Содержание к диссертации
Введение
1. Аналитическая оценка эффективности традиционных технологий строительства скважин в различных природных и геолого-технических условиях
1.1. Природные и геолого-технические условия строительства скважин на суше и континентальном шельфе (краткий обзор) 14
1.2. Технологические проблемы строительства скважин и современные методы их решения (критический анализ) 19
1.3. Идеология и научно-прикладные основы традиционных технологий строительства скважин 23
1.4. Постановка цели, задач исследований и разработок 27
2. Гидродинамика нестационарных буровых процессов, их виброволновая природа и технологическое значение
2.1. Постановка задачи 29
2.2. Гидравлика и гидродинамика нестационарных процессов бурения скважин 31
2.2.1. Гидравлические условия бурения и промывки скважины 32
2.2.2. Гидродинамическое состояние скважин при производстве СПО 44
2.3. Теоретические основы буровой подземной гидравлики (критический анализ) 49
2.4. Влияние нестационарных гидравлических процессов на технологию буровых работ 57
2.5. Выводы по разделу 59
3. Научно-методические принципы организации и управления технологией буровых работ 3.1. Постановка задачи 61
3.2. Основные научно-методические принципы и системные решения по организации и управлению технологическими процессами в скважине 62
3.3. Обоснования перспективных научно-технических направлений совершенствования технологических процессов бурения скважин 66
3.4. Выводы 68
4. Модификация гидроизолирующих свойств буровых и тампонажных растворов
4.1. Постановка задачи 69
4.2. Методика экспериментальных исследований влияния буровых растворов и их фильтратов на восстановление проницаемости кернов 70
4.2.1. Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов 70
4.2.2. Методика определения динамической фильтрации буровых растворов 73
4.2.3. Методика экспериментальной оценки закупоривающего действия фильтрата бурового раствора 76
4.2.4. Методика экспериментальной оценки кальматирующего действия бурового раствора 80
4.3. Анализ применяемых и разработка оптимальных рецептур бурового раствора для бурения скважин в интервалах неустойчивых горных пород 82
4.4. Аналитическая и экспериментальная оценки влияния буровых растворов на эффективность первичного вскрытия продуктивной толщи 98
4.5. Теоретические предпосылки, экспериментальные обоснования и разработка тампонажного материала для цементирования обсадных колонн в условиях низких положительных и отрицательных температур 113
4.5.1. Теоретические предпосылки по созданию тампонажного материала повышенной гидравлической активности при низких положительных и отрицательных температурах 113
4.5.2. Методика и методы проведения исследований 116
4.5.3. Методика обработки результатов экспериментов 124
4.6. Разработка тампонажного материала для цементирования скважин с низкими положительными и отрицательными температурами 126
4.6.1. Состав и краткая характеристика сырьевых компонентов
вяжущего 126
4.6.2. Оптимизация исходного состава безгипсового вяжущего 129
4.6.3. Оптимизация состава тампонажного раствора на основе безгипсового вяжущего 137
4.6.4. Исследование свойств тампонажного раствора-камня
на основе безгипсового тампонажного материала 143
4.6.5. Долговечность цементного камня на основе портландцемента тампонажного безгипсового в агрессивных средах 165
4.6.6. Результаты опытно-промышленных испытаний цемента низкотемпературного, седиментационно-устойчивого, безусадочного 169
4.7. Выводы 175
5. Комплекс разработок по развитию научно-прикладынх основ совершенствования технологии строительства скважин на суше и континентальном шельфе
5.1. Идеология системного развития буровых технологий 177
5.2. Комплекс методических и технологических разработок по решению ключевых проблем качества и эффективности строительства нефтяных и газовых скважин 183
5.2.1. Технология и техника совмещения гидромеханических процессов разрушения горных пород и изоляции проницаемых стенок ствола в процессе бурения скважин 184
5.2.2. Методика оперативного контроля технического состояния ствола и гидравлического поведения скважин при бурении 194
5.2.3. Технологические разработки по решению ключевых проблем качества и эффективности строительства скважин 197
5.3. Обобщенные сравнительные показатели традиционной
и системной технологий строительства скважин 200
5.4. Выводы - 209
Основные выводы и рекомендации 210
Список литературы 213
- Идеология и научно-прикладные основы традиционных технологий строительства скважин
- Влияние нестационарных гидравлических процессов на технологию буровых работ
- Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов
- Технология и техника совмещения гидромеханических процессов разрушения горных пород и изоляции проницаемых стенок ствола в процессе бурения скважин
Введение к работе
з
Актуальность темы
Успешное развитие нефтегазодобывающей отрасли в стране зависит от опережающего, в сравнении с добычей, прироста запасов углеводородного сырья, что тесно связано с темпами геолого-разведочных работ на нефть и газ в регионах Западной и Восточной Сибири, а также на континентальном шельфе Вместе с тем тенденция роста глубин и объемов разведочного и эксплуатационного бурения в регионах со сложными горно-геологическими и природно-климатическими условиями, слабо развитой инфраструктурой, отдаленность баз материально-технического обеспечения обусловливают увеличение сроков строительства скважин и связанных с ними затрат
Сокращение сроков строительства скважин и освоения новых месторождений нефти и газа во многом зависит от эффективности применяемых технологий бурения и заканчивания скважин
Однако промысловая практика последних 10-15 лет показывает, что эффективность процессов строительства скважин, основанных на репрессионной технологии бурения, снижается, а область их применения сокращается Это связано с ростом аномальности горно-геологических условий бурения глубокозалегающих продуктивных горизонтов, разбуриванием нефтегазовых месторождений, перешедших на позднюю и завершающую стадии разработки, и началом буровых работ на континентальном шельфе Приобретает особую народно-хозяйственную значимость и актуальность успешное решение проблем по сокращению сроков строительства скважин, повышению эффективности и качества буровых работ, обеспечению экологической безопасности окружающей среды
Важнейшими задачами совершенствования технологии строительства нефтяных и газовых скважин являются исследования по оптимизации гидравлических процессов бурения, по повышению надежности и долговременности крепи, по улучшению эксплуатационных характеристик скважин
В комплексе промысловых задач первостепенная роль принадлежит совершенствованию функциональных свойств буровых растворов как основы для по-
4 вышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов и улучшения свойств тампонажных растворов, обеспечивающих герметичность крепи
Реализация научно-технических разработок в производстве обеспечит сокращение затрат на поиски, разведку и разработку новых месторождений углеводородного сырья, необходимых для наращивания топливно-энергетического потенциала страны
Цель работы
Повышение качества и эффективности строительства скважин в аномальных геолого-технических и сложных природно-климатических условиях разработкой и внедрением в производство системных подходов и технологических решений при бурении и креплении скважин
Основные задачи исследований и разработок
-
Научное обобщение и аналитическая оценка современного уровня развития технологий строительства нефтяных и газовых скважин
-
Обоснование научно-технических направлений совершенствования процессов организации технологии буровых работ и управления ею
-
Развитие теоретических и прикладных основ регулируемого гидромеханического и физико-химического воздействия на массив горных пород в процессе бурения скважин
-
Разработка, экспериментальные исследования и промысловая апробация усовершенствованных рецептур буровых и тампонажных растворов для бурения и крепления скважин
-
Разработка комплекса системных решений по совершенствованию технологии бурения и заканчивания скважин
6 Обобщение и оценка результатов научно-прикладных исследований и
внедрения законченных разработок при строительстве скважин
Научная новизна выполненной работы
1 Получены результаты научных обобщений и дана аналитическая оценка современного уровня развития технологий строительства скважин в различных геолого-технических и природно-климатических условиях Установлена низкая
5 эффективность исследований и разработок по решению технологических проблем бурения, направленных на устранение негативных последствий, а не их причины
-
Развита современная идеология научно-технических подходов и технологических решений в области строительства скважин на принципах системного совершенствования производственных процессов, расширения информационной базы промысловых данных, оптимизации методов контроля технического состояния необсаженного ствола и гидравлического поведения скважины, управления нестационарными гидромеханическими процессами бурения и заканчивания скважин
-
Установлен виброволновой характер турбулентного движения жидкости в скважине и ее превалирующее влияние на нестационарность технологических процессов бурения Показано, что амплитудно-частотные характеристики и пульсирующее течение жидкости в гидравлически связанной системе «скважина -массив горных пород» обусловливают нестабильность гидромеханического состояния ствола и нестационарность гидродинамического поведения скважины при бурении, промывке, цементировании, спускоподъемных операциях и изоляционных работах, а также негативное влияние на показатели эффективности и качества буровых работ
4 Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена целесооб
разность и перспективность разработки безгипсовых портландцементов для це
ментирования обсадных колонн в интервалах низких положительных и отрица
тельных температур Разработан состав вяжущего и рецептура тампонажного рас
твора с пониженным водосодержанием для низкотемпературных скважин (А с №
1555465, 07 04 90) Исследован процесс гидратации и дано объяснение механизма
твердения безгипсового тампонажного портландцемента
Рентгенографические и термографические исследования фазового состава продуктов твердения безгипсового тампонажного раствора с пониженным водосодержанием показали, что в отсутствие гипсового компонента процессы твердения при низких положительных и отрицательных температурах протекают более интенсивно Формирование камня идет в начальный период гидратации по гидро-алюминатному и гидрокарбоалюминатному механизму твердения Фазовый со-
став продуктов твердения представлен гидросиликатами, гидроалюминатами и гидрокарбоалюминатами кальция, причем фазовых переходов гидроалюминатов кальция типа С4АН19 в гидроалюминат кальция типа С4АН6 не обнаружено
Установлено, что твердение безгипсового тампонажного раствора сопровождается объемным расширением до 0,23 %, т е он относится к категории безусадочных
-
Разработаны научно-методические и технологические решения комплекса проблем охраны окружающей среды и недр при строительстве скважин, основанные на реализации ресурсосберегающих, малоотходных и безотходных технологий
-
Показано, что долговременная изоляция вскрываемых бурением флюидо-насыщенных и низкой прочности пород методами «малых» (струйные технологии) и «глубоких» (технологии согласованных режимов нагнетания тампонажных смесей) проникновений обеспечивает успешное решение проблем газонефтеводо-проявлений, выбросов и фонтанов, гидроразрыва горных пород, межпластовых перетоков
-
Впервые дана аналитическая оценка влияния идеологии (устойчивая система взглядов, представлений, идей и требований) на освоение и эффективную реализацию инновационных разработок в производстве
Практическая ценность и реализация
1 Произведена промысловая оценка влияния виброволнового движения жидкости в скважине на техническое состояние необсаженного ствола и нестационарность технологических процессов бурения Обосновано научно-техническое направление исследований и разработок по совершенствованию информационного обеспечения, стабилизации технического состояния ствола, оперативному контролю и регулированию технологических операций Предложено преобразовать гидравлически неопределенную, неупорядоченную и хаотичную систему «скважина - п пластов», характерную для условий подземной гидромеханики, в гидравлически менее сложную и контролируемую (после восстановления природной гидроизоляции массива горных пород от ствола) систему, характерную
7 для условий трубной гидравлики
-
Разработаны научно-методические подходы и системные решения по комплексному совершенствованию технологических процессов строительства скважин гидравлические условия бурения, регулирование технического состояния и гидродинамического поведения скважины, сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, долговременное разобщение массива горных пород и природных гидродинамических систем, экологическая защита окружающей среды и охрана недр
-
Разработан и внедрен в промысловую практику комплекс системных технологий, повышающих качество и эффективность буровых работ, улучшающих эксплуатационные характеристики скважин в различных геолого-технических условиях, который включает
методы оперативного формирования базы промысловой информации по текущему техническому состоянию и гидродинамическому поведению скважин в процессе бурения,
технологии гидромеханического и физико-химического регулирования фильтрационных и прочностных характеристик ствола скважины методами «малых» и «глубоких» проникновений,
методы оптимизации гидравлических условий бурения и заканчивания скважины по текущей промысловой информации о техническом состоянии и гидродинамическом поведении скважины,
технологию комбинированного разобщения пластов с градиентами меж-пластовых давлений до 5-7 МПа/м
-
Разработаны и внедрены рецептуры буровых растворов для бурения в неустойчивых глинистых отложениях и вскрытия продуктивной толщи
-
Разработаны и внедрены тампонажные материалы на основе безгипсового портландцемента с пониженным водосодержанием, седиментационноустой-чивого, коррозионностоикого, с низкой проницаемостью камня, твердеющего при низких положительных и отрицательных температурах
-
Результаты промышленного внедрения комплекса технологий в различ-
8 ных нефтегазодобывающих регионах России (Башкортостан, Татарстан, Оренбургская, Калининградская и Тюменская области, Красноярский край, Удмуртия и т д) и Вьетнама способствовали повышению продуктивности скважин, сокращению сроков ввода их в эксплуатацию, уменьшению обводненности добываемой продукции, улучшению экологии в районе работ
7 При непосредственном участии автора разработаны
-
Инструкция по креплению скважин с плавучих буровых установок на площадях треста «Арктикморнефтегазразведка» -Мурманск, 1984
-
Инструкция по предупреждению аварий при бурении скважин на площадях треста «Арктикморнефтегазразведка» -Мурманск, 1984
-
Рекомендации по технологии бурения, крепления и освоению морских скважин на нефть и газ и технологические решения по улучшению показателей буровых работ -Мурманск, 1985
-
Рекомендации по применению тампонажного безгипсового портландцемента для низких температур при креплении скважин на площадях ПО «Арктикморнефтегазразведка» -Мурманск, 1987
-
Рекомендации по совершенствованию конструкций скважин и технологии цементирования колонн в условиях мної олетнемерзлых пород Песчаноозер-ского месторождения -Мурманск, 1986
-
Инструкция по определению давления начала поглощения пород при бурении поисковых, параметрических и разведочных скважин на площадях ПО «Арктикморнефтегазразведка» -Мурманск, 1987
-
Анализ упругонапряженного состояния пород (давлений горных, пластовых, начала поглощений и гидроразрыва) на площадях ПО «Арктикморнефтегазразведка» -Мурманск, 1988
-
Методика исследования мерзлого разреза на льдистость с использованием термометрии по результатам геофизических исследований РД 39-010-90 -М, 1990
9) Методика исследования и расчета теплового взаимодействия скважин с
многолетнемерзлыми породами -М , 1990
-
РД 39-3-90 Регламент технологии строительства скважин в условиях многолетнемерзлых пород с контролем качества в процессе бурения и крепления -М.1990
-
РД СП 84—06 Технология регулирования состава и свойств буровых растворов при бурении скважин на южном шельфе Вьетнама - Вунг Тау, 2006
Апробация результатов исследований
Основные научные и прикладные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-практической конференции «Проблемы освоения шельфа Арктических морей» (Мурманск, 1984 г ), I Всесоюзной конференции «Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР» (Москва, 1986 г), II Всесоюзной научно-технической конференции «Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин» (Москва, 1988 г), Всесоюзной научно-практической конференции «Методы прогнозирования АВПД при поисках и разведке месторождений нефти и газа» (Мурманск, 1988 г), научно-практической конференции молодых ученых и специалистов по проблемам освоения шельфа (Мурманск, 1988 г), II Всесоюзной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 1989 г), II научно-практической конференции «Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР» (Мурманск, 1989 г), II Всесоюзной конференции «Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР» (Москва, 1990 г ), I Всесоюзной научно-практической конференции «Аномально высокие пластовые давления и нефтегазоносность недр» (Ленинград, 1990 г ), V Международной конференции «Освоение шельфа Арктических морей России» (Санкт-Петербург, 2001 г ), Международной конференции «Нефть и газ Арктического шельфа» (Мурманск, 2002 г), Всероссийской научно-технической конференции «Наукоемкие технологии XXI века» (Владимир, 2006 г), 8-й Международной конференции «Освоение ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ» (Санкт-Петербург, 2007 г )
Публикации
Материалы исследований и разработок содержатся в 60 научно-технических
10 работах 1 монографии, 2 тематических обзорных информациях, 52 статьях и тезисах докладов, 5 патентах и авторских свидетельствах 11 из них опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка литературных источников из 176 наименований Содержит 230 страниц машинописного текста, 37 таблиц и 38 рисунков
Идеология и научно-прикладные основы традиционных технологий строительства скважин
Строительство нефтяных и газовых скважин отличает высокая степень сложности геолого-технических условий производства буровых работ. Обусловлено это анизотропностью физических свойств горных пород, непредсказуемостью физико-химического воздействия технологических жидкостей на них и гидродинамическим поведением скважин при бурении. [20, 21] Всё это нарушает технологию работ и приводит к осложнениям (поглощения, газонефтеводопроявления, гидроразрыв горных пород, межпластовые перетоки, выбросы) и авариями (газонефтяные фонтаны, заколонные и межколонные флюидопроявления, грифо-нообразования) [13, 20]. Эти обстоятельства предопределяют современный научно-технический подход, стратегию и тактику производства буровых работ, идеологической основой которых является технология бурения скважин с поддержанием репрессии на кровлю флюидонасыщенных пластов, контролирующих гидростатическое давление в разбуриваемом интервале. Достигается это поддержанием в стволе различных видов равновесия (гидравлического, физико-химического, механического) в соответствии с требованиями РД 08-200-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». - М., 2003. - С. 160 (ПБНГП).
В последние 20-30 лет с ростом сложности геолого-технических условий строительства и эксплуатации скважин (увеличение глубин бурения, объема наклонных и пологих скважин, участившиеся случаи проявления природной и техногенной аномальности) закономерно развивается тенденция снижения технологических и конечных показателей качества и эффективности буровых работ. В тоже время, ни идеология ре-прессионной технологии бурения, ни связанные с ней научно-технические подходы и решения по совершенствованию технологии бурения (теория, эксперимент, практика) в современной теории и практике так и не получили должного развития [13].
Неизменными остаются традиционная система взглядов и представлений на технологию буровых работ. Здесь основное внимание специалистов уделяется вещественно-энергетическим показателям технологических процессов, а не структурно-поведенческим характеристикам горнотехнической системы «скважина - массив горных пород» [13, 21].
Вместе с тем, анализ современного состояния технологии бурения показывает, что выполняя свое основное назначение - поддержание относительно стабильных гидравлических условий производства технологических операций в скважине, она имеет ряд недостатков, снижающих как промежуточные, так и конечные показатели качества и эффективности буровых работ. Прежде всего, это низкая функциональность технологии по восстановлению природной изоляции вскрываемых бурением флюидонасыщен-ных пластов и неустойчивых горных пород. Спонтанное (неконтролируемое и неуправляемое) формирование в прискважинной зоне кольматаци-онного экрана и фильтрационной корки на стенках ствола скважины, которые обуславливают низкие показатели гидроизолирующих характеристик этой системы. Так, градиент давления гидроразрыва, в зависимости от условий формирования этой зоны, изменяется от (0,15 до 0,17)-10"1 МПа/м, а давление прорыва пластовых флюидов в ствол скважины происходит при депрессиях 0,5-1,7 МПа [13, 17, 22]. Как свидетельствует многолетняя промысловая практика буровых работ, достижение таких показателей гидроизолирующего экрана не обеспечивают технологически оптимальных параметров восстановления герметичности и прочности ствола (К (0,3-0,5)-10 2 м3/(сМПа) и VP (0,18-0,24)-Ю-1 МПа/м соответственно), при которых достигается нелинейный рост технологических и технико-экономических показателей строительства скважин.
Во-вторых, область эффективного применения репрессионных технологий ограничена аномальными условиями бурения. При наличии в разрезе геогидродинамических систем с АВПД и АНПД, возникающие технологические проблемы решаются в большинстве случаев установкой промежуточных обсадных колонн или трубных перекрывателей [13, 23]. В результате утяжеляется конструкция скважин, возрастают финансовые и материальные затраты, увеличиваются сроки строительства и ввода скважин в эксплуатацию. И как следствие - замедляются темпы разработки нефтегазовых месторождений.
В-третьих, в условиях неконтролируемого изменения репрессии на забой скважины снижаются на 25-50 % показатели разрушения горных пород при использовании различных типов буровых долот в сравнении с аналогичными показателями при отрицательных дифференциальных давлениях на забой скважины [13, 24, 25]. Кроме того, этот фактор при водит к возникновению различных осложнений (гидроразрыв горных пород, поглощения, газонефтеводопроявления, межпластовые перетоки, выбросы, ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивных пластов), нарушая технологию и снижая показатели буровых работ. Негативными последствиями качества строительства скважин становится снижение эксплуатационных характеристик крепи и фильтра, ранняя обводненность добываемой продукции, нарушение систем разработки нефтегазовых залежей, локальное нарушение экологической обстановки.
Создание регламентированных гидростатических репрессий в скважине (РД 08-200-03 ПБНГП) необходимо для контроля гидравлического состояния горнотехнической системы в покое и при производстве различных операций в скважине, предупреждения осложнений (поглощения, газонефтеводопроявления, гидроразрыв, обвалы, межпластовые перетоки) и аварий (прихват инструмента, газонефтеводяные выбросы, фонтаны, грифонообразования).
К недостаткам технологии репрессионного бурения, ограниченного узкими рамками действующего регламента, относятся существенное сокращение возможностей совершенствования технологических процессов и достижение нелинейного повышения показателей качества и эффективности строительства и эксплуатации скважин. Такое положение негативно отражается, прежде всего, на процессах разрушения горных пород, гидравлических режимах бурения и заканчивания скважин, методах предупреждения и борьбы с осложнениями, способах совершенствования конструкций глубоких скважин и эксплуатационных характеристик фильтра.
К принципиальным и главным недостаткам технологии репрессионного бурения скважин следует отнести то, что она не решает главного технологического противоречия, связанного с необходимостью гидроизоляции флюидонасыщенных и неустойчивых горных пород от взаимо действия с технологическими жидкостями и воздействия на ствол скважины нестационарных дифференциальных давлений (репрессии, депрессии). Такое положение обусловлено неупорядоченностью процессов формирования приствольного изолирующего экрана (кольматацион-ная зона и фильтрационная корка) с низкими гидроизолирующими характеристиками [13].
Влияние нестационарных гидравлических процессов на технологию буровых работ
Как показывают результаты научных обобщений и промысловых гидродинамических исследований, нестационарность гидравлических условий в скважине связана с виброволновым характером пульсирующего движения жидкости при проведении различных технологических операций [13, 31, 34, 35]. Неупорядоченные (хаотичные) и неконтролируемые, гидродинамические процессы приводят к существенному росту гидромеханических давлений на забой и ствол скважины, нарушая техническое состояние (прочность стенок) и гидродинамическое поведение (герметичность ствола) этой сложной природно-технической системы «скважина - массив горных пород» [13, 17].
Действие знакопеременных гидромеханических ударов, создаваемых виброволновыми импульсами давлений с амплитудой 1,0-5,0 МПа и более, при циркуляции бурового раствора в затрубном пространстве приводит к разупрочнению горных пород приствольной зоны, дренированию проницаемых пород прискважинной и призабойной зон [13, 17]. Это, в свою очередь, интенсифицирует процессы физико-химического взаимодействия буровых растворов с массивом горных пород приствольной и призабойной зон скважин и связанные с ними негативные последствия, которые оказывают решающее влияние на технологию буровых работ [13, 60]. Снижение прочностных и повышение фильтрационных характеристик необсаженного ствола скважин в нестационарных гидравлических условиях бурения и заканчивания вызывает осложнения, нарушающие технологию, снижающие качество и эффективность буровых работ [13, 60]. Это поглощения буровых и тампонажных растворов, гидроразрыв горных пород, каверно- и обвалообразования, газонефтеводопроявления, межпластовые перетоки которые могут приводить к тяжелым авариям - прихвату инструмента, выбросам и фонтанам, грифонообразованиям. Как следует из анализа результатов работы научных сотрудников Морского научно-исследовательского института Норвегии Е.Дахла и Т. Берна [6] по открытым фонтанам на континентальном шельфе (проанализировано 170 изученных случаев), в разведочном бурении произошло за период с 1956 по 1980 гг. 83 фонтана (49 %), эксплуатационном бурении - 38 фонтанов (22 %), при заканчивании скважин - 7 фонтанов (4 %). Причем наибольшее число фонтанов произошло при производстве СПО - 21 случай (12 %). Из них 17 (10 %) при подъеме инструмента и 4 (27 %) при спуске. И 19 фонтанов (11 %) произошли в процессе возобновления бурения, т. е. после спуска инструмента на забой скважины!
Авторы работы отмечают интересный и не вполне понятный факт -ряд фонтанов возникали в период нормального бурения скважин без видимых нарушений технологического процесса (нарушения циркуляции, поглощения, снижения плотности бурового раствора). Вместе с тем, очевидно, что причиной возникновения фонтанов при спуске инструмента, возобновлении и в процессе бурения скважин (13 % случаев) явился виброволновой, пульсирующий (турбулентный) режим циркуляции бурового раствора в скважине с высокой амплитудой знакопеременных гидромеханических давлений.
Таким образом, осложнения и аварии, нарушают технологию бурения, увеличивают сроки строительства скважин, финансовые затраты и наносят огромный ущерб экологии природных объектов [61].
Виброволновой, пульсирующий характер циркуляции бурового раствора в турбулентном режиме не менее серьезное влияние оказывает на качество и эффективность буровых работ [13, 17, 19]. В первую очередь, это касается сохранения природных коллекторских свойств приза-бойной зоны продуктивных пластов. В большинстве случаев гидромеханические и физико-химические процессы виброволнового взаимодействия буровых растворов с призабойной зоной нефтегазонасыщенных пластов ухудшают их фильтрационные характеристики. Это снижает на чальный дебит скважин, удлиняет сроки ввода их в эксплуатацию, увеличивает финансовые затраты на производство интенсифицирующих обработок [17, 62].
Турбулентный режим циркуляции бурового раствора в затрубном пространстве не приводит в процессе бурения к эффективной гидроизоляции флюидонасыщенных пластов от ствола скважины. Формирующийся гидроизолирующий экран (фильтрационная корка и зона кольма-тации) при изменении дифференциальных давлений в стволе (репрессия, депрессия) разрушается, многократно восстанавливая гидравлическую связь проницаемых пород и скважины. В результате осложняются гидравлические условия цементирования обсадных колонн и снижается качество долговременного разобщения пластов при креплении скважин. Негативными последствиями этих процессов становятся прорыв пластовых вод в продуктивные пласты при освоении или на ранней стадии эксплуатации скважин [17, 18, 28, 31, 60].
Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов
Количественная оценка ингибирующих свойств буровых растворов производится для решения следующих задач:
- классификации буровых растворов по ингибирующей способности;
- научно обоснованного выбора бурового раствора при бурении в неустойчивых глинистых отложениях;
- контроля ингибирующей способности бурового раствора в процессе бурения;
- определения путей развития и совершенствования систем буровых растворов.
Показатель увлажняющей способности раствора не зависит от состава образца глинистой породы, используемого в эксперименте.
Буровые растворы сравниваются между собой по величине показателя увлажняющей способности (П0) - чем меньше этот показатель, тем выше ингибирующая способность бурового раствора.
Подготовка образцов и проведение экспериментов.
Для определения увлажнения глин буровыми растворами используются образцы (принятые за эталон) прессованного саригюхского бентонита диаметром 20 мм и высотой 32 мм. Перед прессованием образец глины необходимо размолоть и просеять через сито с диаметром отверстий не более 0,25 мм.
Определить влажность глинопорошка ОСТ 39-203-02-86. Определить коэффициент коллоидальности глинопорошка (К).
Определение коэффициента коллоидальности
Навеска 0,02 г глины высушенной при 105 С и пропущенной через сито с отверстиями величиной 1 мм помещают в колбу на 250 мм. Добавляют 15мл Н202 (3 % раствор) и 0,5 мл 5 н. H2S04. Тщательно перемешивают и кипятят 4 мин. в колбе с обратным холодильником. После охлаждения добавляют 35 мл Н20 (дистил.) и титруют метиленовой синью (0,45 %-ной). После добавки каждого мл сини раствор тщательно перемешивают, палочкой из колбы отбирают каплю и наносят на фильтровальную бумагу При недостаточности метиленовой сини на фильтре от капли получается темный круг с резко очерченной границей. Титрование ведут, пока не появится голубой ореол за темным кругом. Через 2 мин. берут повторную каплю, и если не исчез ореол, титрование считается законченным. Если ореол исчезает, то титрование продолжается до одинакового результата.
Коллоидальность в % рассчитывается по формуле: К = А— (4.1) где: V - объем метиленовой сини, пошедшей на титрование, мл аг - навеска сухой глины, г А = 1,923 (коэф. адсорбции метиленовой сини на бентоните). Увлажнить просеянный глинопорошок до содержания влаги в нем W = 33,3 К, %. Определить влажность глинопорошка. Навеску увлажненного глинопорошка в количестве 20 г засыпать в пресс-форму, предварительно смазав внутреннюю часть цилиндра небольшим количеством солидола. Прессование производить при давлении 40,0 МПа в течение 5 минут. Время набора рабочего давления с момента движения поршня пресс-формы должно составлять 30-40 сек.
Выпрессовать образец из пресс-формы и запарафинить его торцы, окунув их в расплавленный парафин на глубину 2 мм.
Приготовить 1000 см3 водного раствора химических реагентов, аналогичных химической обработке растворов. Если контроль ведется в процессе бурения, то исследуется непосредственно глинистый раствор. Проба раствора или композиции реагентов используется для одной серии опытов.
Залить в кристаллизатор приготовленную среду так, чтобы ее уровень был выше верхнего торца образцов.
Серия экспериментов проводится на пяти параллельных образцах.
Время выдержки в исследуемых средах равно четырем часам.
По истечении 4-х час. Образцы вынуть из среды, убрать капли раствора фильтровальной бумагой и взвесить с точностью до 0,1 г.
При испытании бурового раствора образцы, выдержанные в среде, дополнительно освобождают от налипшей корки, а затем убрать капли раствора фильтровальной бумагой и взвесить с точностью до 0,1 г.
Температура при проведении экспериментов не должна превышать 30 С.
Общепринятым в отрасли показателем, характеризующим фильтрационные свойства бурового раствора, является его водоотдача (фильтратоотдача), определяемая в статических условиях при комнатной температуре. Однако данный показатель не позволяет определить глубину проникновения фильтрата в проницаемую среду, то есть определить пораженную фильтратом бурового раствора зону продуктивного пласта.
Для расчета радиуса проникновения фильтрата в пласт введена дополнительная характеристика бурового раствора - скорость поступления фильтрата в пласт через сформированную глинистую корку в динамических условиях при температуре и давлении, соответствующих пластовым.
Скорость поступления фильтрата в пласт (скорость фильтрации) определяется экспериментально для каждого конкретного бурового раствора.
Технология и техника совмещения гидромеханических процессов разрушения горных пород и изоляции проницаемых стенок ствола в процессе бурения скважин
Гидромониторная обработка ствола скважины в процессе бурения производится через гидромониторную насадку расчетного диаметра, направленную под прямым углом (90) на стенку скважины гидромониторной струи при расчетных режимах воздействия (скорость истечения струи сила динамического удара, время контакта струи с преградой, динамическое давление струи на стенку скважины).
Высокие гидроизолирующие характеристики приствольного экрана при обработке ствола струями глинистых, полимерглинистых и цементных растворов достигаются за счет реализации кинетической энергии струи [112] (динамическая стадия формирования экрана). А также эффекта «расклинивающего давления», возникающего вследствие проявления поверхностных сил (электростатических, молекулярных и структурных) в полидисперсных системах при физико-химических взаимодействиях твердых частиц в объеме пор и каналов на границе раздела фаз (стадия термодинамического равновесия и формирования экрана) [111, 114].
Для более ясного представления о влиянии гидромеханических и физико-химических процессов на гидроизолирующие характеристики приствольного экрана, необходимо более подробно рассмотреть механизмы его формирования. Тем более что в специальной литературе этот вопрос недостаточно освещен [13, 34, 98, 110, 113].
На основании классической теории турбулентных струй (Абрамович Г. Н., 1960 г.) [112] и обобщенной теории поверхностных сил ДЛФО (Де-рягин-Ландау-Фервей-Овербек) [111] механизм формирования приствольной гидроизолирующей системы «скелет проницаемых пород -кольматационная среда - адгезионный слой» включает три стадии переходящих, взаимосвязанных, одновременно и последовательно происходящих гидромеханических и физико-химических процессов.
Первая стадия (гидромеханическая) формирования экрана происходит под воздействием кинетической энергии гидромониторных струй (скорость истечения жидкости, сила динамического удара струи, время контакта с преградой) и свойств бурового раствора (плотность, вязкость, статическое напряжение сдвига). В этот отрезок времени (2-3-Ю-3 с) из приствольной в удаленную зону вытесняются пластовыи флюид с продуктами очистки поверхности пор и трещин от адсорбционных слоев (углеводородные, пластовых вод, коллоидных частиц, растворов солей различных минералов). Одновременно, при движении суспензий в каналах твердая фаза подвергается интенсивному гидродиспергированию (содержание твердой фазы в объеме жидкости повышается на 18-25% [116]), а сами каналы - эрозионному расширению и увеличению объема пор и трещин.
Во второй стадии - гидромеханической, переходящей в физико-химическую, происходит формирование гидроизолирующего экрана. Заполнение очищенных пор и трещин дисперсной и коллоидной фазами жидкости, которое сопровождается процессами их дегидратации упаковки в ограниченных объемах пор и трещин и ростом в них концентрации твердой фазы. В результате чего дисперсные частицы сближаются и уменьшаются толщины граничных поверхностных слоев (ДЭС).
В результате эффективной гидродиспергации и дегидратации изменяются реологические свойства суспензий. Рост тонкодисперсной фракции в твердой фазе полидисперсных систем значительно повышает ее суммарную поверхность, а с ней и количество гидротированных ионов вблизи поверхности. Повышение потенциала свободной поверхностной энергии значительно интенсифицирует электрокинетические эффекты, процессы адсорбции, коагуляции, пептизации, обменные реакции и т. д. Рост концентрации твердой фазы, как в объеме жидкости, так в порах и трещинах проницаемых сред активизирует взаимодействие молекулярных, электростатических и структурных сил (межфазной энергии на поверхности раздела различных фаз) - трех основных составляющих макроскопических поверхностных сил расклинивающего давления.
По Б. В. Дерягину поверхностными силами называются поля электрических, молекулярных и структурных сил, возникающие в переходной между двумя фазами зоне, затухающие при углублении в каждую из смежных фаз [111].
При контакте коллоидных частиц с дисперсионной средой даже в отсутствии внешнего электрического поля происходит спонтанное перераспределение ионов между двумя фазами. При этом в окрестности границ раздела возникает двойной электрический слой (ДЭС) ионов. В этих случаях жидкость вблизи твердых частиц вследствие молекулярного взаимодействия становится связанной с ними, образуя вокруг частиц сольватную оболочку. Наличие последней препятствует сближению твердых частиц, повышая тем самым устойчивость гетерогенных систем. Специфика структуры ДЭС связана с частью заряда, которая сосредоточена непосредственно на поверхности раздела и толщина ее не превышает нескольких ангстрем.
Проявление столь важного для гидроизоляции проницаемых сред процесса коагуляции суспензии (по Б. В. Дерягину и Л. Д. Ландау [111]) наступает после того, когда радиус действия сил отталкивания вследствие сжатия диффузного слоя (межфазных зон) настолько уменьшается по сравнению с радиусом ван-дер-ваальсовских сил притяжения, что энергетический барьер перестает влиять на систему. Из-за уменьшения прослойки происходит перекрытие в этой зоне диффузных слоев, и возникают силы отталкивания или притяжения. Эти силы по отношению к действующим до перекрытия слоев называются поверхностными силами второго рода. При этом гидростатическое давление в тонкой прослойке будет отличаться от давления в объемной смежной фазе, из которой она образовалась вследствие утоньшения. Добавочное давление, проявляющееся в такой прослойке в состоянии ее термодинамического равновесия в объемной фазе, названо Б. В. Дерягиным «расклинивающим давлением», а точнее «адсорбционной составляющей расклинивающего давления». Знак расклинивающего давления может быть, как положительный, так и отрицательный. В обоих случаях в состоянии термодинамического равновесия прослоек и фаз, ее окружающих, расклинивающее давление P(h) оказывается равным разности между давлением Pi на поверхности прослойки и давлением Р0 в объемной фазе, служащей продолжением прослоек [111].
P(h) = P1-P0, (5.1)
где h - толщина прослойки.
Из анализа результатов следует, что на характер и интенсивность проявления расклинивающего давления в полидисперсных системах основное влияние оказывают поверхностные силы [111]. Превалирующая роль при этом принадлежит структурным силам отталкивания (имеющие место для воды и водных растворов суспензий), которая еще более возрастает при уменьшении толщины прослоек менее 5 нм [111].
Третья стадия (физико-химическая) формирования гидроизолирующей приствольной системы (кольматационной среды в порах и трещинах и адгезионной поверхности на стенках ствола) происходит в условиях термодинамического равновесия и связана с процессами физико-химического взаимодействия. Основная роль в этот период принадлежит возникновению и действию расклинивающего давления (силам отталкивания и прилипания) после перекрытия диффузных слоев ДЭС (поверхностные силы).
Конечным результатом этих сложных и до конца нераскрытых гидромеханических и физико-химических механизмов является создание приствольной гидроизолирующей системы, исключающей гидравлическую связь ствола и пород-коллекторов низкой и средней проницаемости (0,15... 12,0 мкм2, размер пор - 10-40 мк, гранулярно-трещинный тип коллекторов и 0,005... 1,0 мкм2 с раскрытостью трещин 0,01...2,0-10-3 м, пористо-кавернозно-трещинного типа) [13, 17, 63]. При этом градиент гидростатической репрессии, не нарушающей прочность ствола, достигает градиента горного давления, а при действии депрессии - 0,2...0,4 МПа/м[117].
