Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка промывочной жидкости для бурения разведочных скважин в осложненных условиях

ВАК РФ 25.00.14, Технология и техника геологоразведочных работ

Автореферат диссертации по теме "Разработка промывочной жидкости для бурения разведочных скважин в осложненных условиях"

На правах рукописи

РЫБАЛЬЧЕНКО ЮРИЙ МИХАЙЛОВИЧ

РАЗРАБОТКА ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ БУРЕНИЯ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

Специальность 25.00,14 «Технология и техника геологоразведочных работ»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации па соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва- 2009

003472931

Работа выполнена в ГОУ ВПО «Южно-Российский государственный технический университет (Новочеркасский политехнический институт)»

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор, академик РАЕН

Третьяк Александр Яковлевич

Официальные оппоненты

доктор технических наук, профессор, академик РАЕН

Соловьев Николай Владимирович

кандидат технических наук Микаков Сергей Иванович

Ведущая организация

открытое акционерное общество «Южгеология»

Защита состоится «24» июня 2009 года в 14.30 часов в ауд. 4-15А на заседании диссертационного совета Д212.121.05 при Российском государственным геологоразведочном университете имени Серго Орджоникидзе.

Адрес: 117997, г. Москва, ул. Миклухо-Маклая, д. 23, РГГРУ

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГГРУ.

Автореферат разослан «_» мая 2009 года

Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.121.05, кандидат технических наук Назаров А.П.

Общая характеристика работы Актуальность работы. Буровой раствор - сложная структурированная коагуляционно-тиксотропная дисперсная система, особенности которой обуславливают его реологические и технологические свойства, главные из которых - структурно-реологические и фильтрационные. Управление этими свойствами в основном сводится к изменению физико-химического состояния системы раствора.

Основополагающий вклад в развитие представлений о свойствах тиксотропных дисперсных систем внесли отечественные исследователи Г.М. Бартенев, М.П. Вола-рович, H.H. Круглицкий, И.И Лиштван, Ф.Д. Овчаренко, П.А. Ребиидер, Е.Д. Щукин и другие.

К настоящему времени опубликовано огромное количество работ, посвященных повышению качества промывочных жидкостей. Наибольший вклад в решение этой проблемы внесли А.Г. Аветисов, Э.Г. Агабальянц, O.K. Ангелопуло, Д.Н. Башкатов, А.И. Булатов, B.C. Войтенко, В.Д. Городнов, Дж.Р. Грей, Г.С.Г. Дарли, H.A. Дудля, С.Ю. Жуховицкий, JI.M. Ивачев, Э.Г. Кистер, Е.А. Козловский, H.H. Круглицкий, Б.Б. Кудряшов, В.Н.Кошелев, М.И. Липкес, H.A. Мариампольский, А.Х. Мирзаджанзаде, К.Ф. Паус, Ю.М. Проселков, П.А. Ребиндер, И.Н. Резниченко, В.Ф. Роджерс, В.И. Ряб-ченко, Я.А. Рязанов, Н.В. Соловьев, А.Я. Третьяк, П.С. Чубик, Р.И. Шищенко, С.Н. Ятров, A.M. Ясашин и другие.

Развитие науки о буровых растворах, имеющей более чем 70-летнюю историю, последовательно отражает постановку и • решение наиболее значимых проблем, выдвигаемых практикой бурения. Однако нарушения устойчивости стенок скважины в результате наступления предельного состояния в породах приствольной зоны не преодолены. Особенно остро проблема устойчивости ощущается в тех районах, где бурение ведется в сложных геологических условиях.

По данным ООО «Кубаньбургаз» и ООО «Краснодарнефгегаз-Бурение» при строительстве практически всех 17 скважин, пробуренных на Прибрежной группе месторождений были встречены осложнения ствола скважин, на ликвидацию которых затрачено более 6500 часов. Доля наклонно направленных скважин со смещением от вертикали более 600 м, при строительстве которых необходимо применение буровых растворов с улучшенными ингибирующими и технологическими свойствами составляет*

более 30 %. В то же время использование в последние годы систем буровых растворов зарубежных фирм: «MI-SWACO», «DURATHERM», «SILDRIL» и «BAKER HUGHES» не дает положительных результатов - осложнения не преодолены. Кроме того, выше названные системы растворов требуют применения дорогостоящих химических реагентов. Проблема поиска оптимальной системы бурового раствора для сооружения скважин в Южном регионе остается актуальной и на сегодняшний день. В связи с этим разработка эффективной системы бурового раствора является актуальной задачей бурения скважин в глинистых отложениях большинства регионов России, в том числе в Краснодарском крае и Ростовской области. Исследованиям по этой проблеме посвящена работа выполненная автором в рамках данной диссертации.

Цель работы - улучшение технико-экономических показателей разведочного бурения путем разработки и внедрения в производство высокоингибирующего полимерглинистого раствора (ВИПГР) с улучшенными структурно-реологическими, фильтрационными и фрикционными свойствами.

Основные задачи исследований:

1. Анализ современных ингибирующих буровых растворов и выбор направления исследований по разработке новой рецептуры.

2. Экспериментальное подтверждение синергетического воздействия химических реагентов на водно-дисперсные системы и выбор оптимального состава бурового раствора, обладающего устойчивостью к воздействию выбуренных глинистых пород и температуры.

3. Разработка технологии обработки раствора для бурения неустойчивых глинистых пород и установление оптимальных рецептур.

4. Построение математической модели и оценка реологической модели течения предлагаемого бурового раствора.

5. Экспериментальная проверка технологии применения ВИПГР в производственных условиях.

г

6. Разработка технологического регламента по приготовлению, обработке и применению разработанного бурового раствора.

Методы решения поставленных задач. Задачи решались на основе анализа и обобщения, имеющихся теоретических, лабораторных и промысловых материалов по данной проблеме, а также на результатах собственных аналитических, лабораторных и стендовых исследований с использованием современных приборов и компьютерных программ: MathCAD, Excel, САПР Компас.

Научная новизна работы:

1. Установлено явление синергетического эффекта при комплексной обработке промывочной жидкости несколькими реагентами: KCl, бишофит, ацетат калия, софэксил 40К, которые взаимно дополняют и усиливают ингибирующее действие ВИПГР.

2. Выявлены зависимости пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и фильтрации ВИПГР от концентрации в нем применяемых реагентов: KCl, бишофит, ацетат калия, софэксил 40К.

3. Получела реологическая модель раствора и установлена совокупность математических моделей ВИПГР с улучшенными структурно-реологическими, фильтрационными и фрикционными свойствами.

Научная новизна подтверждена двумя патентами на изобретение: №2255199 «Способ обработки бурового раствора и устройство для его осуществления» и №2303047 «Высокоингибированный буровой раствор».

Основные защищаемые положения:

- управление структурно-реологическими и фильтрационными параметрами раствора можно осуществлять регулированием влияния ингибирующих добавок с учетом закономерностей, выявленных при помощи математических моделей показателей свойств;

- улучшение крепящих свойств ВИПГР обеспечивается синергетическим эффектом действия компонентов;

- реологические показатели ВИПГР способствуют улучшению состояния ствола скважины и эффективному выполнению гидравлической программы бурения.

Практическая значимость и реализация работы.

1. Выявлены основные причины, определяющие эффективность применения ВИПГР в осложненных условиях бурения разведочных скважин Прибрежной группы месторождений.

2. Применен оптимальный состав ВИГТГР при бурении скважин на месторождения, ООО «Кубаньбургаз» (договор №226/04 с филиалом ДООО «Кубаньбургаз» о 27.05.05г.) и ОАО «Южгеология».

3. Предложена математическая модель раствора и установлено, что поведени ВИПГР относится к реологической модели Оствальда -де Ваале.

4. Оценены гидравлические потери при промывке скважин предлагаемы*, раствором.

5. Произведена оптимизация параметров и разработан технологический регламен применения ВИПГР.

6. Результаты исследований могут быть использованы в учебном процессе в рамка, дисциплин «Буровые и тампонажные растворы» и «Технология бурения нефтяных i газовых скважин».

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работ докладывались на ежегодных научно-технических конференциях, проводимых в Южно Российском государственном техническом университете в период 2002-2009 гг., а такж на международных конференциях «Новые идеи в науках о Земле» в 2002 - 2009 гг РГТРУ, г. Москва. В полном объеме диссертационная работа была обсуждена н расширенном заседании кафедр «Бурение нефтяных и газовых скважин» СевКавГТУ «Геофизика, техника разведки и бурение нефтегазовых скважин» ЮРГТУ (НПИ «Разведочное бурение» РГГРУ.

Публикации. Основные научные положения и результаты диссертационной работ освещены в 18 печатных работах, в том числе в 13 статьях, в 2 докладах и 3 патентах Р< 6 работ опубликованы в изданиях рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы. Работа изложена на 150 страницах машинописног текста. Текстовая часть содержит 24 таблицы, 27 рисунков и 2 приложени Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, приложений списка использованной литературы, включающего 96 наименований. Диссертаци является результатом производственных и научно-исследовательских рабо выполненных на кафедре «Геофизика, техника разведки и бурение нефтяных и газовы. скважин» в ООО «Кубаньбургаз» (договор №226/04 от 27.05.05г.), ОАО «Южгеология» течение 2005-2009 гг.

Работа базируется на теоретических и практических исследованиях отечественных и зарубежных специалистов, а также разработках, выполненных лично автором.

В первой главе приведены краткие геолого-технологические особенности разреза Прибрежной группы месторождений. Показано, что геологический разрез является довольно сложными, поэтому требуется разработка рациональной технологии бурения разведочных скважин с применением соответствующих буровых растворов.

Во второй главе дан краткий анализ существующих технологий применения буровых растворов в осложненных условиях.

Третья глава посвящена исследованиям и разработке рецептуры промывочной жидкости для бурения разведочных скважин в осложненных условиях.

В четвертой главе разрабатывается и устанавливается тип, рецептура и технологические свойства бурового раствора применительно к особенностям Прибрежной группы месторождений Краснодарского края.

В пятой главе приведен расчет экономической эффективности от внедрения разработанной технологии сооружения скважин.

В заключении приведены основные выводы по диссертационной работе.

На различных стадиях разработок, исследований и внедрения автор работал со многими сотрудниками ОАО НПО «Бурение» и ЮРГТУ (НПИ), которым выражает свою благодарность и признательность.

Первое защищаемое положение. - управление структурно-реологическими и фильтрационными параметрами раствора можно осуществлять регулированием влияния шиибирующих добавок с учетом закономерностей, выявленных при помощи математических моделей показателей свойств.

В результате исследовательских работ по созданию промывочных жидкостей с улучшенными показателями свойств, для решения проблем по сохранению устойчивости глинистых отложений, была разработана рецептура нового, высокоингибирующсго раствора с повышенной ингибирующей активностью компонентов и гвдрофобизирующей способностью фильтрата. Предложенный ВИПГР обладает способностью замедления процесса гидратации и набухания глин и водочувствительных глинистых сланцев. Предложено использовать четыре реагента со свойствами ингибиторов: КС1 - хлористый калий, М§С12-6Н20 - бишофит, СН3СООК - ацетат калия

и софэксил 40К. Проведены лабораторные эксперименты по методу шестифакторного комбинационного квадрата (метод Брандона).

В качестве значимых приняты шесть компонентов исследуемого бурового раствора: X] - нолианионная калиевая целлюлоза ПАЦ-В, Х2 - хлористый калий KCl, Х3 феррохромлитосульфонат ФХЛС, Х4 - бишофит (MgCl2-6H20), Х5 - ацетат кали СН3СООК, Хб - софэксил 40К. Главной задачей этих экспериментов было получепи нелинейной математической модели показателей свойств предлагаемого раствора. Эксперименты проводили в нормальных (t°=20°C) и в термодинамических условия. (t°=80°C; 140°С). Пластическую вязкость измеряли на 8 - скоростном электронноn визкозиметре Фанн OFI (модель 800), фильтрацию - на фильтр-прессе ФЛР-1 и прибор УИВ-2М согласно установленным методикам. В статических условиях концетрацш всех компонентов (факторов) на 1, 2, 3, 4 и 5 уровнях соответственно принята 2, 4, 6, 8 i 10 кг/м3 (0,2; 0,4; 0,6; 0,8; и 1,0%). Эта задача решена с помощью программы мето «Брандона» в пакете Math CAD 2001. Анализ найденных таким образом связей Y=f(X,) 1 их графическая интерпретация (рисунок 1) позволили сделать следующие выводы:

1. Наибольшее влияние па величину пластической вязкости оказывают добавю полианионной калиевой целлюлозы ПАЦ-В (Xj), увеличение концентрации которо приводит к закономерному росту пластической вязкости, особенно интенсивному с 2-г по 5-й уровень концентраций.

2. Добавки KCl (Xj), бишофита (ХД ацетата калия (Х5) и софэксила 40 К (Хб обеспечивают получение и поддержание синергетического эффекта, когда компоненты взаимно дополняя и усиливая друг друга, действуют лучше, чем в отдельности.

35 -

ннпац-botl) -»-каста

-*-ФХЛС(ХЗ) -*-Гитв-фгг (X4J

-О-СНЗСООК (XS)

-0-Соф>ши-40К (Хв

2 3 4

номера уровней (коинггт |ЧИ|м1 ргчт Jfror)

Рисунок 1 — Зависимость пластической вязкости от концентрации реагентов при t=20°C

Показатель увлажняющей способности П0 см/ч, характеризующий гагпбнрующую активность буровых растворов при увеличении концентрации ПЛЦ-В, ФХЛС, ацетата калия и бигаофита, уменьшается и достигает к 5-му уровню значения 1,6-1,9 см/ч. (рисунок 2). Такая величина показателя говорит о высокой ингпбпрующей активности системы ВИПГР.

3,4

1,6 -I----

1 2 3 4 5

номера уровней (концсетрнмиП рсягентоя), %

Рисунок 2 - Зависимость увлажняющей способности от концентрации рсатнои нрн t=20°C

Поиск оптимальной рецептуры ВИПГР продолжили в динамических условиях испытаний при температуре прогрева от 80 до 140°С. Были приняты следующие уровни (концентраций) компонентов: для ПАЦ-В- 6,8,10,12 и 14 кг/м3 (0,6, 0,8, 1,0, 1,2 и 1,4%); для ФХЛС - 4,8,12,16 и 20 кг/м3 (0,4, 0,8, 1,2, 1,6 и 2,0%); для остальных реагентов: КС1, бишофита, ацетата калия и софэксила 40К - 2,4,6,8 и 10 кг/м3 (0,2,0,4,0,6,0,8 и 1,0%).

Измерения реологических свойств проводились следующим образом. Пластическая вязкость по вискозиметру PV, мПас - показание при 600 об/мип минус показание 300 об/мин. Предел текучести ДНС YP - показание при 300 об/мип минус показание пластической вязкости. На рисунках 3, 4 приведены графики зависимости пластической вязкости и водоотдачи от концентрации реагентов при температуре прогрева ВИПГР от 80 до 140° С.

Из сопоставления рисунков 1 и 3 видно, что при общем понижении значений пластической вязкости характер этой зависимости от добавок ПАЦ-В с повышением температуры изменяется незначительно, что хорошо согласуется с общеизвестными теоретическими представлениями.

Остальные реагенты поддерживают сипергетический эффект смеси. Из рисунка 4 следует, что оптимальное сочетание добавок реагентов при I = 140°С наблюдается с 4-го по 5-й уровни, причем наибольшее влияние на величину водоотдачи оказывают добавки ПАЦ-В. При нагреве до 140°С водоотдача увеличивается, но остается на минимально допустимом уровне 5-6 см3/30 мин.

11,0

-Ш-ПАЦ-ВШ) -*-КС1(Х2)

-*-фхлс(хэ)

-Ф-Бишгфгт(Х4)

-йг-сизсоок (х5)

-0-Софчюш-40К

т

2 3 4

номера уровней (концентраций реагентов)

Рисунок 3 - Зависимость пластической вязкости от концентрации реагентов при <=140° С

Рисунок 4 - Зависимость водоотдачи от концентрации реагентов при 1=140" С

Анализ графической интерпретации позволяет считать, что исследованный ВИПГ обладает: стабильностью во всем диапазоне температурного прогрева, улучшенныш структурно-механическими параметрами, минимальными водоотдачей и увлажняюще!

способностью, синергетичсским эффектом действия компонентов. Математическая модель увлажняющей способности исследуемого ВИПГР, полученная методом Брандона:

расч I

: 998 ,9 •10 '

0,254 -1п( ) + 127720

I

+ 61,12

1

54130

- 0,00282 -х] 0,000002 • X % + 0,752 ■ 1п( )

X;

- 0,204 -1п( X ^ ).+ 2259 е

- X.

20960 , 2640

X;

344 ,04 X*

280,317 + 57^5_+02б8

V ^ V ¿- 4

53-337 - 2,27 • 10 "" ^ ■ X ? Х5 5

93 + 0,456 -1п( ЛГ_) V 4 5 '

1033

810 ,072 ^ 150 ,384 + 5>95 , ,0 - 10 ,,

2-Х,

Коэффициент детерминации равен 0,8725; ошибка аппроксимации равна 7,9094.

Аналогичным образом получили математические модели для ДНС, СНС, водоотдачи, увлажняющей способности, условной вязкости, рН. Совокупность полученных математических моделей является технической характеристикой ВИПГР в аналитическом виде. Указанная совокупность моделей справедлива в следующей области факторного пространства: 6<Х[<14; 2<Х2<10, 4<Х3<20; 2<Х4<10; 2<Х5<10; 2<Хб<10, где цифры - концентрации соответствующих компонентов в кг/м3.

Для нахождения оптимального сочетания двух химических реагентов, обеспечивающего заданные свойства ВИПГР методами математической статистики (метод последовательного приближения), были построены геометрические функции отклика для двух факторов, представляющие некоторую поверхность в трехмерном пространстве. Одна из них представлена на рисунке 5.

Анализ этого графика, позволил, исходя из достижения минимальной водоотдачи, рекомендовать оптимальное содержание компонентов смеси при 80°С (кг/м3): ПАЦ-В -

10,52; КС1 - 2,68; бишофит - 7,0; ацетат калия — 2,0; софэксил 40К — 5,0; хромпик — 1,0^ Такой состав обеспечил водоотдачу на уровне 1,35 - 1,5 см3/30 мин.

ц

X; . ФХЛС

Водоотдача В. см-' ЗОмин

Впап = 1,35 ог'ЗОшш

X, (КС1)=2,68кГ/м' X, (ФХЛС) =11.0 кг/т'

Вти = 2,99 см3'ЗОм1ш

X; (КС!) =5,35 кг/м! Х: (ФХЛС) =3,0«г/м!

X;. Ш

Рисунок 5 - График поверхности (30) водоотдачи ВИПГР по двум факторам Х2 (КС1) и Хз (ФХЛС) при 1=80°С

Второе защищаемое положение. Улучшение ингибирующих свойств ВИПГР обеспечивается синергетическим эффектом действия компонентов.

По результатам экспериментальных исследований разработана новая рецептура в ы со ко и н ги б и ру ю щего полимерглинистого раствора и получен патент на изобретен^ №2303047 «Высокоингибированный буровой раствор».

Полученная нелинейная математическая модель показателей структурно! механических и фильтрационных свойств ВИПГР позволяет управлял технологическими параметрами предлагаемого раствора с учетом выявленный закономерностей влияния ингибирующих добавок.

Для доказательства синергетического эффекта предлагаемого состава, кроме уж^

I

оцененной математической модели и увлажняющей способности (По, см/ч) ВИПП (рисунок 2), были выполнены лабораторные исследования по кинетике набухание глинопорошка, измельченного шлама и керна в фильтратах исследуемых растворо! (рисунок 6), а также опыты на приборе ВМ-6 по испытанию водных растворо! ингибирующих реагентов на фильтрацию через глинистую корку (таблица 1).

Исследования фильтратов различных буровых растворов доказали высокук ингибирующую способность предлагаемого ВИПГР.

Время, мяи

-Х-1Щ1 -•—.пшпосу.н.фоттиин —— (НЯЛПИЯМ МНИЛСЯ -*-ВтПТ

Рисунок б - Кинетика набухания глннопорошка в фильтратах исследуемых растворов

Таблица 1 - Фильтрация водных растворов ингибирующих реагентов через глинистую корку

№ п/п Сочетание реагентов Состав водного раствора Фильтрация водного раствора реагентов через корку, Фр.р см3 /30 мин Скорость фильтрации за первые 2 минуты,см3 /30 мин pH

1 один KCl (2%), 20 кг/м3 30 5 8

2 Бишофит (1%) (MgCb • 6Н20), 10 кг/м3 35 7 9

3 Ацетат калия (1%) (СНЗСООК), кг/м3 32 6 9

4 Софэксил 40К (1%), 10 кг/м3 30 7 11

5 два KCl + бишофит 45 6 8

б Ацетат калия + софэксил 4 0К 40 6 11

7 KCl + ацетат калия 34 5 8

8 Бишофит + софэксил 40К 38 7 11

9 Бишофит + ацетат калия 28 9 8,5

10 KCl + софэксил 40К 37 8 9

11 три KCl + бишофит + ацетат калия 28 9 7

12 KCl + ацетат калия + софэксил 40К 25 6 8

13 KCl + бишофит + софэксил 40К 27 7 9

14 четыре KCl + ацетат калия + софэксил 40К 25 9 12

15 KCl + бишофит + ацетат калия + софэксил 40К 25 4 9

Установлено, что минимальная скорость фильтрации за 2 мин. достигается при совместном введении всех четырех ингибирующих компонентов. Снижение скорости составляет от 40 до 60%. Экспериментально подтверждается синергетический эффект действия 4-х реагентов со свойствами ингибиторов: комплекс работает лучше, чем каждый реагент в отдельности. Рассмотрен механизм синергетического эффекта при совместном действии реагентов в системе ВИПГР: КС1, бишофит, ацетат калия, софэксил 40К. Подтверждена составляющая доля действия каждого реагента в достижении общего синергетического эффекта смеси.

1. Хлорид калия (КС1) являясь основным поставщиком катиона К+, играет определяющую роль в обеспечении ингибирующего действия ВИПГР. В силу размеров ионного радиуса катионы калия могут входить в межпакетные пустоты кристаллической поверхности глинистых минералов, прочно сращивая их пакеты, способствуя межслойной дегидратации глин.

2. Бишофит (]У^С12-6Н20) - за счет присутствия иона магния М§2+ в ионообменном комплексе способствует снижению активности водной фазы ВИПГР и уменьшению степени увлажнения глин, сохраняя их устойчивость в процессе бурения,

3. Ацетат калия (СН3СООК) - дополняет крепящее действие хлорида калия влиянием на величину структурно-адсорбционных деформаций в системе глина-жидкость, способствуя уменьшению содержания жидкости набухания в гидратированной глине и стабилизации ствола скважины.

4. Кремнийорганическая жидкость (софэксил 40К), за счет гидрофобизирующего действия на горные породы обеспечивает снижение увлажняющей способности ВИПГР и предотвращает быстрое развитие гидратации водочувствительных глин.

Применение ФХЛС способствует проявлению синергетического эффекта благодаря размеру и строению макромолекул реагента, адсорбирующихся на глинистых частицах.

Повышение эффективности буровых работ, особенно в осложненных условиях требует того, чтобы промывочная жидкость обеспечивала снижение прихватоопасности. Поэтому буровой раствор должен иметь хорошие показатели триботехнических свойств.

Оценку антиприхватных свойств различных составов ВИПГР проводили на приборах: стандартном - КТК-2, и - КСК (коэффициент сдвига фильтрационной корки), разработанном в ЮРГТУ (НПИ) на кафедре ГТРиБНГС. Прибор, как и методика работы

па нем, разработан па базе стандартного прибора ротационного пластометра СНС-2 путем его усовершенствования - добавлением специального кольца, прикрепленного снизу к подносной системе.

Вместо стакана для пробы раствора на подвижном столико укрешюн металлический диск. На диске помещается корка, полученная в приборе ВМ-б после определения показателя фильтрации. С корки, предварительно фильтровальной бумагой, снимается верхний рыхлый слой. После истечения заданного времени, включением электродвигателя прибора столик с коркой приводят во вращение, что влечет за собой закручивание подвесной системы, соединенной шарнирно с кольцом.

Максимальный угол закручивания стальной нити, зафиксированный в момент остановки вращения подвижной системы, служит для вычисления величины КСК по формуле:

кск =--

где С - постоянная стальной нити прибора СНС-2 (из паспорта), С=2' 10'4 МПа;

В - постоянное число, равное 0,754 мЛрад;

Р - площадь кольца (соприкасающаяся с коркой), м2;

ср - максимальный угол закручивания нити, град.;

Р - вес кольца, Н;

К - средний радиус кольца, см.

Так как в процессе измерений переменной является только одна величина ср, то для упрощения вычислений составили таблицу с переводом угла закручивания нити в коэффициент сдвига корки индивидуально для каждого прибора.

Определение антиприхватных свойств ВИПГР проводилось также на разработанной кафедрой ГТРиБНГС ЮРГТУ (НПИ) установке ОПБК, моделирующей процесс прихвата бурильной колонны (рисунок 7).

Рисунок 7 - Схема установки для исследования смазывающих и антифрикционных свойств ВИПГР: а - испытание на отрыв груза от ложа; б - испытание на елвиг груза по ложу; 1 -металлический цилиндр; 2 - ложе из глины; 3 - капроновая нить; 4 - шкив; 5- чаша для гирь; б - гнр дробь; 7 - фильтрат ВИПГР

Установлены оптимальные рецептуры составов ВИПГР - составы БР-5, БР

Оптимальная концентрация реагентов этих составов приведена в таблице 2. Таблица 2 - Оптимальные рецептуры ВИПГР с улучшенной смазывающей способностью.

Номер состава Концентрация реагентов, кг/м3 (%)

11АЦ-В КС1 ФХЛС бишофит ацетат калия СНзСООК софэксил 40К

БР-5 Н(М) 2 (0,2) 20(2) 10(1,0) 10(1,0) 10(1,0)

БР-14 б (0,6) 6(0,6) 20(2,0) 8(0,8) 6(0,6) 4(0,4)

В результате экспериментов была установлена зависимость коэффициента тр фильтрационной корки от концентрации ингибирующих добавок.

Третье защищаемое положение. Реологические показатели предложеш ВИПГР способствуют улучшегано состояния ствола скважины и эффектнвп выполнению гидравлической программы бурения.

Для установления модели реологического поведения ВИПГР прово, исследования на вискозиметре при скоростях вращения ротора со: 3 (гель), б, 30, 60, 200, 300 и 600 об/мин. Выполненные измерения позволили построить реограм1 декартовых координатах (рисунок 8), установить модель псевдопластичной жидк

Оствальда - де Ваале и утверждать, что указанная модель отражает более точное приближение к реальному буровому раствору во всем диапазоне скоростей сдвига.

Рисунок 8 - Реограмма ВНПГР в декартовых координатах при разных температурах.

Знание сущности коэффициентов «п» и «К» в степенной модели позволяет управлять свойствами бурового раствора в зависимости от изменений внешних условий. Для псевдопластичного ВИПГР показатель неньютоновского поведения «п» изменяется в

пределах от 0 до 1. Чем меньше «п», тем больше раствор проявляет псевдопластичные свойства, то есть вязкость его уменьшается с повышением скорости сдвига, что влечет за собой выравнивание (выполаживанис) профиля скоростей в кольцевом пространстве (КП) и улучшение «скважиноочистительных» свойств.

Показатель консистенции «К» характеризует вязкость раствора при низких относительных скоростях сдвига. Увеличение «К» должно сопровождаться соответствующим снижением «п». Только в этом случае увеличивается полпота выноса шлама из ствола скважины и снижается вязкость раствора в насадках долота.

На рисунке 10 видно, что для кольцевого пространства усредненные реологические показатели ВИПГР по сравнению с аналогичными показателями липюсульфонатпого ингибированного раствора выгодно изменяются в сторону увеличения их пластических свойств (от пк=0,8б-0,95 и Кк=0,41-1,07 до пк=0,34-0,44 и Кх=15-16).

Увеличение «К» при промывке каждого интервала сопровождается соответствующим снижением «п», что приводит к выравниванию реологического профиля в КП и улучшению «транспортирующих» свойств ВИПГР, снижению закручивающего эффекта, уменьшению рециркуляции твердой фазы, предотвращению

0,0 6------

0 200 400 500 800 1000 1200

Скороаьедвига,«:1

дополнительного дробления и вытеснению шлама равномерно вверх по ствол) скважины.

ВЛнгЕОсульфониньш п ишгр

нагионрукишШ расгвор □

Рисунок 9 - Сравнительная эффективность рсологичсских показателей в кольцевом пространстве скважины для разных систем буровых растворов.

Механизм образования данного реологического профиля следующий. В центре К1 скорость сдвига небольшая и ВИПГР имеет тенденцию к передвижению единой массо Профиль скорости имеет плоскую форму: чем меньше « п », тем шире площадка такого профи и тем лучше реологический профиль всего потока Для оценки пригодности исследуемо ВИПГР при промывке скважин в осложненных условиях определяли гидравлические потер давления с целыо разработки по интервалам бурения технологии промывки, обеспечшзающе максимальную зафузку забойных двигателей и буровых насосов, реализацию максимально гидравлической мощности на долоте, эффективный транспорт выбуренной цоро; Гидравлические расчеты промывки производились по зарубежной и новейшей отечествен!! методикам, с использованием степенной модели течения жидкости применительно производственным условиям сооружения скважин в ООО «Кубапьбургаз».

Результатом расчета по зарубежной методике (США, Канада) явилось построен! совмещенных «рабочих окон» с границами регулирования показателей ВИПГР и режимнь параметров промывки по интервалам (рисунок 10). Заштрихованная область показател свойств ВИПГР - общая для трех «окон» - предполагает применение ВИПГР с аналошчнь» показателями при бурении любого интервала.

Гоаницы "рабочих окон

Интервал бурения 850 - 2250 м Интервал бурения 2250-2850 м Интервал бурения 285О -3160 и

_Зона показателей свойств

ВИПГР, общая для "рабочих окон"

Зона ьоуСоалотосситсльной счиапки стога при лсминзялом 1 I

. ■ г.'

- • 'Д g "

Скорость сдвига J, с'

"fr

Скорость циркуляции U, м/с

Рисунок 10 - Совмещенные «рабочие окна» с границами регулирования показателей ВИПГР и режимных параметров промывки по интервалам.

Совмещенность «рабочих окон» позволяет установить границы регулирования режимных параметров, общие для трех интервалов углубления скважины. Применение ВИПГР одного и того же состава возможно с 850 м до проектной глубины 3160 м со следующими параметрами в пределах общей зоны «рабочих окон»: ДНС - т0= 1,0-9,2 Па; скорость сдвига }'=33-100 с"1.

Технологические параметры ВИПГР при бурении опытной разведочной скважины на Прибрежной группе месторождений представлены в таблице 3, из которой видно что

в результате применения ВИПГР при проводке последнего интервала водоотдача снижена на 58%, а толщина фильтрационной корки - в 2 раза. Липкость уменьшилась на 17%, а показатель увлажняющей способности снижен в 1,6 раза.

Таблица 3 - Технологические параметры ВИПГР при бурении опытной скважины на Прибрежной группе месторождений

Параметры бурового раствора Скважина №8 Песчаная (опытная) Скважина №4 Песчаная (базовая)

Забой,м 1500 2400 3160 1500 2400 3160

Плотность, р, кг/м3 1180 1360 2130 1160 1340 2130

Условная вязкость, УВ, с 35 45-50 45-60 30-35 40-50 40-60

Пластическая вязкость г|пл, мПас 15-25 25-30 45-50 10-30 15-30 30-45

Водоотдача (фильтрация), см3 4,5 3,5 1,5 4,0-6,0 4,0-5,0 3,0-3,5

Корка, мм 1.0 0,5 0,5 1,0-1,5 1,0-1,5 1,0

ДНС, то, дПа 30-45 35-40 35-50 20-60 30-90 70-140

СНС.Ошо.дПа 30-35/4555 35-40/5060 3565/75-90 10-20/ 20-40 10-30/ 20-60 10-40/ 20-90

РН 8,5 9,5 9,5-10,5 8,5 9,5 9,5

Липкость фильтрационной корки (на приборе КТК - 2) 0,0699 0,0568 0,0524 0,0831 0,0743 0,0629

Показатель увлажняющей способности, П0, см/ч 1,4 1,6 1,8 4,2 3,7 2,9

Удельное электрическое сопротивление К„„ Омм 1,4 2,6 2,3 1,2 1,7 1,6

Основные выводы и рекомендации

1. По результатам проведенного анализа использования различных систем буровых растворов в осложненных условиях выявлены основные причины низкой степени успешности их применения.

2. Установлена необходимость введения в систему раствора нескольких взаимодополняющих реагентов - ингибиторов набухания глин крепящего действия.

3. Разработан новый высокоингибирующий раствор с улучшенными структурно-реологическими и фильтрационными свойствами.

4. Подтверждено явление синергетического эффекта при комплексной обработке бурового раствора несколькими реагентами со свойствами ингибиторов, когда компоненты взаимно дополняют и усиливают друг друга.

5. Выявлены зависимости пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и фильтрации ВИПГР от концентрации в нем применяемых реагентов.

6. Разработана схема, технология приготовления и управления свойствами высокоингибирующего раствора с высокой термосолеустойчивостыо.

7. Показано, что исследуемый ВИПГР обладает улучшенными смазывающими, фрикционными и антиприхватными свойствами при высоком уровне экологической безопасности всех добавок.

8. Подтверждено экспериментальным и практическим путем, что величина показателя нелинейности «и» реологической модели Оствальда - де Ваале оказывает существенное влияние на структурно-реологические свойства раствора.

9. Установлены, применительно к Прибрежной группе месторождений, температурные границы применения ВИПГР к каждому интервалу бурения (в том числе наклонному), раствор обладает хорошо регулируемыми структурно-реологическими свойствами. Разработан технологический регламент по приготовлению, обработке и применению ВИПГР при бурении разведочных скважин Прибрежной группы месторождений.

10. Применение этого раствора позволяет успешно сооружать разведочные скважины на нефть и газ глубиной более 3000 м на участках, представленных неустойчивыми высокопластичными глинами и самодиспергирующимися сланцами,

11. Экономический эффект при сооружении одной скважины с использованием предлагаемого раствора составляет 905200 руб.

Основное содержание работы опубликовано в следующих работах, из которых №1,3,4,10,14 и 15 - в изданиях, рекомендуемых ВАК РФ.

1. Применение ультразвука для регулирования свойств буровых растворов/ Третьяк А.Я., Ю.М. РыбальченкоЮ.М., Коваленко A.C., Чикин A.B.// Изв. вузов Сев-Кавк. регион. Естеств. Науки - 2003. - №3. - С 62-64

2. Коваленко A.C., Рыбальченко Ю.М. Возможность применения ультразвука для регулирования свойств бурового раствора// Материалы 51-ой науч.-техн. конф. студ. и асп. ЮРГТУ (НПИ) - Новочеркасск, 2003. - С. 64-66

3. Третьяк А.Я., Чихоткин В.Ф., Рыбальченко Ю.М. Высокоингибированный буровой раствор//Изв. Вузов Сев. Кавк. региона. Техн. науки. - 2006; №2 С.92 - 94

4. Третьяк А.Я., Рыбальченко Ю.М. Теоретические исследования по управлению буровым раствором в осложненных условиях// Изв. вузов Сев.-Кавк. регион. Техн. науки. -2006. Приложение №7. - С. 56-61

5. Третьяк А.Я., Рыбальченко Ю.М. Буровой раствор для бурения в осложненных условиях.// Материалы науч.-техн. конф. ЮРГТУ (НПИ), посвященной 100-летию со дня рождения проф. А.Г. Кобилева - Новочеркасск, 2006

6. Третьяк А.Я., Рыбальченко Ю.М., Чихоткин В.Ф. Новые технологии сооружения скважин на нефть и газ// Материалы науч.-техн. конф. ЮРГТУ (НПИ), посвященной 100-летию со дня рождения проф. А.Г. Кобилева. - Новочеркасск, 2006

7. Рыбальченко Ю.М., Сопьянов H.A. Высокоиншбирующий буровой раствор для бурения в осложненных условиях//Студенческая научная весна - 20Об: Сб. науч. тр. аспирантов и студентов ЮРГТУ (НПИ). - Новочеркасск. ЮРГТУ, 2006. - С. 109-111

8. Третьяк А.Я., Рыбальченко Ю.М., Литкевич Ю.Ф. Буровой раствор для бурения пластичных глин// Наука и новейшие технологии при поисках, разведке и разработке месторождений полезных ископаемых: Материалы V Междунар. науч.-практ. конф. РГГРУ, посвященной 15-летию Российской академии естественных наук. М., 4 - 6 апреля 2006 г. С. 56 - 57. Тез. докл.

9. Третьяк А.Я., Чихоткин В.Ф., Рыбальченко Ю.М. Новые перспективные

/

технологии сооружения скважин на нефть и газ// Материалы науч.-техн. конф. ЮРГТУ (НПИ), посвященной 100-летию со дня рождения проф. А.Г. Кобилева

10. Буровой раствор и управление его реологическими свойствами при бурении скважин в осложненных условиях/ В.Ф. Чихоткин, А.Я. Третьяк, Ю.М. Рыбальченко, М.Л. Бурда//Бурение и нефть, 2007. - №7-8. - С. 58-60

11. Ранжирование факторов влияния реагентов и их сочетания на реологические свойства бурового раствора методом случайного баланса / Третьяк А.Я., Чихоткин В.Ф., Рыбальченко Ю.М., Шишкина Е.В., Растеряев Н.В., Бурда М.Л.// Интервал, 2007. - №4. -С. 50-53

12. Третьяк А.Я., Чихоткин В.Ф., Рыбальченко Ю.М.., Шишкина Е.В., Растеряев Н.В., Бурда МЛ. Ранжирование факторов влияния реагентов и их сочетаний на реологические свойства бурового раствора методом случайного баланса/Материалы и оборудование для бурения и ремонта скважин, в том числе импортозамещающие -2008: Сб. науч. тр. ОАО НПО «Бурение», Вып. 17. - Краснодар: ОАО НПО «Бурение» -С. 206-214

13. Третьяк А.Я., Рыбальченко Ю.М., Онофриенко С.А., Бурда М.Л. Буровой раствор для бурения скважин в осложненных условиях. Доклад на 7-ой Международной научно-практической конференции «Проблемы геологии, планетологии, геоэкологии и рационального природопользования II Новочеркасск, 2009, с. 73-76

14. Управление реологическими свойствами промывочных жидкостей и опыт применения высокоингибирующего полимерглинистого раствора Рыбальченко Ю.М., Онофриенко С.А., Бурда М.Л, Третьяк A.A. /Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. ВНИИОЭНГ, 2009, №6. - С. 29-33.

15. Разработка ингибированного раствора для бурения скважин в осложненных условиях РыбальченкоЮ.М., Онофриенко С.А., Бурда МЛ, Третьяк A.A. /Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. ВНИИОЭНГ, 2009, №7. — С.31-35.

16. A.c. 972067 СССР, MKJI Е 21 В 47/00 Устройство контроля стенок скважины/ Оводов B.C., Прнбытько Н.Г., Соловьев В.Н., Рыбальчснко Ю.М.// Заявл. 13.05.80, заявка №2922073 - Опублик. Бюлл. №41, 1982

17. Пат. 2255199 РФ, МПК Е 21 В 24/06 Способ обработки бурового раствора и устройство для его осуществления/ А.Я. Третьяк, В.Ф. Чихоткин, П.А. Павлунишин, Ю.М. Рыбальчснко, A.A. Мельников, A.C. Коваленко, A.B. Чикин// Заявл. 08.07.03, заявка №2003121058 - Опубл. Бюлл. № 18,2005

18. Пат. 2303047 РФ, МПК С 09 К 8/20 Высокоингибированный буровой раствор/ Третьяк А .Я., Мнацаканов В.А., Зарецкий B.C., Шаманов С.А., Фролов П.А., Чихоткин В.Ф., Рыбальченко Ю.М.// Заяв. 10.05.2006, заявка № 2006116111/03. Опубл. Бюлл. №20,2007

Рыбальченко Юрвн Михаилович разработка промывочной жидкости д ля буреш1я разведочных скважин в осложненных условиях

Подписано в печать 21.04.2009 г. Формат 60 х 90 1/16. Бумага офсетная. Печать оперативная. ,Уч. пен. л. 1,7. Тираж 100 экз. Заказ № 47-5708.

Южно-Российский государственный технический университет (НИИ)

Центр оперативной полиграфии ЮРГТУ (НПИ) 346428, г. Новочеркасск, ул. Просвещения, 132, тел. 255-305

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Рыбальченко, Юрий Михайлович

Введение.

1. Геолого-технологические особенности разреза Прибрежной группы месторождений.

1.1. Основные геологические осложнения при проводке разведочных скважин.

1.2. Факторы, приводящие к деформации и разрушению стенок скважин.

2. Состояние вопроса и задачи исследования.

2.1. Обзор существующих технологий применения буровых растворов в осложненных условиях.

2.2. Анализ применяемых на Прибрежной группе месторождений систем буровых растворов и оценка их эффективности.

3. Исследование и разработка рецептуры промывочной жидкости для бурения разведочных скважин в осложненных 39 условиях.

3.1. Исследование структурно-механических и фильтрационных свойств, оптимизация состава и построение математической модели высокоингибирующего полимерглинистого раствора.

3.2. Исследование и оценка ингибирующих, диспергирующих свойств и увлажняющей способности исследуемого раствора.

3.3. Оценка синергетического эффекта совместного действия компонентов исследуемого раствора.

3.4. Оценка смазывающих и антиприхватных свойств исследуемого раствора.

4. Выбор типа бурового раствора применительно к особенностям Прибрежной группы месторождений. g^

4.1. Проблемы управления свойствами бурового раствора.

4.2. Исследование реологических свойств и установление модели течения высокоингибирующего полимерглинистого раствора.

4.3. Определение гидравлических потерь давления при промывке разведочной скважины высокоингибирующим полимерглинистым раствором с использованием зарубежной методики.

4.4. Расчет гидравлических потерь давления с использованием новейшей QR отечественной методики и степенной модели течения. уо

5. Технико-экономическая оценка эффективности внедрения результатов выполненных работ на Прибрежной группе месторождений и в Ростовской области.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка промывочной жидкости для бурения разведочных скважин в осложненных условиях"

Важнейшее условие повышения технико-экономических показателей бурения - совершенствование буровых растворов. В современных условиях задача управления качеством буровых растворов состоит в том, чтобы в сочетании с горно-геологическими условиями и гидравлической программой бурения поддерживать их требуемые структурно-реологические и фильтрационные свойства при минимальном содержании твердой фазы и заданном уровне ингибирования, термосолестойкости и осмотической активности.

В настоящее время с ростом глубин разведочного бурения увеличиваются время нахождения пород ствола в необсаженном состоянии, число спускоподъемных операций, вызывающих гидродинамические колебания давления жидкости в скважине, циклические изменения температуры пород, связанные с чередованием остановок и возобновления циркуляции бурового раствора, степень влияния физико-химического взаимодействия фильтрата бурового раствора с проходимыми глинистыми породами. Перечисленные факторы в большей или меньшей степени изменяют физико-механические свойства и напряженное состояние пород приствольной зоны.

Нарушение устойчивости стенок скважины в результате наступления предельного состояния в породах приствольной зоны характеризуется осыпями, обвалами, обрушениями, ползучестью пород, вызванными гидратацией, набуханием, размоканием глинистых пород. Вследствие этого значительно ухудшаются технико-экономические показатели бурения, крепления и вскрытия продуктивных пластов, а в итоге - качество и надежность скважин, как инженерных сооружений из-за интенсивного кавернообразования, желобообразования и недохождения бурового инструмента до забоя без промывки и проработки.

Практически все виды таких осложнений встречаются при бурении разведочных скважин Прибрежной группы месторождений. Особенно в наклонных интервалах, где послойная (непрерывная или периодическая) прихвато-подклинивающая способность размокающих, слабоуплотненных, пластичных глинистых пород приводит к посадкам, затяжкам и прихватам инструмента. Такие условия проводки требуют применения эффективных буровых растворов, обладающих многофункциональностью, повышенной ингибирующей и гидрофобизирующей способностью фильтрата.

В настоящее время усложнение геолого-технических условий бурения привело к значительному расширению номенклатуры промывочных жидкостей и химических реагентов для управления их свойствами. Многокомпонентность, многофункциональность, разнообразие свойств делают буровой раствор весьма сложной системой. Указанные обстоятельства существенно осложняют разработку новых систем буровых растворов для сохранения устойчивости глинистых отложений.

Наиболее важным вопросом является вопрос создания и внедрения в производство простых, но вместе с тем эффективных систем буровых растворов, в составе которых дефицитные дорогостоящие реагенты используются минимально или совсем не входят в их состав. При этом в качестве главной выдвигается задача получения максимальных показателей работы долота, проходки за рейс и механической скорости бурения.

В последнее время в большинстве районов глубокого разведочного бурения (на глубину более 3000 м) на приготовление и регулирование показателей бурового раствора, а также на борьбу с осложнениями затрачивается около 30 % всего календарного времени бурения скважин [7].

В настоящей работе сделана попытка на основе комплексного (системного) подхода, разработать и оптимизировать новый буровой раствор с более выраженными ингибирующими свойствами для бурения и заканчивания вертикальных и наклонно направленных разведочных скважин в осложненных условиях Прибрежной группы месторождений.

Буровой раствор - сложная структурированная коагуляционно-тиксотропная дисперсная система, особенности которой обусловливают его реологические и другие технологические свойства. Главные из которых структурно-реологические и фильтрационные. Управление этими свойствами в основном сводится к изменению физико-химического состояния системы раствора.

Основополагающий вклад в развитие представлений о свойствах тиксотропных дисперсных систем внесли отечественные исследователи Г.М. Бартенев, М.П. Воларович, Н.Н. Круглицкий, И.И Лиштван, Ф.Д. Овчаренко, П.А. Ребиндер, Е.Д. Щукин и другие.

К настоящему времени опубликовано огромное количество работ, посвященных повышению качества буровых растворов. Наибольший вклад в решение этой проблемы внесли: А.Г. Аветисов, Э.Г. Агабальянц, O.K. Ангелопуло, Д.Н. Башкатов, А.И. Булатов, B.C. Войтенко, В.Д. Городнов, Дж.Р. Грей, Г.С.Г. Дарли, Н.А. Дудля, Б.И. Есьман, К.Ф. Жигач, С.Ю. Жуховицкий, JI.M. Ивачев, Э.Г. Кистер, Е.А. Козловский, В.Н. Кошелев, Н.Н. Круглицкий, Б.Б. Кудряшов, М.И. Липкес, Н.А. Мариампольский, А.Х. Мирзаджанзаде, К.Ф. Паус, Ю.М. Проселков, П.А. Ребиндер, И.Н. Резни-ченко, В.Ф. Роджерс, В.И. Рябченко, Я.А. Рязанов, Н.В. Соловьев, А.Я. Третьяк, П.С. Чубик, Р.И. Шищенко, A.M. Ясашин, С.Н. Ятров и другие.

Развитие науки о буровых растворах, имеющей более чем 70-летнюю историю последовательно отражает постановку и решение наиболее значимых проблем, выдвигаемых практикой бурения. Однако, нарушения устойчивости стенок скважины, в результате наступления предельного состояния в породах приствольной зоны, не преодолены. Особенно остро проблема устойчивости ощущается в тех районах, где бурение ведется в сложных геологических условиях.

По данным ООО «Кубаньбургаз» и ООО «Краснодарнефтегаз-Бурение» при строительстве практически всех 17 поисковых и разведочных скважин, пробуренных на Прибрежной группе месторождений были встречены осложнения ствола скважин, на ликвидацию которых затрачено более 6500 часов. Доля наклонно направленных скважин, при строительстве которых необходимо применение буровых растворов с улучшенными ингибирующими и технологическими свойствами составляет более 30%. В то же время использование в последние годы систем буровых растворов зарубежных фирм: «MI-SWACO», «DURATHERM», «SILDRIL» и «BAKER HUGHES» не дает положительных результатов - осложнения не преодолены. Кроме того, выше названные системы растворов требуют применения дорогостоящих химических реагентов. Проблема поиска оптимальной системы бурового раствора для сооружения скважин в Южном регионе остается актуальной и на сегодняшний день. В связи с этим разработка эффективной системы бурового раствора, а также рациональной технологии управления последним, является актуальной задачей бурения скважин в глинистых отложениях большинства регионов России, в том числе и на Прибрежной группе месторождений Краснодарского края. Исследованиям по этой проблеме посвящена работа выполненная автором в рамках данной диссертации.

Цель работы — улучшение технико-экономических показателей разведочного бурения путем разработки и внедрения в производство высокоингибирующего полимерглинистого раствора (ВИПГР) с улучшенными структурно-реологическими, фильтрационными и фрикционными свойствами.

Основные задачи исследований.

1. Анализ современных ингибирующих буровых растворов и выбор направления исследований по разработке новой рецептуры.

2. Экспериментальное подтверждение синергетического воздействия химических реагентов на водно-дисперсные системы и выбор оптимального состава бурового раствора, обладающего устойчивостью к воздействию выбуренных глинистых пород и температуры.

3. Разработка технологии обработки раствора для бурения неустойчивых глинистых пород и установление оптимальных рецептур.

4. Построение математической модели и оценка реологической модели течения предлагаемого бурового раствора.

5. Экспериментальная проверка технологии применения ВИПГР в производственных условиях.

6. Разработка технологического регламента по приготовлению, обработке и применению разработанного бурового раствора.

Методы решения поставленных задач.

Задачи решались на основе анализа и обобщения имеющихся теоретических, лабораторных и промысловых материалов по данной проблеме, а также на результатах собственных аналитических, лабораторных и стендовых и исследований с использованием современных приборов и компьютерных программ MathCAD, Excel и САПР Компас.

Научная новизна работы.

1. Экспериментально подтверждено явление синергетического эффекта при комплексной обработке промывочной жидкости несколькими реагентами, КС1, бишофит, ацетат калия, софэксил 40К, которые взаимно дополняют и усиливают ингибирующее действие бурового раствора.

2. Выявлены зависимости пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и фильтрации ВИПГР от концентрации в нем применяемых реагентов КС1, бишофит, ацетат калия, софэксил 40К.

3. Оценена реологическая модель раствора, и получена совокупность математических моделей ВИПГР с улучшенными структурно-реологическими, фильтрационными и фрикционными свойствами.

Научная новизна подтверждена двумя патентами на изобретение: №2255199 «Способ обработки бурового раствора и устройство для его осуществления» и №2303047 «Высокоингибированный буровой раствор».

Основные защищаемые положения:

- управление структурно-реологическими и фильтрационными параметрами раствора можно осуществлять регулированием влияния ингибирующих добавок с учетом закономерностей, выявленных при помощи математических моделей показателей свойств;

- улучшение крепящих свойств ВИПГР обеспечивается синергетическим эффектом действия компонентов;

- реологические показатели ВИПГР способствуют улучшению состояния ствола скважины и эффективному выполнению гидравлической программы бурения.

Практическая значимость и реализация работы.

1. Выявлены основные причины, определяющие эффективность применения ВИПГР в осложненных условиях бурения разведочных скважин Прибрежной группы месторождений.

2. Применен оптимальный состав ВИПГР при бурении скважин на месторождениях ООО «Кубаньбургаз» (договор №226/04 с филиалом ДООО «Кубаньбургаз» от 27.05.05г.) и ОАО «Южгеология».

3. Предложена математическая модель раствора и установлено, что поведение ВИПГР относится к реологической модели Оствальда-де Ваале.

4. Оценены гидравлические потери при промывке скважин предлагаемым раствором.

5. Произведена оптимизация параметров и разработан технологический регламент применения ВИПГР.

6. Результаты исседований могут быть использованы в учебном процессе в рамках дисциплин «Буровые и тампонажные растворы» и «Технология бурения нефтяных и газовых скважин».

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на ежегодных научно-технических конференциях, проводимых в Южно-Российском государственном техническом университете в период 2002-2009 г.г., а таюке на международных конференциях «Новые идеи в науках о Земле» в 2002-2009 гг., РГГРУ, г. Москва. В полном объеме диссертационная работа была обсуждена на расширенных заседаниях кафедр «Геофизика, техника разведки и бурение нефтегазовых скважин» ЮРГТУ (НПИ), «Бурение нефтяных и газовых скважин» СевКавГТУ, «Разведочное бурение» РГГРУ.

Публикации.

Основные научные положения и результаты диссертационной работы освещены в 18 печатных работах, в том числе в 13 статьях, в 2 докладах и 3 патентах РФ. 6 работ опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы.

Работа изложена на 150 страницах машинописного текста. Текстовая часть содержит 24 таблицы, 27 рисунков и 2 приложения. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, приложений, списка использованной литературы, включающего 96 наименований. Диссертация является результатом производственных и научно-исследовательских работ, выполненных на кафедре «Геофизика, техника разведки и бурение нефтяных и газовых скважин», в ООО «Кубаньбургаз» (договор №226/04 от 27.05.05 г.), ОАО «Южгеология» в течение 2005-2009 г.г.

Заключение Диссертация по теме "Технология и техника геологоразведочных работ", Рыбальченко, Юрий Михайлович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Одной из главных причин снижения эффективности применения ингибирующих промывочных жидкостей в осложненных условиях является отсутствие надежной многофункциональной системы бурового раствора с улучшенными структурно-реологическими, и фильтрационными свойствами и реологическим профилем.

Применяемые для промывки скважин системы буровых растворов не удовлетворяют в полной мере высоким требованиям, необходимым для проходки вязких разупрочняющихся глин, особенно в наклонно направленных скважинах.

В связи с этим разработка эффективной системы бурового раствора, а также рациональной технологии управления последним, является актуальной задачей бурения скважин в глинистых отложениях большинства регионов России, в том числе в Краснодарском крае и Ростовской области.

В результате выполнения диссертационной работы можно сделать следующие основные выводы и рекомендации:

1. По результатам проведенного анализа использования различных систем буровых растворов в осложненных условиях выявлены основные причины низкой степени успешности их применения.

2. Установлена необходимость введения в систему раствора нескольких взаимодополняющих реагентов — ингибиторов набухания глин крепящего действия.

3. Разработан новый высокоингибирующий раствор с улучшенными структурно-реологическими и фильтрационными свойствами.

4. Подтверждено явление синергетического эффекта при комплексной обработке бурового раствора несколькими реагентами со свойствами ингибиторов, когда компоненты взаимно дополняют и усиливают друг друга.

5. Выявлены зависимости пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и фильтрации ВИПГР от концентрации в нем применяемых реагентов.

6. Разработана схема, технология приготовления и управления свойствами высокоингибирующего раствора с высокой термосолеустойчивостью.

7. Показано, что исследуемый ВИПГР обладает улучшенными смазывающими, фрикционными и антиприхватными свойствами при высоком уровне экологической безопасности всех добавок.

8. Подтверждено экспериментальным и практическим путем, что величина показателя нелинейности «т> реологической модели Оствальда - де Ваале оказывает существенное влияние на структурно-реологические свойства раствора.

9. Установлены, применительно к Прибрежной группе месторождений, температурные границы применения ВИПГР к каждому интервалу бурения (в том числе наклонному), раствор обладает хорошо регулируемыми структурно-реологическими свойствами. Разработан технологический регламент по приготовлению, обработке и применению ВИПГР при бурении разведочных скважин Прибрежной группы месторождений.

10. Применение этого раствора позволяет успешно сооружать скважины на нефть и газ глубиной более 3000 м на участках, представленных неустойчивыми высокопластичными глинами и самодиспергирующимися сланцами.

11. Экономический эффект при сооружении одной скважины с использованием предлагаемого раствора составляет 905200 руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Рыбальченко, Юрий Михайлович, Москва

1. Агабальянц Э.Г. Промывочные жидкости для осложненных условий бурения /Э.Г. Агабальянц. М.: Недра, 1982 г. - 184 с.

2. Басарыгин Ю.М., Булатов А.Н., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие для вузов, М.; ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002 г. - 632 с.

3. Бабаян Э.В. Буровые технологии. / Э.В. Бабаян Краснодар. Изд-во «Советская Кубань», 2005 г. 584 с.

4. Башкатов Д.Н. Планирование эксперимента в разведочном бурении. М.: Недра, 1985 г. - 181 с.

5. Булатов А.И., Проселков Ю.М Решение практических задач при бурении и освоении скважин. Справочное пособие. Краснодар, Советская Кубань, 2006. 744с.

6. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Рябченко В.И. Технология промывки скважин. М.: Недра, 1981 г. -301с.

7. Булатов А.И., Проселков Е.Ю., Проселков Ю.М. Бурение горизонтальных скважин. Справочное пособие. Краснодар, Советская Кубань., 2008.- 424с.

8. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые, промывочные и тампонажные растворы. М.: Недра, 1999 г.

9. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А.Бурение и освоение нефтяных и газовых скважин. Терминологический словарь справочник - М.; ООО «Недра- Бизнесцентр», 2007г., - 255с.

10. Буровой раствор и управление его реологическими свойствами при бурении скважин в осложненных условиях./ Чихоткин В.Ф., Третьяк А.Я., Рыбальченко Ю.М., Бурда М.Л. Бурение и нефть №7-8 2007 г. 58-60 с.

11. Возможность применения ультразвука для регулирования свойствIбурового раствора. / Коваленко А.С., Рыбальченко Ю.М. / Материалы 51-ой научной технической конференции студентов и аспирантов ЮРГТУ (НПИ) Новочеркасск. 2003 г. — 64 66 с.

12. Войтенко B.C. Управление горным давлением при бурении скважин. -М.: Недра, 1985 г.-181 с.

13. Высокоингибированный буровой раствор. МПК С 09 К8/20. Патент РФ на изобретение № 2303047. Третьяк А .Я., Мнацаканов В.А., Зарецкий B.C., Шаманов С.А., Фролов П.А., Чихоткин В.Ф., Рыбальченко Ю.М.

14. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. -М.: Недра, 2000 г.- 490 с.

15. Городнов В.Д., Тесленко В.Н., Тимохин И.М., Колесников П.И., Челомбиев Б.К. Исследование глин и новые рецептуры глинистых растворов. М., Недра, 1975 г. 272 с.

16. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра, 1977 г. — 280 с.

17. Городнов В.Д. Буровые растворы / В.Д. Городнов. М.: Недра, 1985 г. - 206 с.

18. Грей Дж. Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) / Пер. с англ.- М.: Недра, 1985 г. 509 с.

19. Дороднов И.П. Бурение скважин в пластичных глинах на Прибрежной площади / «Нефтяное хозяйство» М.; 2004 г, -№1, - 50-52 с.

20. Демихов В.И. Определение смазочной способности буровых растворов. / Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -М.:Изд-во ВНИИОЭНГ, 1998 г.-№11. 22-23 с.

21. Дудля Н.А., Третьяк А.Я. Промывочные жидкости в бурении Ростов-На-Дону. Изд-во СКНЦВШ 2001 г. 363с.

22. Иванников В.И. Устойчивость горных пород в стволе скважин / Экспресс-информация. Серия «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 1991 г.- №10.- 7-13 с.

23. Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше / РД 39-133-94. М.: Гос. пред. «Роснефть», НПО «Буровая техника», 1994 г. - 118 с.

24. Инструкция по приготовлению и применению системы бурового раствора недиспергирующего типа / РД 39-0005-90.- Краснодар: Изд-во ВНИИКРнефть;1990 г.

25. Инструкция по рецептурам, технологии приготовления и химической обработке буровых растворов. / РД 39-0147009-734-89. Краснодар: Изд-во ВНИИКРнефть, 1989 г. - 212 с.

26. Инструкция по применению материалов и химических реагентов для обработки буровых растворов. / РД 39-0147009-507-85. Краснодар: Изд-во ВНИИКРнефть, 1985 г. - 92 с.

27. Инструкция по применению ингибирующего раствора для бурения скважин в глинистых отложениях, ослабленных тектоническими нарушениями/ РД 39-01477009-6.029-86. Краснодар: Изд-во ВНИИКРнефть, 1986 г. - 20 с.

28. Инструкция по прогнозированию и обеспечению устойчивости стенок скважин в процесе бурения РД 39-2-769-82. Баку «АзНИПИнефть». 1982 г. 23 с.

29. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М., Недра, 1972 г.

30. Комплексная технология определения и прогнозирования поровых, пластовых давлений и зон АВПД по геолого-геофизическим данным при бурении скважин глубиной до 7000 м. / РД 39-4-710-82 Миннефтепром. 1982 г. 130 с.

31. Конесев Г.В., Мавлютов М.Р., Спивак А.И. Противоизносные и смазочные свойства буровых растворов. М, Недра, 1980 г.

32. Кошелев В.Н. Общие принципы ингибирования глинистых пород и заглинизированных пластов./ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №1 2004г. 13-15с.

33. Кудряшов Б.Б., Яковлев A.M. Бурение скважин в осложненных условиях М.: Недра, 1987 г. 269 с.

34. Кошелев В.Н., Куксов В.А. Повышение качества вскрытия продуктивных пластов за счет использования буровых растворов на основе полианионной целлюлозы (ПАЦ)

35. Литяева З.А. Глинопорошки для буровых растворов / З.А. Литяева. В.И. Рябченко М.: Недра, 1992 г. - 192 с.

36. Маковей Н. Гидравлика бурения / Пер. с рум. М.: Недра, 1986 г.536 с.

37. Методика определения экономической эффективности внедрения новой буровой техники. М.гВНИИБТ, 1993 г. - 319 с.

38. Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов / РД 392-813-82. Краснодар: Изд-во ВНИИКРнефть. 1983 г. - 10 с.

39. Методика выбора рецептур основных типов буровых растворов по показателям свойств. / РД 39-0147009-543-87. Краснодар: Изд-во ВНИИКРнефть, 1988 г. - 185 с.

40. Методика выбора комплекса мероприятий для предупреждения и ликвидации осложнений, связанных с нарушением устойчивости пород в процессе бурения. / РД 39-0147009-723-88. Краснодар: Изд-во ВНИИКРнефть, 1988 г.-97 с.

41. Методика контроля параметров буровых растворов. РД 39-00147001773-2004. -Краснодар: ОАО НПО Бурение, 2004 г. 136 с.

42. Методика контроля параметров буровых растворов./РД 39-2-645-81. — Краснодар: Изд-во ВНИИКРнефть, 1981 г.

43. Мирзаджанзаде А.Х. Гидравлика в бурении и цементировании нефтяных и газовых скважин / А.Х. Мирзаджанзаде, А.К. Каркев и др. М.: Недра, 1977 г.-230 с.

44. Михайлов Н.Н. Изменение физических свойств горных пород в околоствольных зонах. М.: Недра. - 1987 г.

45. Новиков B.C. Устойчивость глинистых пород при бурении скважин. -М.; ОАО Изд-во Недра, 2000 г. 270 с.

46. Овчаренко Ф.Д., Круглицкий Н.Н. и др. Исследование в области физико-химической механики глинистых минералов. Киев, «Нукова думка», 1965 г.-275 с.

47. Паус К.Ф. Буровые растворы / К.Ф. Паус.-Недра,1973 г. 303с.

48. Пеньков А.И., Острягин А.И. Контроль реологических свойств буровых растворов по показателям «К» и «N» Сб. Научн. тр. ОАО НПО «Бурение». Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола. -Краснодар, 1998 г. 16-20 с.

49. Поляков В.Н., Вяхирев В.Н., Ипполитов В.В.Системные решения технологических проблем строительства скважин. М.; ООО «Недра-Бизнесцентр., 2003 г. 240 с.

50. Промывочные жидкости и тампонажные растворы / А.И. Булатов, Н.Н.Круглицкий, Н.А. Мариампольский, В.И. Рябченко.-Киев; Техника, 1974 г. -230 с.

51. Рабиа X. Технология бурения нефтяных скважин. Перевод с англ., -М.:Недра, 1989 г.-410 с.

52. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении / Н.Р. Рабинович. М.: Недра, 1989 г. - 270 с.

53. Ранжирование факторов влияния реагентов и их сочетания на реологические свойства бурового раствора методом случайного баланса. / Третьяк А .Я., Чихоткин В.Ф., Рыбальченко Ю.М., Шишкина Е.В., Растеряев Н.В., Бурда М.Л. Интервал №4 2007 г. 50-53с.

54. Резниченко И.Н. Управление свойствами буровых растворов при бурении глубоких скважин. М., ВНИИОЭНГД978 г.

55. Резниченко И.Н. Основные принципы расчета технологии управления свойствами буровых растворов. В кн. Буровые растворы и технология промывки скважин / Труды ВНИИКРнефти , вып. 12, 1977 г. - 33-40 с.

56. Резниченко И.Н., Егоренко Б.Ф. Влияние содержания и состава твердой фазы на водоотдачу буровых растворов. — В кн.: Техника и технология крепления скважин и буровые растворы / Труды ВНИИБТ, вып. 8,1974 г., 92-97 с.

57. Резниченко И.Н., Шептала Н.Е., Резниченко Т.Н. О взаимосвязи между физико-химическими свойствами глинистых пород и содержанием их в промывочных жидкостях.-Труды ВНИИКРнефти, вып.23, 1970 г. 105-110 с.

58. Резниченко И.Н., Иванисова О.В., Репникова Е.И. Влияние компонентного состава, температуры и давления на показатели буровых растворов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 1998 г.- №11.- 20-21 с.

59. Резниченко И.Н. Приготовление, обработка и очистка буровых растворов. М.:Недра,1982 г. - 230 с.

60. Резниченко И.Н. Основные принципы приготовления буровых растворов с заданными показателями свойств и управления ими при бурении скважин. Сб. Научн. тр. ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2002 г. Вып.7 с. -152-158 с.

61. Резниченко И.Н., Васильев Б.Ю., Резниченко К.Е., Мищенко Ю.В. Прогнозирование вязкости буровых растворов в скважинных условиях. Сб. Научн.тр. ОАО НПО «Бурение», Краснодар, 2003 г.- Вып. 10 — 48-52с.

62. Реологическое моделирование биополимерных промывочных жидкостей. Крылов В.И., и др. Специальное приложение к журналу «Нефть и капитал» (Нефтеотдача) №5, 2002 г. 16-20 с.

63. Рожков В.П.,. Матвеев А.В., Неверов A.JI. Разработка и метрологический анализ прибора для определения смазывающей способности буровых промывочных жидкостей (трибометра) // Изд. вузов. Геология и разведка. -1994 г. № 6. - 119-125 с.

64. Рябоконь С.А., Пеньков А.И., Кошелев В.Н., Растегаев Б.А. Выбор бурового раствора и проектирование его свойств. Сб. Научн. тр. ОАО НПО

65. Бурение». Основные принципы выбора технологии, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин. Краснодар, 2002 г. - Вып.7. -3-14 с.

66. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов / В.И. Рябченко.-М.: Недра,1990 г.- 230 с.

67. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. Оренбург; Изд-во «Летопись», 2005 г. — 664 с.

68. Сеид-Рза М.К., Исмаилов Ш.И., Орман Л.М. Устойчивость стенок скважин М.; Недра, 1981 г. 175 с.

69. Смазочное действие сред в буровой технологии / Конесев Г.В., Мавлютов М.Р., Спивак А.И., Мулюков Р.А. М.: Недра, 1993 г. - 272 с.

70. Соловьев Н.В., Кривошеев В.В., Башкатов Д.Н. и др. Бурение разведочных скважин. Учебн. для вузов. М.: Высш. шк., 2007. - 904 с.

71. Соловьев Н.В., Степанов К.В. Полимерно-электролитные растворы для бурения в условиях электроосмоса. //55 лет кафедрам горного дела и разведочного бурения. Москва: изд-во РГГРУ 2006 г. с. 90 - 109.

72. Соловьев Н.В., Степанов К.В. Мембранообразующая способность полимерных промывочных жидкостей при набухании глиносодержащих горных пород; в сб. «Горный информационно-аналитический бюллетень» №10 изд-во МГГУ, Москва; 2007 г.

73. Теоретические исследования по управлению буровым раствором в осложненных условиях. Изд. Вузов Сев.-Кав. Регион. Технич. Науки — 2006 г., №7 с 56-61 / Третьяк А .Я., Рыбальченко Ю.М.

74. Филиппов Е.Ф., Гаврилова Л.В., Пенжоян А.А., Ярыш Е.Я. Выбор системы бурового раствора для бурения зон тектонически нарушенных горных пород // Совершенствование техники и технологии промывки скважин. — Краснодар: Изд-во ВНИИКРнефть, 1988 г. 35-38 с.

75. Чубик П.С. Квалиметрия буровых промывочных жидкостей. Томск, Изд-во НТЛ, 1999 г. 300 с.

76. Шантарин В.Д., Войтенко B.C. и др. Физикохимия дисперсных систем М.: Недра, 1990 г.-315 с.

77. Шаманов С.А. Бурение и заканчивание горизонтальных скважин. М.: Недра, 2001 г. 190 с.

78. Шарафутдинов 3.3., Шарафутдинова Р.З. Буровые растворы на водной основе и управление их реологическими параметрами. // Нефтегазовое дело, 2004 г.-3-21 с.

79. Шевцов В.Д. Борьба с выбросами при бурении скважин /В.Д. Шевцов. М.: Недра 1977 г. 133 с.

80. Ярославская Н.Л. Применение буровых растворов на площадях филиала ООО «РН-Бурение». «Бурение и нефть» 2007 г., №3, 22-23 с.

81. Ясов В.Г. Осложнения в бурении /В.Г. Ясов, М.А. Мыслюк. М.: Недра, 1991 г.-334 с.

82. Bloodworth B.R., Kolco Oil Group, I nc.; Keely G, Baroid Corporation; Clark P.E., The University of Alabama «Unigue Field Viscometer Mensurements Better Predict Drilling Fluid Perfomance» Copyright 1992, American Association of Drilling Engineers.

83. Norton J. Lapeyreuse Formulas and Calculation for Drilling, Production and Workover, Huston, 1992.

84. Advanced Drilling Management Course Volo.3, Chapter 6, 1992. Japan National Oil Corporation.

85. World Oil, 2000 2004r., №6.1.l