Л®1Л0(Л0 *т 1/> '-о <£> гС г-. <У> о\ о

концентрация Ма:510, и А1г|Ю4|„%

Рис. 3. Зависимость фильтрации бурового раствора и величины набухания от процентного содежания силиката натрия и алюминия сернокислого: 1 - показатель фильтрации для солевого бурового раствора с синтезируемой гелевой фазой; 2 - показатель фильтрации для пресного бурового раствора с синтезируемой гелевой фазой; 3-величина набухания глины в солевом буровом растворе с синтезируемой гелевой фазой; 4- величина набухания глины в пресном буровом растворе с синтезируемой гелевой фазой.

Таким образом, разработанные составы буровых растворов на основе синтезируемых гелей, позволяют получить минимальное значение фильтрации (Ф=2,8-Зсм3/З0мин) при комплексном взаимодействии 3-3,5% N328103 и 3-3,5% А12(804)3 и тем самым оказывают меньшее разупрочняющее действие на породу за счет снижения величины набухания.

На рис.4 показаны результаты исследований скорости размокания породы в различных дисперсионных средах.

время,ч

Рис. 4 Кинетика размокаемости фунтов: 1 - дистиллированная вода; 2- Н20 + 7% бентонит + 0,075% ИаОН + 0,2% КМЦ + 18 % Ва804;

3-Н20 + 3% бентонит+3,5% №28Ю3+0,5%КМЦ+3%У1ЦР+1 %ФХЛС;

4-Н20+4%крахмал+1%Ш0Н+3% Ыа28Ю3+3% А12(804)3 +25%КаС1; 5- Н20+4% крахмал+1% NaOH+3,5%Na2SiOз+3,5% А12(804)3

Анализ этих результатов показывает, что скорость размокания глины в разработанных составах на основе силиката натрия и серно-кислокислого алюминия ниже в 8 раз и более по сравнению с дистиллированной водой. Образцы глинистого материала, находящиеся в пресном и солевом растворах на основе силиката натрия и сернокислого алюминия, не разрушились. Размокаемость глины происходила в течение первых 9 ч, далее интенсивность размокаемости снизилась, а затем стабилизировалась и практически не изменялась в течение длительного времени (7 сут.). Поверхность образца глины оказалась покрытой тонкой гелеобразной защитной коркой, что является результатом обменного процесса и образования полурастворимого коллоида - А1(ОН)з и инертной соли Са80<ь инкапсулирования образца глины и тем самым снижения его гидратирующей и диспергирующей активности.

На основании проведенных исследований следует отметить, что промывочная жидкость на основе образующихся гелей в результате комплексного воздействия компонентов обладает укрепляющим и стабилизирующим действием на породу.

Лабораторные исследования стойкости образцов пластовой соли в предлагаемых растворах показали высокое ингибирующее действие жидкости. Выдержка образцов соли в солевых растворах №2 и №4 (табл.1) в течение 3-х суток с периодическим (1 раз в сутки) прогревом до 90-95% не нарушила их целостности; образцы сохранили форму, размеры и вес. Образцы пластовой соли в насыщенном водном растворе галита за то же время выдержки полностью разрушились.

С целью определения агрегативной устойчивости глин в промывочных жидкостях проводились исследования глиноёмкости раствора. Для исследования глиноёмкости растворов отобраны образцы глинистого материала Аглосского месторождения с глубин - 132 м (алевролиты бурого и красно-бурового цвета, загипсованные с вкраплениями гидроокислов марганца) и 314 м (алевритистые зеленовато-серые глины). В буровой раствор с гелевой фазой добавлен глинистый материал с размером частиц менее 1,1-3 и 3-6 мм.

В ходе проведения исследований выявлено, что с увеличением процента разовой добавки пластовой глины с фракцией менее 1 мм

количество перешедшей в раствор глины, то есть содержание твёрдой фазы, увеличивалось и приводило к значительным изменениям параметров бурового раствора.

Ингибированные растворы, как правило, угнетают процесс рас-пускаемости глин, однако их диспергирование возможно за счет гидромеханического воздействия жидкости. Насыщение промывочной жидкости глинистой тонкодисперсной фракцией приводит к нежелательному повышению плотности, фильтрационных и структурных показателей. Приведенные данные указывают на необходимость снижения в процессе бурения времени пребывания выбуренной породы в жидкости. Этого можно достичь путём повышения скорости восходящего потока промывочной жидкости в заколонном пространстве скважины.

При введении в раствор более крупных частиц пластовой глины с горизонта 132 м с размером частиц 1-3 мм все физико-механические параметры раствора оказались стабильными. Диспергирование глинистых частиц размером 1-3 мм осуществлялось менее интенсивно, чем частиц размером менее 1 мм.

При введении в пресный гель-раствор 25% пластовой глины, взятой с глубины 314 м с размером менее 1 мм и при длительном перемешивании этой суспензии, абсолютное количество породы, перешедшей в раствор, составляет лишь 10%. Частицы, размер которых 1-3 и 3-6 мм, при разовых добавках 5, 10, 25% в растворе не диспергировали. Пресный буровой раствор на основе синтезируемой гелевой фазы оказывает большее ингибирующее действие, чем солевой. В солевом растворе диспергирование частиц глин размером < 1 мм с горизонта 132 м происходит интенсивнее.

Разработанные буровые растворы были исследованы на вискозиметре Брукфильда с целью изучения псевдопластических свойств системы при низких гидродинамических сопротивлениях. На рис. 5 представлены полученные в результате исследований показатели эффективной вязкости. Основной особенностью данной системы является уникальный реологический профиль: значительное увеличение вязкости раствора при низких скоростях течения, низкая вязкость при высоких скоростях сдвига. Быстрый набор прочности структуры способствует повышению выносящей способности буро-

вого раствора и расширяет возможности направленной кольматации флюидонасыщенных пластов. Увеличение эффективной вязкости растворов на основе синтезируемой гелевой фазы при низких скоростях течения благоприятно сказывается на качестве очистки ствола скважины и удерживающей способности раствора.

число оборотов, об/мин

Рис. 5. Изменение эффективной вязкости при низких скоростях сдвига: 1 - композиция №3; 2 - композиция № 1

Проведенные исследования показывают эффективность разработанных буровых растворов по отношению к неустойчивым глинистым породам.

В третьей главе раскрывается механизм регулируемой кольматации составами с синтезируемой гелевой фазой и по результатам испытаний флюидонасыщенных образцов оценивается изолирующая способность растворов. Разработка и совершенствование способов регулируемой кольматации и закупорки проницаемых пластов при вскрытии их бурением должны отвечать определенным требованиям: кольматация стенок ствола скважины при вскрытии проницаемых пород должна быть управляемой; время существования кольматационной зоны может быть либо ограничено периодом цементирования, освоения и эксплуатации скважины для интервала продуктивного пласта, либо быть более продолжительным для интервала залегания других пластов, содержащих агрессивные пласто-

вые флюиды. Физико-химическая природа процесса кольматации ствола скважины сложна, так как в этом явлении переплетаются происходящие в порах породы процессы коагуляции крупных взвешенных частиц, флокуляции коллоидов и различные виды сорбции растворенных в воде солей.

Исследования колъматации в динамических условиях проводились на образцах керна Аглосского месторождения на установке УИПК. По полученным данным проводилась качественная оценка кольматации по предложенному автором коэффициенту надёжности колъматации (рис.6).

12345678

номер комлошцгш бурового раствора

номер композиции борового раствора

Рис.6.Коэффициент надёжности кольматации и глубина проникновения фильтрата раствора в керн (радиус керна-ЗОхЮ"3м):

1 .Н20 + 7% бентонит + 0,075% NaOH + 0,2% КМЦ +18% BaS04; 2.Н20 + 3% бентоинт+3,5% Na2Si03+0,5%KMU+3% УЩР+1% ФХЛС; З.Н20+4% крахмал+1% Na0H+3,5%Na2Si03+3,5% A12(S04)3; 4.Н20+%крахмал+1%№0Н+3% Na2Si03+3% A12(S04)3 +25%NaCl; 5.H20+17,5% бентонит+3,5% УЩР+0,5% KC1;

6.H20+5% бентонит+0,5%КМЦ+0,25%ПАА+8%нефть;

7.H20+3% NaOH+8% ксантановая смола+3%крахмал+

+3%ФК-2000+2%СаС03; 8.Силикатная система «Boremax® (Halliburton,

Baroid) 16

Экспериментальная оценка закупоривающего (блокирующего) действия фильтрата бурового раствора основана на определении проницаемости образца керна до и после воздействия на него

К

фильтратом бурового раствора: Кн.к = —где Кппо ~ коэффициент

ент потери проницаемости при обратной фильтрации,%; Кппп - коэффициент потери проницаемости при прямой фильтрации, %.

Кппп=К~К" -100%; Кто=К~К° -100%, где К- исходная проК к

ницаемость керна, мД; Ко - проницаемость керна при обратной фильтрации, мД; Кп - проницаемость керна при прямой фильтрации после кольматации, мД.

Для водонасыщенных образцов процесс кольматации песчаника при перепаде давления 3 МПа заканчивается за 60 мин. За это время осуществляется полная изоляция пористой среды гелевой фазой раствора. Разработанные растворы на основе взаимодействия силиката натрия и сернокислого алюминия имеют высокий коэффициент надежности кольматации водонасыщенного песчаника, равный 0,97. Несмотря на незначительную глубину проникновения (10-12 мм), поровые каналы керна надежно закольматированы гелем с пространственной коагуляционной решёткой, образовавшимся в результате взаимодействия силиката натрия и сернокислого алюминия.

Формирование качественной фильтрационной корки характеризуется высокими значениями мгновенной фильтрации (ф75.100оС=10-15 см3/30 мин) для растворов на основе синтезируемой гелевой фазы.

Таким образом, внутри скелета породы образуется низкопроницаемый экран с высоким коэффициентом надёжности кольматаци, который позволяет предотвратить проникновение фильтрата бурового раствора в пласт, повышает устойчивость ствола скважины при бурении глинистых пород и ограничивает приток флюида из пласта в скважину.

В четвертой главе представлены результаты опробования разработанного бурового раствора на Аглосском месторождении ОАО «Самаранефтегаз» при строительстве эксплуатационных скважин

17

№№ 184, 185, 189. В работе представлены термограммы по геологическому разрезу пород стенок скважин. Разработанные буровые растворы с синтезируемой гелевой фазой термостабильны до 100°С, что позволило производить все технологические операции без осложнений с необходимым качеством выполнения требований групповых рабочих проектов. Анализ результатов интерпретации материалов геофизических исследований скважин указывает на то, что величина зоны кольматации не превышает 10-15 мм.

Выполненная экономическая оценка предлагаемых разработок позволяет получить значительный экономический эффект.

Основные выводы и рекомендации

Таким образом, представленная диссертация является законченной научно-квалификационной работой, в которой содержится решение научно-технической задачи - обоснования и получения промывочных жидкостей на основе синтезированных гелей для вскрытия неустойчивых горных пород, что имеет существенное народнохозяйственное значение для нефтегазовой отрасли.

При выполнении диссертационной работы получены следующие выводы:

1. Разработанные составы на основе синтезированных гелей позволяют повысить качество вскрытия неустойчивых горизонтов путем управления их фильтрационными и структурно-механическими свойствами.

2. Полученные буровые растворы обеспечивают получение стабильной гелеобразной системы достаточной плотности, лишённой твёрдой фазы и имеющей кислую реакцию, в результате чего исключаются пептизация и растворение выбуренных глинистых и галогенных пород и тем самым улучшается их очистка. Введение в состав раствора недорогих и доступных реагентов Na2SiC>3 в количестве 3-3,5%масс. и A12(S04)3 3-3,5%масс. снижает фильтрацию без ухудшения его реологических характеристик

3. Интенсивность набухания глинистой породы снижается в 7 раз (по сравнению с набуханием в воде) в растворе на основе комплексного сочетания реагентов Na2Si03 и A12(S04)3, стабилизированного модифицированным крахмалом в количестве 4%.

4. В результате проведенных экспериментов на флюидонасыщен-ных песчаниках разработаны схемы расчёта коэффициентов надёжности кольматации. По полученным данным оценивается кольмати-рующее действие промывочных жидкостей разного типа на характеристики флюидонасыщенных пород.

5. Разработанный буровой раствор на основе синтезируемых гелей обладает высоким коэффициентом надёжности кольматации во-донасыщенного песчаника (К„к=0,97), что свидетельствует об устойчивой внутрипоровой кольматации породы.

6. Буровой раствор на основе комплексного взаимодействия реагентов NajSiCb и A12(S04)3 отвечает условиям скважин Аглосского месторождения.

Основное содержание диссертации отражено в следующих наиболее значимых печатных работах:

1. Нечаева O.A., Живаева В.В. Промывочная система для бурения скважин в осложнённых условиях //Экспозиция. Нефть. Газ, 2011.- №1Н.- С.37-38.

2. Нечаева O.A., Живаева В.В. Изучение параметров гель-раствора для бурения солесодержащих и неустойчивых горных пород// Бурение и нефть, 2009. - № 10. - С. 33-36.

3. Нечаева O.A., Живаева В.В. Изучение свойств малоглинистого полимерного раствора на основе МФ-17 для бурения неустойчивых горных пород// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2009. - № 9. - С. 28-32.

4. Нечаева O.A., Камаева Е.А., Живаева В.В .Промывочные жидкости временно кольматирующего действия для вскрытия продуктивного пласта//Международный журнал экспериментального образования, 20Ю.-№ 9,- С. 136-139.

5. Нечаева O.A., Камаева Е.А., Живаева В.В. Создание регулируемого кольматационного экрана при вскрытии продуктивного пласта//Актуальные проблемы и инновации в экономике, управлении, образовании, информационных технологиях//Материалы международной научной конференции. Ставрополь, 2011, Вып. 6, том 1.-С. 39-43

6. Нечаева O.A., Живаева B.B. Безглинистые промывочные системы для бурения скважин в осложнённых условиях//Эфиры целлюлозы и крахмала, другие новые химические реагенты и композиционные материалы как основа успешного сервиса и высокого качества технологических жидкостей для строительства, эксплуатации и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин//Материалы XV Международной научно-практической конференции, Суздаль, 2011.-С. 87-93

7. Нечаева O.A., Живаева В.В. Кольматационные процессы при бурении скважин//Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований, 2009. - № 6. - С. 64.

8. Нечаева O.A., Живаева В.В. Кольматационные свойства гель-раствора//Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований, 2009. - № 5. - С. 75-76.

РИЦСПГГУ. 20.02.2012. 3.113 T.lOO экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Нечаева, Ольга Александровна, Самара

61 12-5/3371

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Самарский государственный технический университет

На правах рукописи

НЕЧАЕВА Ольга Александровна

ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА РАСТВОРОВ С СИНТЕЗИРУЕМОЙ ГЕЛЕВОЙ ФАЗОЙ ДЛЯ БУРЕНИЯ В НЕУСТОЙЧИВЫХ И ФЛЮИДОНАСЫЩЕННЫХ ПОРОДАХ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Д и ссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент Живаева В.В.

САМАРА 2012

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ..........................................................................................................4

ГЛАВА 1. ОБЗОР И АНАЛИЗ МЕХАНИЗМОВ РАЗУПРОЧНЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН..............................................9

1.1 Процессы гидратации и набухания глин.....................................................9

1.2. Существующие механизмы разупрочнения горных пород при бурении скважин...............................................................................................................22

1.3 Теоретические и практические исследования качественной и количественной оценки ингибирующей способности буровых растворов ...........................................................................................................................31

1.4.Выводы, постановка цели и задач исследования.....................................36

ГЛАВА II. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ.....................38

2.1. Состав и свойства промывочных жидкостей. Технологические параметры буровых растворов.........................................................................38

2.2. Методы изучения процессов, протекающих в флюидонасыщенных пластах. Планирование эксперимента.............................................................51

2.3. Экспериментальные исследования свойств буровых растворов на основе синтезируемой гелевой фазы..............................................................58

2.4 Выводы по главе 2.......................................................................................86

ГЛАВА III. ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ КОЛЬМАТАЦИИ СТЕНОК СКВАЖИНЫ.....................................................................................................87

3.1 Постановка задачи и решение уравнений.................................................87

3.2. Теоретические обоснования процесса кольматации...........................93

3.3. Экспериментальные исследования кольматации пород буровыми растворами различного композиционного состава........................................97

3.4. Выводы по главе 3....................................................................................107

ГЛАВА IV. ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ С СИНТЕЗИРУЕМОЙ ГЕЛЕВОЙ ФАЗОЙ И РАСЧЁТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ЕГО ПРИМЕНЕНИЯ....................108

4.1. Опытно промышленные испытания. Геологическая характеристика скважин Аглосского месторождения........................ ....................................108

4.2 Оценка экономической эффективности применения буровых растворов с синтезируемой гелевой фазой.....................................................................115

4.3. Сравнительный расчёт экономического эффекта по стоимости силикатной системы «Boremax® (Halliburton, Baroid) и разработанных буровых растворов с синтезируемой гелевой фазой.................................121

4.4 Выводы по главе 4.....................................................................................122

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ...................................................123

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ...............................................................................124

ПРИЛОЖЕНИЕ

136

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Несмотря на накопленный опыт бурения скважин в различных горно-геологических условиях, затраты времени на борьбу с осложнениями при проводке скважин до сих пор значительны (до 7-10%). Во многом это связано с усложнением условий бурения, увеличением объёмов бурения пологих и горизонтальных скважин, особенно на выработанных месторождениях, где бурение ведётся методами ЗБС. Поэтому однозначных решений по обеспечению устойчивости выработать не удалось.

Проблемы, связанные с неустойчивостью горных пород при бурении, на сегодняшний день составляют более 50% аварийного времени.

К факторам, оказывающим разупрочняющее действие на породу, можно отнести и нескомпенсированность пластовых (поровых) давлений, и проблемы, связанные с траекторией, главным образом, углом наклона скважины, и гидродинамические воздействия, а также, влияние флюидов бурового раствора на горные породы.

Проникновение в пласт фильтрата бурового раствора, как под действием перепада давлений, так и за счёт осмотического, капиллярного, гидратационного и диффузионного типов массообмена является одной из главных причин нарушения устойчивости стенок скважины. В результате взаимодействия фильтрата с породами (в основном, глинистыми) имеют место процессы обводнения и, соответственно, ослабления скелета горной породы.

Проблемам устойчивости пород при бурении скважин посвящены работы Агзамова Ф.А., Андерсона Б.А., Ангелопуло O.K., Близнюкова В.Ю., Блинова П.А., Булатова А.И., Городнова В.Д., Гороновича B.C., Грея Дж.Р., Дарли Г.С.Г., Зозули В.П., Живаевой В.В., Кошелева В.Н., Крысина Н.И., Кистера Э.Г., Мойсы Ю.Н., Мавлютова М.Р., Николаева Н.И., Нифонтова Ю.А., Новикова В.С, Пенькова А.И., Полякова В.Н., Рязанова Я.А., Тагирова K.M., Уляшевой Н.М., Филиппова Е.Ф., Шарафутдинова 3.3. и др. Многими авторами предложены различные технологические приёмы по оптимизации репрессии на

пласт, по уменьшению проницаемости (кольматации) пород, по созданию баланса осмотических давлений и т.п.

Актуальность темы диссертации подтверждается тем, что основные направления и результаты исследований были использованы при выполнении на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» СамГТУ хоздоговорных НИР №111-09В/17В, №509/09 «Анализ свойств бурового раствора», «Разработка режимно-технологической карты на приготовление бурового раствора при производстве работ методом горизонтально-направленного бурения».

По выполненному анализу геологического разреза скважин Аглосского месторождения установлено, что интервалы 120-136 и 312-316 м представлены глинами, подверженными деформативному разрушению в случае использования неингибирующих буровых растворов. Интервалы скважин 1615-1625, 1914-1922, 1926-1930 м представлены водонасыщенными песчаниками, пропластками нефтенасыщенных песчаников, которые требуют надёжной кольматации для предотвращения флюидопроявлений.

Предупреждение осложнений при строительстве скважин при наличии чередующихся глинистых пород, склонных к деформативной неустойчивости, и флюидонасыщенных пород возможно за счет применения физико-химических методов воздействия, в результате чего на стенках скважины формируется надёжный кольматационный экран.

Разработка эффективных систем буровых растворов для проводки скважин в осложнённых горно-геологических условиях, обеспечивающих устойчивость и терригенных глинистых и слабосцементированных песчаных пород и обладающих естественной проницаемостью, является актуальной задачей.

Целью работы является повышение качества строительства скважин в условиях деформативной неустойчивости пород и при вскрытии флюидонасыщенных горизонтов.

Идея работы состоит в регулировании ингибирующих и кольматационных свойств растворов с гелевой фазой, получаемых на основе взаимодействия силиката натрия с алюминием сернокислым.

Задачи исследования:

1. Разработка составов буровых растворов на основе синтезируемых гелей для бурения скважин в условиях деформативной неустойчивости пород.

2. Исследования фильтрационных и структурно-механических свойств разработанных буровых растворов.

3. Оценка ингибирующей способности буровых растворов.

4. Исследование процесса кольматации флюидонасыщенных песчаников буровыми растворами различного композиционного состава.

5. Опытно-промышленные испытания разработанных буровых растворов.

Основные методы научных исследований. При выполнении работы

применялись экспериментальные методы, включающие в себя исследования структурно-механических параметров бурового раствора, а также специально разработанные методы оценки его кольматационных свойств.

Научная новизна заключается в установлении закономерности снижения диспергирующей активности глинистых пород в буровых растворах с гелевой фазой от содержания (3-3,5%) силиката натрия и сернокислого алюминия, а также повышения их изолирующей способности по отношению к флюидонасыщенным интервалам скважины.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Разработанный безглинистый буровой раствор, стабилизированный крахмалом в количестве 3,5-4% масс., и гелеобразующими реагентами -силикатом натрия с концентрацией 3-3,5% масс, и сернокислым алюминием с концентрацией 3-3,5%) масс. - обеспечивает снижение показателя фильтрации в 4 раза (по сравнению с традиционным глинистым раствором) и интенсивности набухания породы в 7 раз (по сравнению с набуханием в воде).

2. Эмпирический коэффициент надежности кольматации можно

использовать в качестве критерия оценки кольматирующей способности буровых растворов с синтезируемой гелевой фазой для флюидонасыщенных горных пород.

Практическая значимость заключается в разработке рецептур растворов на основе синтезируемых гелей для повышения качества строительства скважин в условиях деформативной неустойчивости горных пород путем снижения показателя фильтрации раствора, величины набухания породы и надёжной изоляции флюидосодержащих горизонтов.

Реализация результатов работы.

Разработанный буровой раствор был применён при проводке скважин №№ 184, 185, 189 на Аглосском месторождении ОАО «Самаранефтегаз» в период с января по октябрь 2010 г. (№№ 184,189) и с сентября по декабрь 2011 г. (№185). Проводка скважин в условиях неустойчивых глинистых пород и флюидонасыщенных горизонтов осуществлена без осложнений.

Апробаиия работы. Основные положения диссертации и отдельные ее разделы докладывались и обсуждались на Конкурсе молодёжных разработок среди специалистов ООО БК «Евразия» (Москва, 2009); XXIV Межотраслевой научно-практической конференции ОАО НПО «Бурение» по основным проблемам строительства и ремонта скважин «Актуальные технико-технологические разработки в области строительства и ремонта нефтегазовых скважин» (Краснодар, 2009); Международной научно-практической конференции «Новые технологии и безопасность при бурении» (Уфа, 2009); V Научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии» (Самара, 2009), VII Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (Туапсе, 2010); XV Международной научно-практической конференции «Эфиры целлюлозы и крахмала, другие новые химические реагенты и композиционные материалы как основа успешного сервиса и высокого качества технологических жидкостей для строительства, эксплуатации и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин» (Суздаль,

2011); Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (Туапсе, 2011).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 работ, в том числе 3 в научных изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России.

ГЛАВА 1. ОБЗОР И АНАЛИЗ МЕХАНИЗМОВ РАЗУПРОЧНЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ПРИ БУРЕНИИ

СКВАЖИН

1.1 Процессы гидратации и набухания глин

Проблема устойчивости глинистых пород постоянно возникает при бурении, особенно в сложных горно-геологических условиях, с увеличением глубины скважин и при освоении новых площадей [81; 83] Физико-химическое взаимодействие глин с фильтратом бурового раствора оказывает большое влияние на их устойчивость. Проблема повышения устойчивости стенок глубоких скважин в глинистых отложениях горных пород является весьма актуальной. Глина составляет основную массу осадочных горных пород, и зачастую, является причиной осложнений [3, 4, 9, 12, 13, 19, 21, 24, 27, 34, 35, 42, 48, 87]. При взаимодействии с водной средой глины могут претерпевать физико-химические изменения - становиться твердыми, пастообразными, грубыми дисперсиями. Свойства глины первостепенно зависят от их влажности и совокупности входящих в них компонентов. Глинистая порода рассматривается в качестве гетерогенной физико-химической активной системой, в которой происходит постоянное взаимодействие компонентов и является причиной таких процессов, как адсорбция, десорбция, набухание, гидратация, контракция. Глинистые минералы обладают преимущественно гидрофильной поверхностью и способны к сорбции и ионному обмену [6, 7]. Они относятся к группе силикатов с псевдогексагональным расположением оснований кремнекислородных тетраэдров, соединённых с алюмокислородными октаэдрами.

Исключительную роль в формировании состава и свойств глин играют седиментационно-гравитационные, геохимические процессы, вызывающие её уплотнение, массоперенос, обогащение различными элементами, либо же, напротив, разупрочнение, пептизацию, расщелачивание и др.

Структурный слой глинистых минералов может состоять из октаэдрических и тетраэдрических сеток. В минералогической классификации глины классифицируются как слоистые алюмосиликаты, потому что доминирующая структура содержит слои, формируемые листами диоксида кремния и оксида алюминия. Каждый лист имеет структуру, подобный тонкой плоской пластине, и называется единичным слоем. Типичные слоистые силикатные минералы, например, слюда или вермикулит, которые могут быть разделены на тонкие пластинки вдоль плоскостей расщепления. [119]. В зависимости от повторяющихся единиц структуры глинистые минералы могут быть в дальнейшем классифицированы по соотношению диоксида кремния и оксида алюминия как 1:1, 2:1 и 2:2, а также в соответствии с их формой (слоистой, игольчатой).

Высокая физико-химическая активность характерна для высокодисперсных глинистых минералов и относительно стабильных минеральных соединений группы водных алюмосиликатов слоисто-ленточного строения. Основу слоистого строения глинистых минералов составляют кремнекислородные тетраэдрические и алюмокислородногидроксильные октаэдрические сетки, неограниченно развитые в плоскости [19, 100]. Тетраэдрические сетки состоят из тетраэдров, связанных между собой через вершины своих оснований. Исследователи различают два расположения в кремнекислородных слоях: гексагональное и тетрагональное. Способ сочленения структурных элементов и их количество в элементарной ячейке определяют кристаллический тип глинистых минералов. Минералы первого типа состоят из соединения слоев кремнекислородных тетраэдров и алюмокислородных октаэдров в соотношении 1:1 (каолинит, галлуазит); минералы второго типа состоят из тех же элементов в соотношении 2:1 (гидрослюда, монтмориллонит). Наряду с вышеописанными существуют глинистые минералы ленточно-слоистого строения (палыгорскит, аттапульгит) [27].

В табл. 1.1 представлены различные виды глинистых минералов, которые наиболее распространены в природе.

Таблица 1.1

Наиболее часто встречающиеся глины

Группа Структура Обменный катион Межатомное расстояние Набухание

Каолинит 1:1 слой Нет 7,2 Нет

Тальк 2:1 слой Нет 9,3 Нет

Смектит 2:1 слой Са2+,К+,Мё2+ 11-15 Различное

Вермикуллит 2 1 слой К+,МЙ2+ 14-15 различное

Иллит 2 1 слой к+ 10 Нет

Слюда 2 1 слой к+ 10 Нет

Хлорит 2 1 слой Слой брусита 14 Нет

Сепиолит 2 1 слой Нет 12 Нет

Палыгорскит 2 1 слой нет 10,5 Нет

Каолиниты представляют собой двухслойные глинистые минералы, которые состоят из тетраэдрического и октаэдрического подслоев, связанных обычным способом. При этом гидроксилы на поверхности октаэдрической сетки располагаются против атомов кислорода на поверхности тетраэдрического подслоя следующего элементарного слоя. В результате между слоями существует сильная водородная связь, которая препятствует разбуханию решетки. Изоморфные замещения в кристаллической решетке практически отсутствуют, поэтому элементарный слой его кристаллической решетки является электронейтральным. Вследствие перечисленных причин внутренние поверхности элементарных слоев в каолинитах не могут взаимодействовать с жидкостями, а активность внешних базальных слоев также невысока, поэтому основной активной поверхностью у каолинита являются краевые участки кристаллов в местах разрыва связей 8ьО-81 и ОН-А1-ОН.

Тальк - Мёз814О10(ОН)2 минерал, который представляет собой жирный на ощупь рассыпчатый порошок белого изредка зелёного цвета, обладает слоистой решеткой с гексагональным и псевдогексагональным строением.

Самым распространённым представителем смектитовой группы глинистых минералов является монтмориллонит. Монтмориллонит состоит из двухтетраэдрических сеток, между которыми располагается октаэдрический подслой. Все вершины тетраэдров обращены к центру структурного слоя и совместно с гидроксидами октаэдрического подслоя образуют общий слой, в котором в вершинах, общих для подслоев, располагаются атомы кислорода, а в вершинах октаэдров, не связанных с тетраэдрами, - гидроксиды. Характерной особенностью структуры монтмориллонита является то, что кислородная поверхность одного слоя контактирует с аналогичной кислородной поверхностью соседнего слоя, что является предпосылкой для процессов н