Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ существующих способов и технологий бурения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений 10
1.1 Существующие способы бурения скважин в условиях поглощений буровых растворов 10
1.2 Анализ эффективности применения винтовых забойных двигателей при вскрытии продуктивных пластов с аномально низким пластовым давлением 37
1.3 Теоретические предпосылки разработки составов пенообразующих жидкостей и технологии бурения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений 40
2 Разработка и исследования составов пенообразующих жидкостей 44
2.1 Методы лабораторных исследований 46
2.2 Исследование кинетики насыщения и устойчивости глинистых пород в зависимости от воздействия на них различных промывочных жидкостей 52
2.3 Исследования влияния твердой фазы пены на фильтрацию газа в пористой среде 60
2.4 Разработка составов и рецептур ПОЖ для промывки скважин и временного блокирования пластов с аномально низким пластовым давлением 66
Выводы 72
3 Исследования работы винтового забойного двигателя 73
3.1 Стенд для испытаний ВЗД с промывкой различными типами промывочных агентов 73
3.2 Стендовые исследования характеристик работы ВЗД с различными типами промывочных агентов 76
Результаты опытно-промышленных испытаний разработанных пенных систем и технологии бурения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений 88
4.1 Технология временного блокирования продуктивных пластов устойчивыми пенами 88
4.2 Бурение скважин с применением пены 94
Основные выводы 116
Список использованных источников 117
Приложения :. 126
- Существующие способы бурения скважин в условиях поглощений буровых растворов
- Исследование кинетики насыщения и устойчивости глинистых пород в зависимости от воздействия на них различных промывочных жидкостей
- Стендовые исследования характеристик работы ВЗД с различными типами промывочных агентов
- Технология временного блокирования продуктивных пластов устойчивыми пенами
Введение к работе
Актуальность темы. Одним из основных и сложных этапов в цикле строительства скважин является вскрытие продуктивного пласта, от качества выполнения которого, зависит дебит эксплуатационных и приемистость нагнетательных скважин.
Опыт проводки скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) показывает, что если в качестве промывочного агента применяется обычный глинистый раствор, то, как правило, давление, создаваемое столбом жидкости, значительно превышает пластовое. В результате происходит закупоривание пор и каналов продуктивного пласта глинистым наполнителем промывочной жидкости и снижение фильтрационно-емкостных свойств коллектора. При этом процесс углубления скважины может осложниться частичной или полной потерей циркуляции с последующим оттеснением углеводорода от призабойной зоны пласта.
Для решения задач по максимальному сохранению коллекторских свойств пласта при первичном вскрытии требуется дальнейшее совершенствование техники и технологии бурения скважин, позволяющих снизить отрицательное влияние бурового раствора на продуктивный пласт.
Одним из путей достижения поставленной цели является применение соответствующих промывочных жидкостей, а также режимов и схем промывки забоя, позволяющих обеспечить снижение до минимума перепад давления в системе «скважина-пласт», предотвратить глубокое проникновение фильтрата промывочной жидкости в пласт и максимально сохранить проницаемость коллектора.
Так применение технологий вскрытия продуктивных пластов с АНПД в условиях минимальной репрессии в системе «скважина-пласт», когда в качестве промывочного агента используются аэрированные жидкости, пены, инертные газы и др., обеспечивает выполнение поставленных задач.
Анализ опыта вскрытия пластов в условиях АНПД с применением двух- или трехфазных пен показывает, что благодаря реологическим и физико-химическим свойствам данных неньютоновских сред бурение скважин осуществляется без потери циркуляции промывочного агента, с обеспечением необходимого противодавления на пласт и минимального отрицательного влияния на фильтрационные характеристики коллектора. С другой стороны применение технологий строительства скважин с наклонно направленным и горизонтальным окончанием ствола (ГОС) также позволяет повысить продуктивность скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации.
Практика строительства скважин с ГОС показала, что для получения лучших результатов проводки, наиболее целесообразным является применение винтовых забойных двигателей (ВЗД), обеспечивающих достаточно высокий крутящий момент при относительно низкой частоте вращения долота. Эффективное применение ВЗД отмечается при строительстве скважин с ГОС, при бурении вторых стволов, при проведении буровых работ внутри обсадных колонн, при разбуривании цементных и песчаных пробок, а также при выполнении целого ряда ремонтно-восстановительных работ (РВР).
Известно, что в качестве промывочных агентов, являющихся энергоносителями для ВЗД, применяются, как правило, техническая вода и глинистый раствор. В отдельных случаях для условий АНПД используют газожидкостную смесь в виде аэрированной нефти или аэрированной воды. Однако практически не применяется технология бурения ВЗД с промывкой пенными системами.
В связи с изложенным, исследования в области применения трехфазной пены в качестве промывочного агента при бурении ВЗД в условиях АНПД являются, по нашему мнению, весьма актуальными.
Цель работы. Повышение эффективности проводки скважин, качества вскрытия продуктивного пласта и ремонтно-восстановительных работ в условиях аномально низких пластовых давлений с использованием винтовых забойных двигателей и трехфазных пен в качестве рабочего промывочного агента.
Основные задачи исследований
1. Анализ и обобщение опыта существующих способов бурения скважин с применением различных типов промывочных систем в условиях АНПД.
2. Разработка и исследование составов пенообразующих жидкостей и пен для промывки и временного блокирования вскрываемого коллектора при бурении и глушении скважин в условиях АНПД, устойчивых к действию высоких температур и агрессии пластовых флюидов.
3. Стендовые исследования закономерностей изменения технических характеристик ВЗД при использовании в качестве промывочного агента технической воды, глинистого раствора и устойчивой трехфазной пены.
4. Разработка технологии вскрытия продуктивных пластов с использованием ВЗД и пенных систем в условиях АНПД.
5. Промысловые испытания разработанных составов пенообразующих жидкостей и пен, а также апробация технологии бурения скважин с использованием ВЗД и промывкой скважин трехфазной пеной.
Научная новизна
1 Выявлена группа поверхностно активных веществ, устойчивых к действию высоких температур и агрессии пластовых флюидов, на основе которых созданы составы пенообразующих жидкостей и пен для промывки и временного блокирования продуктивного пласта в условиях АНПД при бурении и глушении скважин.
2 Установлены закономерности изменения технических характеристик ВЗД при работе с использованием в качестве промывочного агента устойчивой трехфазной пены.
3 Исследованы и определены эффективные составы пенообразующих жидкостей для приготовления пенных систем, используемых в качестве рабочего агента и временного блокирующего экрана в продуктивном пласте при бурении с применением ВЗД.
4 Определено влияние различных типов энергоносителей на технические характеристики работы ВЗД.
5 Научно обоснованы области эффективного применения ВЗД при вскрытии продуктивных пластов трехфазной пеной в качестве промывочного агента.
Практическая значимость
1 Разработан комплекс мероприятий, обеспечивающий максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, вскрытых наклонно направленными скважинами с горизонтальным окончанием ствола в условиях аномально низких пластовых давлений.
2 Разработана технология вскрытия продуктивного пласта с использованием для привода долота винтовых забойных двигателей и применением в качестве рабочего промывочного агента пенной системы.
3 Разработана технология создания временного блокирующего экрана в системе «скважина-пласт» в процессе вскрытия продуктивного пласта с АНПД.
4 Проведены промысловые испытания разработанных технологических жидкостей и технологий на скважинах Северо-Ставропольского, Елшано-Курдюмского и Пунгинского ПХГ, которые подтвердили результаты лабораторных и стендовых исследований.
5 Разработаны рекомендации и программы к технологическим процессам бурения и капитального ремонта для внедрения на буровых предприятиях ОАО «Газпром».
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы были представлены на:
I - ой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (г. Москва, ГАНГ им. И.М. Губкина, 1995 г.);
XXVI научно-технической конференции по результатам научно - исследовательской работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов, посвященной 25-летию создания ВУЗа (г. Ставрополь, СевКавГТУ, 1996 г.);
Первой Региональной научно-технической конференции «ВУЗовская наука-Северо-Кавказскому региону» (г. Ставрополь, СевКавГТУ, 1997 г.);
II-ой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности». (г. Москва, ГАНГ им. И.М. Губкина, 1997 г.);
II-ом Международном семинаре «Горизонтальные скважины» (г. Москва, ГАНГ им. И.М. Губкина, 1997 г.);
Научно-техническом совете РАО «Газпром» «Об обеспечении геофизическими исследованиями горизонтальных и наклонно направленных скважин» (г. Тверь, 1998 г.).
Международной научно-практической конференции «Газовой отрасли – новые технологии и новая техника» (г. Ставрополь, СевКавНИПИгаз, 2002 г.).
Ученом совете Всероссийского научно-исследовательского института буровой техники ОАО «Научно-производственное объединение «Буровая техника» - ВНИИБТ» (г. Москва, ОАО НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ», февраль 2010 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликованы 25 печатных работ. Пять работ опубликованы в ведущих рецензирующих научных журналах и изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.
Объем работы. Диссертационная работа изложена на 163 страницах, в том числе содержит 33 таблицы, 14 рисунков и 35 формул. Работа состоит из введения, 4-х разделов, основных выводов, списка использованных источников и 4-х приложений. Список использованных источников включает 79 наименований.
Автор выражает искреннюю благодарность доктору технических наук, профессору, заслуженному деятелю науки РФ Р.А. Гасумову за оказанную помощь.
Автор благодарен за квалифицированные консультации на различных этапах выполнения работы докторам технических наук В.И. Нифантову, А.М. Гусману, Д.Ф. Балденко и кандидату технических наук В.Г. Мосиенко. Автор выражает свою признательность за полезные советы и практическую помощь при выполнении работы сотрудникам ОАО «СевКавНИПИгаз» Л.И. Свинцицкой и Л.В. Швец, Ф «Севербургаз» Нестеру Н.И., а также к.т.н. Афанасьеву А.В., главному геологу ООО «Газпром трансгазюгорск».
Автор выражает особую признательность и искреннюю благодарность ведущим специалистам ОАО «СевКавНИПИгаз», ООО «Кавказтрансгаз», ООО «Югтрансгаз», Ставропольского УБ и РВР, ОАО «Подзембургаз», в частности филиалов «Приволжское УБР» и «Севербургаз», за содействие во внедрении разработок на предприятиях отрасли.
Существующие способы бурения скважин в условиях поглощений буровых растворов
Одним из резервов повышения технико-экономических показателей проводки скважин является снижение затрат средств и времени на борьбу с поглощениями. Предотвратить поглощение и одновременно снизить отрицательное влияние промывочных жидкостей и тампонажных растворов на проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта возможно следующими основными способами: - в процессе вскрытия коллектора вести углубление скважины на равновесии или депрессии давлений в системе «скважина - пласт»; - произвести подбор химических реагентов и материалов для подготовки промывочной жидкости с учетом конкретных литолого-физических свойств коллектора и физико-химических характеристик насыщающих его флюидов [1]. Возникновение поглощения бурового раствора и его интенсивность зависят от геологических и технологических факторов. К геологическим факторам относятся наличие и величина раскрытия, направление и распространение каналов в пласте, мощность, глубина залегания и литологический состав горных пород, их проницаемость и сопротивление гидравлическому разрыву, вид флюида и величина градиента пластового давления. К технологическим факторам относятся - тип и реологические параметры бурового раствора, качество очистки скважины и бурового раствора от шлама, способ и режимы бурения, характер выполнения в скважинах различных операций (скорость проведения спускоподъемных операций (СПО), геометрические размеры и профиль ствола скважины, компоновка бурильного инструмента, техническая оснащенность буровой и т.д.). Прогнозирование величины давления начала поглощения отражено в работах Ю.М. Басарыгина, В.И. Крылова, В.И. Нифантова, М.Р. Мавлютова, И.П. Пустовойтенко и др., в которых научно обоснованы этапы возникновения поглощения в процессе бурения скважин [1, 2, 3, 4, 5 и др.]. В зависимости от величины удельной интенсивности поглощения (отношение величины интенсивности поглощения к толщине поглощающего пласта) для каждого месторождения существует своя классификация и методы предупреждения и борьбы с поглощением промывочной жидкости. Для месторождений Татарстана и Башкортостана институтами ТатНИ-ПИнефть и БашНИПИнефть, соответственно, разработаны подробные классификации встречающихся на данных месторождениях поглощений промывочных агентов, а также выделены методы и рекомендации по их предупреждению и ликвидации [6, 7]. В работах М.С. Винарского, Р.Т. Дженсена, В.И.Крылова, Е.М. Соловьева, Р.И. Шищенко и др. большое внимание уделено вопросам определения закономерностей движения промывочного агента в пористой среде призабойной зоны пласта и оценки интенсивности поглощающей способности вскрываемого интервала [8-11]. Промысловая практика показывает, что основными мероприятиями по ликвидации поглощений являются доставка и закупорка пласта цементо - бентонитовыми растворами, всевозможными наполнителями и быстро схватывающимися смесями, а также перекрытие их обсадными колоннами. Однако в большинстве случаев проведение этих мероприятий, несмотря на значительные затраты времени и средств, оказываются малоэффективными, особенно в пластах с большой удельной интенсивностью поглощения [12]. Бурение скважин на истощенных месторождениях с коэффициентом аномальности пластового давления менее 0,7 практически затруднено из-за интенсивных поглощений промывочной жидкости в высокопроницаемых интервалах пласта. Вскрытие пласта в условиях АНПД с использованием буровых растворов даже с минимально возможной плотностью сопровождается интенсивными и поглощениями с последующим необратимым снижением фильтрационной характеристики прискважинной зоны коллектора [13]. При этом происходит глубокое проникновение фильтрата бурового раствора в пласт с отторжением флюида от призабойной зоны скважины. Так, в работах [14-15] отмечается, что форма и размеры зоны взаимодействия промывочного агента с пористой средой горных пород могут быть самыми различными. К примеру, на месторождении Русский хутор (Ставропольский Край) глубина проникновения фильтрата глинистого раствора в призабойную зону пласта составляла 3-4 м, а в скважинах Западной Сибири и Астраханского газоконденсатного месторождения - 30 м и более. В результате таких воздействий фильтрата промывочной жидкости на коллектор вывод скважин на эксплуатационный режим осуществлялся в течение достаточно длительного времени. Накопленный опыт бурения скважин в нашей стране и за рубежом показывает, что легче и эффективнее предупредить процесс поглощения, чем ликвидировать данный вид осложнения. К настоящему времени разработаны и реализованы на практике несколько эффективных методов и технологий бурения скважин в условиях поглощения. Применение газа в качестве промывочной жидкости При бурении в поглощающих горизонтах, зонах тектонических и стратиграфических несогласий, пониженного пластового давления (Рпл 0,ЗРгдс ) с применением промывочной жидкости происходит ее поглощение с разной интенсивностью. Бурение скважин с применением в качестве циркуляционного агента сжатого инертного газа вместо бурового раствора позволяет, в случае отсутствия пластовой воды, пройти эти зоны с достаточной очисткой забоя от выбуренной породы и без создания репрессии на прискважинную зону пласта [2, 17,20,21,27]. Данный метод пытались использовать при бурении скважин еще в начале двадцатого века в США, но положительных результатов не получили. Более обіг надеживающие результаты были получены в 1936 г. в разведочном бурении, но технико-экономические показатели проводки скважины вследствие ограниченной подачи воздуха были ниже обычных. С 1950 г. способ очистки забоя воздухом стал широко применяться при бурении сейсмических скважин, а в 1951г. первая эксплуатационная скважина, пробуренная на месторождении Сан-Хуан северо-запада штата Нью-Мексико, дала хорошие показатели как по скоростям бурения, так и по технико-экономическим показателям проводки, что и обусловило бурение на этом месторождении большинства скважин с применением данного метода [17].
В отечественной практике этот способ применили в 1954 г. на Северном Кавказе на месторождении мрамора при бурении опытной наклонной (под углом 70 ) скважины глубиной около 100 м. Бурение вели с недостаточной подачей воздуха и поэтому результаты оказались неудовлетворительными, вследствие чего опытные работы были прекращены. Основной причиной неудач явилось отсутствие специального оборудования и компрессоров, обеспечивающих необходимые давления и производительность [17].
Исследование кинетики насыщения и устойчивости глинистых пород в зависимости от воздействия на них различных промывочных жидкостей
Применяемые промывочные жидкости оказывают существенное влияние на устойчивость разбуриваемых глинистых пород. Поэтому при разбуривании этих пород необходимо учитывать ингибирующую способность жидкостей.
Наряду с ионно-обменными процессами, химической и физической адсорбцией сохранение структурно-механической прочности горных пород обуславливает набухание глинистых минералов. Набухаемость - понятие, обобщающее результат действия всей суммы физико-химических процессов взаи модействия глинистых минералов с используемыми составами. Набухаемость проявляется в увеличении влажности объема частиц, давлении и существенным образом зависит от особенностей кристаллохимического строения глинистых минералов. Набухаемость неразрывно связано с понятием насыщение минералов.
В основе кристаллического строения глинистых минералов лежат два типа структурных элементов: кремнекислородные тетраэдрические и алюмокрем-негидроксильные октаэдрические сетки. Благодаря близости размеров элементарных ячеек, тетраэдрические и октаэдрические сетки легко совмещаются друг с другом с образованием единого структурного слоя [66].
Важнейшей чертой глинистых минералов является широко развитый у них изоморфизм, с которым связан ряд весьма важных особенностей их состава, строения и энергетического состояния. Нестехиометрические замещения катионов приводят к нарушению электронейтральности кристаллической структуры и появлению у нее избыточного отрицательного заряда. Возникающий при гетеровалентном изоморфизме дефицит положительных зарядов в поликристаллической структуре минералов компенсируется катионами натрия Na+, кальция Са2+, магния Mg 2+, аммония NH4+, К+ другими, являющимися часто обменными, которые входят в межслоевое пространство структуры и фиксируются на внешних гранях кристаллов.
Набухаемость во многом определяется валентностью обменных катионов и величиной их радиуса. Чем ниже валентность катиона и меньше его радиус при одной и той же валентности, тем менее значительно его взаимодействие с поверхностью частиц, больше диссоциация и выше осмотическое набухание глин в целом. Наименьшее набухание и разрушение вызывают соли, катионы которых в силу своих геометрических размеров могут входить в пустоты кристаллической структуры глинистых частиц, прочно сращивая их. Ионы К+ и аммония NH4 лучше других подходят по радиусу для проникновения в пространство между двумя тетраэдрическими слоями. Диаметр ионов калия и аммония очень близок к доступному расстоянию между пакетами глинистых частиц — 2,88 А. Катионы, имеющие диаметр меньше 2,88 А, такие как у Na+ и Са" слишком малы, чтобы удержать слои вместе и дегидратация приводит к адсорбции воды, к вероятному обмену и набуханию. Аммоний и катионы калия имеют наименьшую гидратационную энергию из всех катионов, что способствует межслойной дегидратации, соприкосновению слоев и образованию плотной структуры, предотвращая набухание глинистых минералов продуктивного пласта, тем самым, обуславливая сохранение структурно-механической прочности горных пород, что приводит к сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта.
Как указывалось выше, для проведения лабораторных исследований использовались образцы кернов, содержащих глины из продуктивных пластов тульского и бобриковского горизонтов Елшано - Курдюмского ГТХГ, и керно-вый материал майкопской глины, взятой из скважины Северо - Ставропольского ГТХГ.
Исследования по выбору типа и рационального состава промывочных систем для бурения в коллекторах с наличием неустойчивых глин проводили по двум направлениям [62 - 64]: - выбор химических реагентов, позволяющих значительно повысить ин-гибирующие свойства промывочной жидкости; - выбор безглинистого дисперсного коллоидообразующего материала, обладающего ингибирующими свойствами и не загрязняющего продуктивный пласт.
Применение глинистых промывочных жидкостей при бурении скважин, в том числе с большим зенитным углом наклона ствола, осложняется тем, что не обеспечивается стабильность их тиксотропных и фильтрационных параметров. Для приготовления растворов на основе солестойкой палыгорскитовой глины с добавлением ингибирующих солевых составов сопряжены с дефицитностью и высокой стоимостью материалов. Поэтому подбор оптимального состава промывочной жидкости проводился с учетом возможности применения дешевых материалов, выпускаемые отечественной промышленностью и пригодных в качестве структурообразователей и ингибиторов.
Были проведены исследования влияния различных жидкостей и трехфазной пены на насыщение различных глин фильтратом. Исследования проводились с целью определения влияние составов технологических жидкостей и продолжительности воздействия промывочной жидкости и пены на величину насыщения кернового материала фильтратом.
Стендовые исследования характеристик работы ВЗД с различными типами промывочных агентов
Анализируя график 4 видно, что давление и развиваемый момент возрастают практически линейно вне зависимости от вида промывочной системы и расхода. Однако в зависимости от того же расхода кардинально меняются перепады давлений. Так при подаче малоглинистого бурового раствора с расходом 0,186 м3/мин в начальный момент возрастают сопротивления в двигателе практически в два раза. Значения трехфазной пены и контрольной жидкости совпадают, вероятно, за счет особых физических свойств пены, которые при увеличении расхода в начальный момент, как видно из рисунка 6, меньше, но в дальнейшем также стремятся к значениям глинистого раствора и контрольной жидкости.
Рассматривая графики зависимости частоты вращения вала ВЗД — 85 от развиваемого момента (рисунки 5 и 6), можно сделать вывод о том, что при рас-ходе по жидкости 0,186 м /мин двигателю будет передаваться достаточная энергия, чтобы осуществлять передачу вращающегося момента породоразрушаю-щему инструменту. Данное предположение подтверждается и графиками рисунков 7 и 8, где мощность двигателя при работе на пене с низкой степенью аэрации пены выше, чем при подаче глинистого раствора. Так как, согласно [25], рабочий режим принимается соответствующим экстремальному режиму (в момент максимальной мощности), то, очевидно, что применение пены в качестве энергоносителя для работы двигателя является наиболее оптимальным промывочным агентом при бурении скважин в условиях АНПД и в процессе проводки НН и ГОС.
В целом полученные результаты энергетических характеристик работы двигателя Д-85 требуют дополнительных стендовых исследований для уточнения полученных значений из-за: а) применения двигателя устаревшей модификации; б) потери времени (порядка 38 часов) затраченных на настройку стендо вой установки; в) отсутствия технических возможностей обеспечения требуемого расхо да для данного типа двигателя. Однако полученные результаты позволяют сделать следующие выводы: 1. Расход жидкости является одним из основных параметров режима работы двигателя. С увеличением расхода повышаются основные характеристики — мощность и частота вращения вала двигателя. 2. Изменение давления относительно момента происходит практически линейно, но в общем случае неоднозначно. Присутствие твердой фазы в глинистом растворе вызывает дополнительные гидродинамические потери, чем и объясняется рост кривой 2 (рисунок 4). Но ввод пенообразователя и вспенивание того же глинистого раствора практически снизили потери до контрольных (по технической воде) значений. Однако увеличение расхода данную тенденцию не подтвердило. При увеличении расхода увеличились и гидравлические потери в двигателе. 3. При уменьшении расхода ПОЖ, но при неизменной подаче воздуха, т.е. с увеличением степени аэрации пены за счет снижения гидравлических сопротивлений, повышаются основные характеристики работы двигателя (частота вращения, мощность и к.п.д.), подтверждая теорию о возможности работы двигателя не только с газожидкостными смесями, но и с устойчивыми трехфазными пенами. 4. Конструкция данных типов объемных гидравлических двигателей позволяет дальнейшее применение серийно выпускаемых ВЗД в промысловых условиях как с использованием в качестве рабочего агента ньютоновских жидкостей, так и не ньютоновских. 5. Содержание твердой фазы в промывочной жидкости ведет к естественному снижению рабочих характеристик ВЗД. 6. Рабочие характеристики ВЗД при использовании пены в качестве рабочего агента приближены к рабочим характеристикам работы ВЗД с промывкой глинистым раствором. 7. Увеличение степени аэрации пены увеличивает экстремальный режим работы двигателя, соответствующий условиям наиболее эффективного разрушения горных пород. 8. Стендовые испытания подтвердили закономерность, что с увеличением расхода повышаются основные характеристики работы двигателя. 9. Применение в качестве промывочной жидкости вспененных систем, в отличии от малоглинистого бурового раствора, незначительно снижает работоспособность ВЗД, поэтому применение пены при вскрытии продуктивных пластов с АНПД наклонно-направленным или с горизонтальным окончанием ствола, где использование бурового раствора может привести к глубокому блокированию коллектора или вызвать поглощение, позволит вести процесс углубления с максимальным сохранением естественной проницаемости пласта-коллектора. 10. В классификацию винтовых двигателей, где по роду применяемых ра бочих агентов отражены использование воды, глинистого раствора, газа и газо жидкостных смесей, можно наряду с перечисленными энергоносителями ввести также применение устойчивых трехфазных пен.
Технология временного блокирования продуктивных пластов устойчивыми пенами
Анализируя график 4 видно, что давление и развиваемый момент возрастают практически линейно вне зависимости от вида промывочной системы и расхода. Однако в зависимости от того же расхода кардинально меняются перепады давлений. Так при подаче малоглинистого бурового раствора с расходом 0,186 м3/мин в начальный момент возрастают сопротивления в двигателе практически в два раза. Значения трехфазной пены и контрольной жидкости совпадают, вероятно, за счет особых физических свойств пены, которые при увеличении расхода в начальный момент, как видно из рисунка 6, меньше, но в дальнейшем также стремятся к значениям глинистого раствора и контрольной жидкости.
Рассматривая графики зависимости частоты вращения вала ВЗД — 85 от развиваемого момента (рисунки 5 и 6), можно сделать вывод о том, что при рас-ходе по жидкости 0,186 м /мин двигателю будет передаваться достаточная энергия, чтобы осуществлять передачу вращающегося момента породоразрушаю-щему инструменту. Данное предположение подтверждается и графиками рисунков 7 и 8, где мощность двигателя при работе на пене с низкой степенью аэрации пены выше, чем при подаче глинистого раствора. Так как, согласно [25], рабочий режим принимается соответствующим экстремальному режиму (в момент максимальной мощности), то, очевидно, что применение пены в качестве энергоносителя для работы двигателя является наиболее оптимальным промывочным агентом при бурении скважин в условиях АНПД и в процессе проводки НН и ГОС.
В целом полученные результаты энергетических характеристик работы двигателя Д-85 требуют дополнительных стендовых исследований для уточнения полученных значений из-за: а) применения двигателя устаревшей модификации; б) потери времени (порядка 38 часов) затраченных на настройку стендо вой установки; в) отсутствия технических возможностей обеспечения требуемого расхо да для данного типа двигателя. Однако полученные результаты позволяют сделать следующие выводы: 1. Расход жидкости является одним из основных параметров режима работы двигателя. С увеличением расхода повышаются основные характеристики — мощность и частота вращения вала двигателя. 2. Изменение давления относительно момента происходит практически линейно, но в общем случае неоднозначно. Присутствие твердой фазы в глинистом растворе вызывает дополнительные гидродинамические потери, чем и объясняется рост кривой 2 (рисунок 4). Но ввод пенообразователя и вспенивание того же глинистого раствора практически снизили потери до контрольных (по технической воде) значений. Однако увеличение расхода данную тенденцию не подтвердило. При увеличении расхода увеличились и гидравлические потери в двигателе. 3. При уменьшении расхода ПОЖ, но при неизменной подаче воздуха, т.е. с увеличением степени аэрации пены за счет снижения гидравлических сопротивлений, повышаются основные характеристики работы двигателя (частота вращения, мощность и к.п.д.), подтверждая теорию о возможности работы двигателя не только с газожидкостными смесями, но и с устойчивыми трехфазными пенами. 4. Конструкция данных типов объемных гидравлических двигателей позволяет дальнейшее применение серийно выпускаемых ВЗД в промысловых условиях как с использованием в качестве рабочего агента ньютоновских жидкостей, так и не ньютоновских. 5. Содержание твердой фазы в промывочной жидкости ведет к естественному снижению рабочих характеристик ВЗД. 6. Рабочие характеристики ВЗД при использовании пены в качестве рабочего агента приближены к рабочим характеристикам работы ВЗД с промывкой глинистым раствором. 7. Увеличение степени аэрации пены увеличивает экстремальный режим работы двигателя, соответствующий условиям наиболее эффективного разрушения горных пород. 8. Стендовые испытания подтвердили закономерность, что с увеличением расхода повышаются основные характеристики работы двигателя. 9. Применение в качестве промывочной жидкости вспененных систем, в отличии от малоглинистого бурового раствора, незначительно снижает работоспособность ВЗД, поэтому применение пены при вскрытии продуктивных пластов с АНПД наклонно-направленным или с горизонтальным окончанием ствола, где использование бурового раствора может привести к глубокому блокированию коллектора или вызвать поглощение, позволит вести процесс углубления с максимальным сохранением естественной проницаемости пласта-коллектора. 10. В классификацию винтовых двигателей, где по роду применяемых ра бочих агентов отражены использование воды, глинистого раствора, газа и газо жидкостных смесей, можно наряду с перечисленными энергоносителями ввести также применение устойчивых трехфазных пен. По анализу результатов гидрогеологических исследований по определению приемистости скважины № 2 ПХ, пробуренной на пене и скважины № 1 ПХ, пробуренной по обычной технологии с применением глинистого раствора, можно сделать однозначный вывод об эффективности применения пены в качестве промывочного агента. Даже сравнивая величины по гидропроводности обеих скважин видно, что применение пены позволило сохранить коллекторские свойства пласта в 7 раз по графоаналитическому методу и 2,6 раза по касательному методу больше в скважине № 2 ПХ, чем в скважине № 1 ПХ.
Большой перепад коэффициента приемистости на скважине №1 ПХ объясняется увеличением проницаемости поглощающего интервала при давлении закачки близком, либо превышающем давления гидроразрыва. По результатам опытно-промышленных испытаний технологии и технических средств бурения скважины №2 ПХ Северо-Ставропольского ПХГ с промывкой пеной в условиях аномально-низких пластовых давлений установлено: 1. Для бурения по технологии вскрытия продуктивных коллекторов в условиях АБПД с использованием пены при пластовом давлении 0,8 и менее от гидростатического необходимо кондуктор или промежуточную колонну спускать непосредственно до кровли вскрываемого пласта. 2. Особое внимание необходимо уделять составу ПОЖ, не допускать в процессе бурения отклонений от подобранной в лаборатории рецептуры. 3. Бурение производить при полноразмерном инструменте, достаточном, чтобы не производить лишние спускоподъемные операции, требуемые для перенаращивания, исключая при этом эффект поршневания и снижая время нахождения неустойчивой пены на забое скважины в статическом состоянии. 4. При бурении с промывкой пеной наибольшие динамические потери давления возникают в скважине при восстановлении циркуляции.
